淺談火電機組低負荷經濟運行措施

劉成成，姚漢飛，陳志剛

（國電南寧發電有限責任公司,廣西 南寧 530317）

1 運行狀況

1.1 2015年開始受區域火電負荷下行影響，機組長周期低負荷運行已成常態，公司機組利用小時數自2014年開始連續3年均未超過3000h，負荷率均小于60%，平均負荷350MW。

1.2 深度調峰運行時間長，期間最低負荷160MW，平均負荷220MW，其中2015年深度調峰1688.7h、2016年3236.14h，2017、2018年深度調峰有所緩解，但仍需配合電網進行深度調峰運行。

表1 機組深度調峰統計

1.3 啟停機頻繁，2018年兩臺機組共啟動10 次，停機10 次，頻繁啟/停機操作導致機組能耗水平偏高。

2 機組深度調峰運行對安全、經濟性影響

2.1 低負荷深度調峰鍋爐助燃油耗量大

公司超臨界W 火焰燃煤鍋爐，設計燃用劣質無煙煤，最低不投油穩燃負荷45%BMCR，折算電負荷332.1MW，投產后通過鍋爐燃燒優化調整，最低穩燃負荷達到285MW，若負荷進一步下降則需要投運穩燃方可保證鍋爐燃燒穩定，其中2015年、2016年由于深度調峰助燃耗油達2956.7t。

2.2 低負荷深度調峰鍋爐受熱面存在拉裂風險

對比同類型超臨界W 火焰鍋爐，發現爐內熱負荷不均勻，受熱面溫差大是造成水冷壁拉裂的主要原因之一，尤其在低負荷深度調峰期間，隨著投入燃燒器數量減少，爐內熱偏差現象較為突出。

2.3 機組低負荷能耗水平偏高

大容量高參數火電機組，設計最佳經濟運行工況一般在85～95%負荷區間，低負荷運行效率低、能耗高，隨著機組負荷率的下降，機組煤耗升高較為明顯（圖1）。

圖1 660MW 機組出力系數與機組煤耗對應關系

2.4 汽輪機低壓缸排氣溫度高、汽輪機振動惡化

汽機長期低負荷運行，低壓缸進汽流量減少，鼓風摩擦損失熱量不能完全帶走，低壓缸排汽溫度升高，造成汽輪機低壓轉子中心發生變化，引發汽輪機振動惡化。

低負荷汽輪機低壓缸進汽量減少，真空高，在末幾級葉片上會形成渦流，加劇葉片水蝕程度，還可能引發葉片危險顫振，嚴重時會導致葉片斷裂。

2.5 機組長周期停備腐蝕及保養

火電機組負荷下降后，單機停備時間明顯增加，公司#2 機組于2017年1月25日調停后，直至2017年12月8日開機，停備時間達300 天以上，主/輔機系統保養壓力較大。

3 解決策略研究

3.1 優化配煤摻燒方式，進行鍋爐燃燒調整，提高爐膛火焰中心溫度，同時引入油槍自動投入邏輯，根據燃燒器火檢、爐膛負壓波動情況自動投入不同數量的油槍，保證了220MW 斷油運行期間鍋爐燃燒的穩定性。

3.2 開展制粉系統熱態調平，摸索不同磨煤機運行時的最佳組合方式，利用切除運行制粉系統燃燒器火嘴的方式，嚴格控制水冷壁溫差＜50℃，避免鍋爐水冷壁拉裂現象發生。

3.3 優化系統運行方式，降低機組能耗水平

3.3.1 制粉系統

（1）進行磨煤機小球改造，磨煤機初加球時配比一定數量的小球，提高磨煤機運行期間鋼球使用率，保證磨煤機出力、煤粉細度指標不變的情況下，初裝球數量可減少25%，磨煤機運行電流下降20%。

（2）通過優化調整，低負荷磨煤機運行臺數由四臺減少至三臺，磨煤機運行耗電率下降明顯。

（3）運行期間，維持磨入口密封風調節門全開，容量風門開度大于65%，制粉系統停運后及時停止油站，關閉冷卻水運行。

3.3.2 在鍋爐煤質發生變化后及時開展燃燒調整試驗，確定鍋爐最佳運行氧量、煤粉細度、配風方式，通過對劣質無煙煤燃燒優化調整，鍋爐飛灰含炭量連續三年均控制在2%以內。

