1 000 MW機組深度調峰技術探析

摘要：近年來，風電、光伏等新能源裝機規模不斷增加，同時整體受電規模也大幅提升，電網調峰矛盾日益突出。根據國家對機組深度調峰的最新要求，為進一步提升機組深度調峰能力，在鍋爐寬負荷脫硝改造的基礎上，對機組協調控制系統進行了升級優化，通過對深度調峰過程的分析，發現了深度調峰過程中存在的問題并給出解決方案，實現了機組穩定運行達到30%額定負荷下限的功能。

關鍵詞：深度調峰;寬負荷脫硝;協調控制系統;30%額定負荷

中圖分類號：TM621.2" " 文獻標志碼：A" " 文章編號：1671-0797（2023）15-0022-05

DOI：10.19514/j.cnki.cn32-1628/tm.2023.15.006

0" " 引言

某電廠兩臺百萬機組鍋爐采用上海鍋爐廠有限公司生產的SG-3044/27.46-M535型、單爐膛塔式布置、四角切圓燃燒、平衡通風、全鋼架懸吊結構、露天布置、超超臨界參數變壓運行螺旋管圈直流鍋爐[1];汽輪機為上海汽輪機廠有限公司生產的N1000-26.25/

600/600型超超臨界蒸汽參數、一次中間再熱、單軸、四缸四排汽、凝汽式汽輪機;發電機采用上海汽輪發電機有限公司生產的水氫氫冷卻汽輪發電機，采用無刷旋轉勵磁系統，型號為THDF125/67。機組額定負荷1 000 MW。

1" " 深度調峰過程分析

1.1" " 深度調峰機組工況

機組負荷600 MW，主汽壓17.18 MPa，汽壓速率0.3 MPa/min，主汽溫584.2 ℃，再熱汽溫580.2 ℃，CCS和INFIT投入，AGC投入，負荷速率10 MW/min，一次調頻投入，B、C、D、E磨煤機運行，B汽泵小機已切至輔汽運行。

AGC的指令開始從600 MW減負荷，負荷速率為10 MW/min，其間停運E磨煤機;機組負荷減至500 MW之后，執行主給水切至旁路運行、開啟寬負荷脫硝省煤器給水旁路電動門、高加疏水切換和汽引小機停止供熱等操作;繼續減負荷至330 MW，負荷速率14 MW/min，后速率降至9 MW/min，其間完成蕩空A給水泵流量等操作。最終負荷穩定在288 MW運行4 h試驗。

1.2" " 低負荷穩燃

與正常運行方式不同，由于不投油，試驗時需特別關注爐膛火檢。由于此次機組B修所有火檢都已進行更型，對火焰監視存在失真可能性，因而除了關注運行磨煤機的火檢，還采用相鄰停運磨煤機火檢作為參考。此外，為了減少冷風，備用磨煤機關閉冷風調門，同步關小磨與給煤機的密封風門。本次試驗可見三磨運行時火檢信號是沒有問題的，反饋比較正確，可以看到爐膛內火焰直到E層位置均能被有效感知;但隔層磨運行時的火檢情況還需進一步檢驗。

1.3" " 送風機動調自動下限修改

本次試驗之前，送風機動調下限已經由11%下修至7%，以減少爐膛風量，低負荷時，氧量偏置大致保持在9%，爐膛壓力未出現大幅波動，同時也有助于提高低負荷時的排煙溫度。送風機B修后，與修前相比同動調開度下風量偏大，原11%下限在30%深度調峰時已不適用，考慮到引風機出力和脫硝進口NOx，將動調下限進一步下調，風機總體運行良好。

1.4" " 采用脫硝寬負荷省煤器給水旁路電動門調整排煙溫度

1.4.1" " 脫硝系統入口煙溫低

SCR（脫硝系統）催化劑的工作溫度是有一定范圍的，溫度過高（gt;450 ℃）時催化劑會加速老化;當溫度在300 ℃左右時，在同一催化劑的作用下，另一個反應也會發生[2]，即生成氨鹽，該物質黏性大，易粘結在催化劑和鍋爐尾部受熱面上，影響鍋爐運行。

2SO2+O2→3SO3

NH3+H2O+SO3→NH4HSO4

SCR入口煙溫過低時不僅無法投入脫硝系統，也有可能導致運行中的脫硝系統跳閘退出運行，從而影響環保考核[3]。

1.4.2" " 增加寬負荷脫硝系統

寬負荷脫硝系統的主要調節對象是省煤器出口煙溫（即SCR入口煙溫），當SCR入口欠溫相對較少時，可只采用給水旁路系統，系統功能和控制相對更為簡單;當SCR入口欠溫較多時，則需要同時開啟旁路+再循環管線，以獲取SCR脫硝入口煙溫的極限提升[4-5]。寬負荷脫硝系統如圖1所示。

