1000MW 機組300MW 深度調峰試驗分析

李 亮，謝海琪

（國家電投集團協鑫濱海發電有限公司，江蘇 鹽城 224500）

1 試驗目的

（1）驗證機組在300MW 負荷時鍋爐是否具備穩燃能力。

（2）驗證機組在300MW 負荷時脫硝系統是否具備投運條件。

（3）驗證機組在300MW 負荷時各受熱面壁溫是否在可控范圍內。

（4）驗證機組在300MW 負荷時協調控制能力。

（5）驗證機組在300MW 負荷時汽泵是否安全可靠運行。

2 試驗條件

（1）利用機組停機契機，根據1 號機組300MW 深度調峰試驗方案要求，執行300MW 深度調峰試驗。

（2）11 月09 日白班已投BC、CD 油槍，均可靠備用。

（3）測量爐水循環泵絕緣正常，爐水循環泵正常備用。

（4）根據現場停機操作實際，保持1B、1C、1D 制粉系統運行，加倉方式如下。

表1 倉儲各個運行系統

（5）制粉系統、風煙系統、燃油系統等設備運行正常，沒有影響輔機設備運行的缺陷，設備均可靠運行。

（6）減溫水系統閥門、燃燒器擺角等設備功能完好，正常投運。

（7）干排渣系統設備完好，無影響干排渣運行的缺陷。

（8）通知現場各專業檢修人員到位。

（9）就地檢查單爐膛燃燒器擺角在同一角度，調整燃燒器擺角時應就地核對擺角實際位置。

（10）500MW 負荷時將1A 小機汽源切至輔汽供給，保持1 號機組輔汽聯箱壓力＞0.8MPa，全廠輔汽由2 號機組冷再供應。

（11）試驗前已聯系熱控將協調控制自動解除負荷修改為280MW。

3 試驗過程

因停機時間限制，本次試驗時間較短，整個試驗過程負荷控制如下：22：20 機組負荷500MW，開始執行降負荷操作；22：30～22：38，維持機組負荷450MW 穩定；22：38～23：11，持續緩慢降低機組負荷至320MW；23:29,機組負荷降至297MW，運行磨煤機為BCD；23：32，啟動1A 制粉系統，結束300MW 試驗操作。由500MW 負荷降至300MW 時間為1.2 小時，滿足試驗措施要求。但由于停機時間限制，本次試驗僅在300MW 負荷停留5 分鐘，隨后即進行停機操作，未達到方案要求的持續2 小時穩定負荷運行。

4 試驗過程出現的問題及解決措施

4.1 送風量手動調節調整滯后，兩側氧量偏差大，造成汽溫偏差大總排口氮氧化物波動大

由于鍋爐雙爐膛設計，低負荷爐膛火焰充滿度低，配風方式不合理，氧量偏差問題不可避免的存在。在以往400MW 深度調峰就曾探討過，經過一定時間的經驗總結，400MW 負荷工況時的氧量及汽溫偏差已能得到較好控制。而此次300MW 深度調峰試驗過程，為何再次出現，且氧量波動過大（6.5%～10.5%），偏差最大達2%[1]。

主要原因如下：①相對于400MW 深調操作，300MW 深調操作時間更長，基本為400MW 操作三倍時間，同時要考慮對脫硝入口煙溫的控制；②氧量調節滯后，從送風量調節至尾部煙道氧量測點，包括脫硝氧量、氮氧化物出現明顯變化基本需要5min～8min 時間，而從風量調節開始，到最終最大氧量變化時間則更長，需要近20min 時間。因此，在300MW 深調氧量調整期間，不能僅憑當前數據進行調整。

解決措施：①深調期間，送風機動葉調整不可來回往復，從送風機動葉手動調整開始，至降至300MW 負荷期間，送風機動葉應為逐漸關小過程，操作過程應平緩，最終以此次深調試驗經驗值為目標值，即A 送風機動葉20%（43.7A），B 送風機動葉18%（45.3A）；②當出現兩側氧量偏差過大，超過1%就應立即通過SOFA 風擋板開度進行適當調整，因反應滯后的影響，調整幅度不可過大，以免兩側氧量來回往復，控制氧量偏差最大不超過1.5%。

以下為300MW 深調期間風機動葉調整及氧量變化截圖。

圖1 300MW 深調期間風機動葉調整及氧量變化

4.2 水冷壁超溫

此次300MW 深調試驗期間，出現了短暫水冷壁超溫現象，主要原因如下：因機組負荷較低，過熱度較低（最低12℃），為防止鍋爐轉濕態，調整給水流量幅度較大，造成水冷壁短時超溫。

解決措施：由于機組負荷較低，最終給水流量僅860t/h～900t/h 左右，給水流量變化對壁溫影響較大。低負荷期間如鍋爐水冷壁部分管束溫度異常，應適當降低啟動分離器出口溫度，如機組在微過熱度運行方式，加強啟動分離器水位的監視，防止分離器滿水造成過熱器進水。同時手動進行焓值調整時，不可大幅操作，每次調整只允許通過小格調整一次，即20t/h 的幅度。