3.3.3 根據系統運行實際，系統采用分時段運行

（1）機組負荷小于350MW 時，鍋爐底渣（鋼帶機、清掃鏈、碎渣機）系統、脫硫氧化風機按照停運6h 后啟動運行1h 控制。

（2）循環水溫度大于20℃時，投運真空泵冷水機組，循環水溫度小于20℃時，切換冷卻水至開式水運行。

（3）冬季循環水溫度小于19℃且真空大于95.5KPa時，開啟真空泵聯絡門，采用一臺真空泵運行。

（4）負荷小于350MW，入爐煤含量小于1.5%時，脫硫漿液循環泵由原設計的最低不小于兩臺循環漿液泵運行調整為單循環泵運行。

3.3.4 低負荷期間輸煤上煤方式由高負荷期間的6 次/天調整優化為3 次/天，有效減少了設備啟停次數及空轉時間。

3.3.5 公司循環水系統為開式循環，每臺機組設置兩臺循環水泵，循環水泵分為高/低速運行方式，根據機組負荷及取水溫度的變化，優化循環水泵運行方式如下（表2），循環水系統節約電耗達0.798%。

表2 機組循環水泵最佳運行方式

3.4 現場設備治理及節能改造

3.4.1 做好新技術、新工藝的掌握，有效轉化為公司節能降耗措施，其中開式水泵改造為永磁調節，真空水泵加裝冷凍機組，磨煤機密封風機加裝旁路、正常運行時停運密封風機運行等項目，節能降耗效果顯著。

3.4.2 加強現場“八漏”的治理，通過定期開展隱患排查、能耗診斷的手段，查找存在問題，制定有效控制、治理措施，逐項進行治理，有效降低機組能耗損失。

3.4.3 對于開式循環冷卻方式機組，江水雜物及微生物較多，凝汽器易堵塞，影響凝汽器換熱效果，通過在循環水系統增加二次濾網，同負荷機組真空平均升高0.31kpa，折算煤耗下降0.93g/kw·h。

3.5 做好汽機低壓缸排汽溫度監視，排汽溫度高于52℃時投入低壓缸噴水減溫，否則應增加機組負荷，停機后做好汽輪機低壓缸葉片的檢查，重點是末級葉片汽蝕和葉根疲勞損傷等。

3.6 積極研究國家政策，推進供熱改造，培育區域用熱大用戶，并與政府協商通過供熱核查，實現“以熱定電”，對于發電企業降本增效成效顯著，供熱后機組能耗水平下降（表3）顯著。

表3 供熱流量對機組煤耗影響

3.7 機組長周期停備保養控制

針對公司單臺機組長周期停備，探索提出了先干法后濕法保養方案，后期通過提高爐水PH 值＞10.8，氨保護液濃度＞100PPM 進行濕法保養。

后期又采購了一套氣相停爐保護儀，停爐時采用氨水堿化烘干法進行保養，設備檢修結束后，再采用氣相停爐保護法，該方法采用熱空氣對碳酸銨進行分解，可以使碳鋼的表面pH 值達到10 以上而處于鈍化狀態。

4 存在不足

雖然通過近些年的努力，總結了機組低負荷安全、經濟運行控制經驗，但機組低負荷運行期間機組能耗水平還仍然偏高，較國內先進水平仍有一定的差距。

低負荷運行期間設備安全問題始終存在，如低負荷水冷壁拉裂、低壓缸末級葉片葉水蝕等安全風險依然存在，有待下一步繼續研究處理。

5 結語

通過鍋爐燃燒優化控制，機組最低穩燃負荷由45%負荷率下降至30%負荷，在提高機組深度調峰能力的同時，節約助燃用油效果顯著。

通過低負荷通過鍋爐水冷壁溫差（小于50℃）的控制，避免了水冷壁拉裂事件發生。

采用提高PH 值、氨濃度的方法和氨水堿化烘干法對長周期停備超臨界機組保養均有效。

大力發展供熱市場，對于降低機組能耗水平，提高電網供電量，降低成本效益顯著。