本次試驗最終寬負荷脫硝旁路電動門開度為24%，對應的過冷度為30 ℃，開啟該電動門的過程中，需要關注兩側過冷度的偏差變化，參考排煙溫度，保證一定的余量。本次試驗過程中，排煙溫度始終穩定在300 ℃以上，288 MW負荷時，排煙溫度能達到308 ℃。此次給水旁路投運過程緩慢平穩，在500 MW時微開給水旁路二次門暖管，450 MW時開至10%，400 MW時開至15%，300 MW時開至25%;SCR進口溫度基本穩定在310 ℃，此時流量在250 t左右，省煤器新增過冷度29 ℃左右。由此可見，今后深度調峰按此流量、開度即可，操作中切不可大開大合，嚴防省煤器汽化;同時要注意到，給水旁路投運后水冷壁進口水溫呈下降趨勢，應注意過熱度的變化。

1.5" " 脫硝參數控制

試驗期間，環保控制要求任一點NOx不允許超50 mg/Nm3，因而自動值放得較低，同時盡可能保持脫硝入口NOx穩定。但由于機組負荷大幅變動，水冷壁吸熱發生偏差，被迫調整二次風擋板，進而會影響脫硝入口NOx，需要注意及時調整，防止環保超標。此外，磨煤機吹掃過程中，也需要及時調整噴氨量，吹掃風量的變化將大幅影響脫硝入口NOx，吹掃結束后，要及時收小噴氨量。該電廠要求控制煙囪出口NOx不大于40 mg/Nm3，本次B修混合器的噴嘴進行了增容，噴氨量應該沒有太大的問題，但要注意控制兩側出口NOx不能長時間在零。

1.6" " 汽溫控制

試驗指令下達后，負荷降低的同時，同步降低主再汽溫。由于負荷下降較快，疊加TMax控制需要降低過熱度、#1瓦瓦溫偏差調整影響（#1、#2主汽門前汽溫倒掛，#2管對應三過AC減溫水內漏比較多，被迫壓低三過BD出口），最終主汽溫最低跌至529 ℃，再熱汽溫跌至522 ℃，導致TSE裕度小于5 ℃，閉鎖了機組減負荷。后通過關閉左側減溫水總門、提高機組過熱度等方式將汽溫恢復。因此，以后在汽溫調整過程中，一定要多關注TSE裕度，防止此類異常出現。鑒于試驗需要，此次500 MW保留三磨運行，爐膛火焰偏低，熱偏差較大，水冷壁出口溫度及主再汽溫都有較大偏差，同時由于配合汽機控制#1瓦瓦溫的原因，B側汽溫進一步下壓，導致整體汽溫偏低，在減負荷過程中造成裕度不足，負荷減不下去。

2" " 深度調峰問題分析

2.1" " 加倉煤熱值較低

試驗期間因汽機冷再調門故障，冷再不能對外供熱，影響蒸發量約70 t/h，顧及低負荷的制粉系統穩燃，為確保單磨煤量不至過低，影響煤粉濃度，所以在加倉方式上采取了降低熱值的措施。但在試驗中發現，需要在低負荷段進行磨煤機啟停操作，加大了控制煙囪排口NOx不超標的難度，試驗結束加負荷的時候由于煤質太差，加負荷速率太慢。于是在論證試驗階段對加倉進行了調整，將C倉的高低熱值煤的比例調整為2：1，E倉由低熱值煤改為高熱值神混煤，改動后鍋爐加減負荷、參數控制均正常。

2.2" " 過熱度控制不佳

第一次INFIT減負荷時，發生了過熱度持續上升的情況，通過參數分析，認為一是INFIT廠家人員參數修改不佳，減負荷時給水量下降過快;二是負荷剛加至500 MW后不久即減負荷，煤量超調的效應沒有消除。過熱度變化曲線圖如圖2所示。

第二次INFIT減負荷階段，由于煤質較差，在運磨出力偏大，監盤人員為了防止磨僵，對C磨減煤量進行了吹掃，煤量由55 t/h突降至41 t/h，導致大量存粉進入爐膛，破壞了此時的水煤比，引起過熱度的持續上升，同時為了控制過熱度的變化，抬高了燃燒器擺角，又導致NOx參數的大幅波動。INFIT減負荷階段過熱度變化曲線圖如圖3所示。