4.3 退汽泵操作造成給水流量突降（最低降至722t/h）

主要原因：此次由于進行300MW 深度調峰試驗，在300MW經過短暫停留后未升負荷，在300MW 負荷即進行了退B 汽泵操作，兩臺汽泵出力均較低，且B 汽泵汽源為四抽，當B 汽泵再循環全開，A 汽泵再循環全關后，B 汽泵稍降轉速即不出力，A 汽泵給水加出力過程不及時，造成給水流量突降[2]。

解決措施：在停機退汽泵操作過程，盡量在500MW 負荷。在300MW 低負荷退汽泵時，應將輔汽汽源小機出力提前增加后，再緩慢退出四抽汽源汽泵，防止造成給水突降。低負荷期間應嚴密監視兩臺汽泵出力一致，小機調門有一定裕度避免出現搶水現象。（297MW 暫態工況，給水流量869t/h,1A 汽泵流量788t/h，3096rpm；1B 汽泵流量773t/h，3095rpm）。

4.4 負荷降至320MW，給水流量偏差達到底限，負荷閉鎖減，汽泵轉速控制切手動，協調切除

主要原因：焓值手動調整幅度過大，給水流量指令下降較大與實際給水流量偏差大（1 號機焓值手動±400t/h，自動為當前給水量的-10%到+25%；2 號機焓值手動±400t/h,自動為當前給水量的-10%到+25%），造成給水流量偏差達到低限，負荷閉鎖減，同時汽泵轉速控制切手動，給水流量切手動，機組協調控制方式切除。

解決措施：①聯系熱控人員，修改給水流量設定偏差調節范圍，增大手動給水流量調節區間；②焓值設定調整要超前調節，降負荷至300MW 期間必定要提高焓值設定降低給水偏置。焓值調整操作同樣不可往復，應為緩慢、連續的提高焓值，降低給水偏置的過程。保證機組過熱度不低于15℃，并嚴密監視各管壁溫度不超溫。

4.5 閉式水溫調節，閉式水溫度較低

主要原因：機組負荷變化范圍大，閉式水用戶用量大量減少，DCS 閉式水溫度調節方式少，只能通過閉冷器旁路調門調節。需安排人員就地通過閉冷器開式水側電動門調節，不能第一時間作出響應。

解決措施：①將閉式水冷卻器開式水側出口電動門控制方式增加點動調節，同低省旁路電動門調節方式，電動閥位開度2%，便于DCS 畫面進行閉式水溫度調節；②修改閉冷器旁路調門自動控制調節邏輯，增加其調節響應速率。

4.6 高加水位控制

主要原因：①給水流量波動，各級抽汽量變化大；②高加各級間疏水將壓差減小，高加正常疏水調門調節特性變差，造成高加水位大幅波動。

解決措施：保持給水流量穩定，減少給水流量變化擾動，發現高加水位無法自動調整，應提前降低高加水位設定，退出#3高加正常疏水至事故疏水。

4.7 給水流量調整波動（830t/h發給水流量低語音報警）

主要原因：協調控制給水自動調節方式下，汽泵再循環開啟操作幅度較大。

解決措施：①持續緩慢開啟兩臺汽泵再循環開度，最終達到80%開度以上，保持兩臺汽泵轉速出力一致，每臺汽泵流量不低于600t/h；②在400MW～500MW 期間即將兩臺給水泵再循環緩慢開至最大（保證兩臺給泵出力一致的情況下），避免更低負荷時進行再循環調節操作。通過給泵轉速自動調節給水流量。

4.8 凝汽器液位調節，最高漲至1200mm

主要原因：①1A 汽泵汽源切至輔汽供應，輔汽汽源切至2號機組供應；②機組降負荷，工質匯集至凝汽器。

解決措施：本次300MW 深調試驗時間較短，凝汽器液位即漲至1200mm，需加強凝汽器液位監視，提前開啟除氧器至清潔水箱放水調門前后手動門，必要時進行放水操作。確保#5 低加出口放水電動門關閉并停電，防止凝汽器液位高聯開。

5 本次300MW深調試驗結論

（1）機組在300MW 負荷時鍋爐燃燒穩定，具備穩燃能力。但不同煤種不同制粉運行方式需進一步驗證。本次試驗297MW，B/C/D 磨煤量分別為50、35、36t/h。根據停機需要，燃煤摻配并未按照措施要求執行，因此燃煤的摻配需進行調整，保持熱值校正0.86 以下，加強真空調整，已防各磨煤機煤量過低。

（2）在300MW 負荷時脫硝系統入口煙溫A 側300℃、B 側281℃，平均溫度290℃。在調整好兩側煙溫偏差的情況下，基本能夠保證脫硝系統的投入，處于催化劑入口煙溫設計值的底限。同時脫硝入口煙溫一定程度受環境溫度影響，因此為保證脫硝催化劑的使用壽命及效率，如何調整好脫硝兩側入口煙溫偏差，保證更低環境溫度的入口煙溫合格，需要進一步探討。

（3）本次機組在300MW 負荷時各受熱面壁溫均在可控制范圍內，僅水冷壁由于調整不當出現過短暫超溫。

（4）本次機組在320MW 負荷時即因汽泵轉速控制切手動造成協調切除，需通過對水煤比控制自動、手動情況下的給水流量偏差設定值的修定，再次驗證協調在300MW 負荷時控制能力。