因此，在以后的調整中，首先控制加倉較好的煤種，確保磨煤機運行時有充足的余量;其次監盤人員在減負荷過程中應緩慢減少煤量，防止煤量突降導致水煤比破壞。

2.3" " 煙囪排口NOx瞬時超標

在試驗期間，負荷需從500 MW減到285 MW，中途需停用E磨，加大了NOx控制的難度，因此安排專人對煙囪排口NOx進行調整。摸底試驗期間，監盤人員調整幅度比較大，從噴氨調門、二次風門擋板多個方面入手，再加上控制過熱度的影響，各種因素疊加，導致進口NOx波動較大，煙囪排口瞬時值超標。NOx變化曲線如圖4所示。

一般而言，減負荷時進口NOx的變化，一是受燃料風粉比影響，二是受啟停磨吹掃風量影響。深度調峰時，進口NOx受風粉比影響分幾個階段：由500 MW減負荷至400 MW時單磨煤量減少，風粉比變大，進口NOx上升;停E磨后，在運磨單磨煤量上升，風粉比減小，進口NOx下降;繼續減負荷至285 MW，風粉比又再次變小，進口NOx繼續上升。同時，在減負荷至400 MW階段進行了停E磨吹掃，吹掃時NOx上升，吹掃結束收風后NOx即大幅下降。試驗期間，減負荷起步階段即控制煙囪排口NOx降低，調整煙囪排口NOx時以調整噴氨量為主要手段，根據上文總結的規律做到超前調整，同時使用SOFA、H-SOFA風門與燃燒器擺角作為輔助調節手段，操作時避免大開大合，整個驗證試驗過程中煙囪排口NOx控制良好。

2.4" " 給水旁路閥自動關閉

在試驗結束階段，給水旁路切回主路時，發生了給水旁路閥自動關閉到零，且不好人工干預的問題。查給水旁路閥邏輯發現，在進行深度調峰給水主旁路閥自動切換順控組態時，INFIT人員對給水旁路閥邏輯進行了修改，即給水主閥發開足信號后，給水旁路閥就接收一個持續200 s的超馳關閉指令，這在運行中是比較危險的。因此，聯系熱工對邏輯進行了臨時修改，將旁路閥位指令改為75%且脈沖時間改為1 s。

2.5" " 機組振動

機組減負荷到300 MW，#1、#2瓦振動逐步上升，控制主、再汽溫及主汽溫兩側偏差效果均不明顯，負荷恢復后振動逐漸下降。機組#1、#2瓦振動曲線如圖5所示。

機組從600 MW開始減負荷過程中，#5瓦軸振和#6、#7瓦瓦振逐步上升，減負荷至400 MW左右，振動達到最大值然后下降，當負荷減到300 MW穩定后，振動又逐步上升趨穩。機組#7瓦振動曲線如圖6所示。

試驗期間，各瓦振動最大值如表1所示。

對于#1、#2瓦振動，將#2主蒸汽進汽溫度調整至高于#1主蒸汽進汽溫度（5～8 ℃），振動逐漸下降;若#5～#7瓦振動上升，可通過提高冷氫溫度（正常42 ℃，最高可提高至45 ℃），使振動情況有所好轉。

3" " 結束語

目前電網調峰需求日益加劇，而基于深度調峰的深度探析較少，隨著研究的不斷深入，深度調峰技術必將不斷完善。本文針對百萬機組現狀，通過鍋爐寬負荷脫硝的改造，對機組協調控制系統進行升級優化，對低負荷穩燃、送風機動調自動下限修改、脫硝寬負荷、脫硝參數控制、汽溫控制等問題進行分析和探討，提出過熱度變化、NOx、機組振動等問題并給出解決方案，本文的技術手段能夠有效推動深度調峰在電網中的應用。

[參考文獻]

[1] 歐陽子區，王宏帥，呂清剛，等.煤粉鍋爐發電機組深度調峰技術進展[J/OL].中國電機工程學報，2023：1-22.（2023-02-23）[2023-04-11].https：//kns.cnki.net/kcms2/article/abstract？v=3uoqIhG8C45S0n9fL2suRadTyEVl2pW9UrhTDCdPD65djwFi6aRxPRD1I9OI4AkeV6jSgV81O7uH8-CtR9zr_jsnY656Rumjamp;uniplatform=NZKPT.

[2] 汪濤，吳沛航，胡高斌，等.660 MW鍋爐深度調峰工況下SCR裝置運行分析[J].大眾標準化，2023（3）：140-143.

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[4] 劉德揚.660 MW超臨界純凝機組30%額定負荷深度調峰探索[J].電工技術，2022（23）：259-261.

[5] 蘇顯賀.基于深度調峰技術的600 MW火力發電機組性能試驗分析[J].科學技術創新，2022（36）：47-50.

收稿日期：2023-04-24

作者簡介：薛超（1990—），男，江蘇人，工程師，技師，研究方向：電力安全生產。