660MW直流炉启停调峰和深度调峰操作要点及经济性分析

引言

近几年,随着新能源的发展,为响应电网的调峰要求,大型机组启停调峰逐步成为常态。为了保证大型机组启停安全,结合近期我厂机组启停调峰操作,特汇编机组启停调峰及深度调峰操作注意事项（本厂为660MW超临界直流炉,配置六台中速磨正压直吹式制粉系统,汽电双驱引风机,两台50%变频给水泵,一台35%液偶电泵备用）。

1启停调峰操作要点

（1）停机前10,,调整机组上煤方式。停机前h,,进行各类试验正常。

（2）机组停运后,尽可能减少通风冷却时间,减小炉内降温。一是机组停机后,立即进行闷炉操作,不进行通风吹扫:二是机组启动风机至点火操作,中间间隔时间尽可能短。主要是提前对风烟系统、制粉系统设备进行检查,具备随时启动条件。

（3）锅炉点火后,2磨煤机煤量逐渐增加,然后根据温升速率调整给煤量,升温速率控制在h℃/min。

（4）锅炉点火后,将旁路开至30%～40%,尽快使主汽温度回升。给水流量维持在300～350t/,,整个点火期间,过热度最高不得大于5℃,在冲转前,应维持过热度在1～3℃:给水流量的调整应根据主汽流量进行,以维持361阀开度不超过30%为宜,但要注意虚假水位情况。

（5）在升温升压过程中,屏过温度500℃以上且主汽流量h00t/,以上时,应投入过热器减温水。

（6）机侧再热汽温度高于中压缸温度50℃以上时,进行挂闸操作。汽轮机冲转时,主汽温度须大于汽轮机调节级金属温度100℃,保证在冲转过程中调节级金属温度不下降。

（7）若升温速率小于1.5℃/min且2磨煤机已满出力运行,启动第h台磨煤机,第h台磨煤机启动后,按锅炉总燃料量增加10t/,控制。

（8）投入减温水后,应控制主汽流量在h00t/,以上,根据压力和主汽温度情况,逐步增加燃料量,以便在机组并网后快速加负荷。

（9）并网后,加负荷至100MW时,稳定运行。在此期间要逐步增加燃料量至两台磨煤机最大煤量,主要看主汽压力是否降至9.68MPa以下,主汽压力大于9.68MPa后,可继续增加负荷。

（10）负荷100MW以上且运行磨煤机已满出力时,启动第3台磨煤机,第3台磨煤机启动后,按锅炉总燃料量增加10t/,控制。在此期间应主要控制主汽温度、屏过温度,只要温度能控制住,就增加燃料。

（11）逐步增加燃料量,当主汽流量大于600t/,时,进行大小阀切换,切换时,应注意保持给水流量稳定,加强监视。大小阀切换完毕后,继续增加燃料量,加负荷,此时给水应控制在比主汽流量小30～50t/,,保证过热度在3～5℃。机组负荷h40MW时,将361阀退出自动后关闭:机组负荷h60MW时,将361阀后电动门关闭。

（12）机组转干态后,应注意屏过温度下降情况,及时关小减温水。当主汽压力与滑压设定值接近时,投入汽机主控自动,随后逐步加负荷,投协调。

2启停调峰经济性分析

针对本机组三次启停调峰进行经济性分析,启停调峰成本如表1所示。

三次启停调峰成本（含多耗高卡煤）合计为84.0944万元,补偿费用合计为396万元,共盈利为311.9056万元。

3深度调峰操作要点

(1）接到深度调峰通知时,提前做好等离子、油枪试验工作,确保可靠备用。

(2）机组负荷低于330MW时,机组负荷变化率设定值改小。退出A给水泵再循环调门自动,手动调整:调整过程中,尽量维持给水泵入口流量不低于500t/h,防止异常工况下给水流量波动,引起两台给水泵抢水,负荷下限逐步随负荷进行调整。

(3）负荷降至300MW时,投入全部等离子点火装置。负荷降至250MW时,退出机组AGC、锅炉主控、送风自动,送风量调整为800～850t/h:停运A给水泵。期间若给水流量波动大,解除C给水泵自动,维持给水流量低于主汽流量50t/h。

(4）深度调峰期间,监视空预器入口烟温不低于295℃,否则开大再热器侧烟气挡板增加空预器入口烟温。脱硝值班人员加强对脱硝系统运行参数的调整与监视,发现异常时,及时汇报值长。

(5）深度调峰期间,保持A、B、D、E磨煤机运行,保持A、D磨煤机上高卡煤,磨煤机出口温度维持在85℃以上,保持各磨煤机风煤比在1.6～1.8且最低一次风量不低于60t/h。磨煤机加载油压力设定为正偏置,但须保证磨煤机不振动。

(6）深度调峰期间,维持炉膛压力(-60±50）Pa:运行中严密监视炉膛压力变化,当炉膛压力波动超过±300Pa且有明显的灭火征兆时,严禁投油稳燃,防止灭火后爆燃。

(7）深度调峰期间,省煤器出口氧量控制在4%左右,并提高磨煤机加载力,适当降低磨煤机风量。

(8）深度调峰前,值长通知除灰值班员,检查钢带机水封溢流正常,并将钢带机各冷却风门关闭严密,防止冷风大量漏入,影响燃烧稳定:在深度调峰期间,值长通知退出渣仓负压吸尘装置,禁止随意投入。

(9）深度调峰期间,加强对锅炉各受热面壁温的监视,避免发生局部超温。严密监视过热度在5℃左右,调整汽温时应缓慢,防止给水流量大幅摆动,造成汽温突变。

(10）深度调峰期间,密切监视发电机定子电压不低于19kV,10kV母线电压在9.8kV以上,380V母线电压在360V以上,低于要求值时,手动解除AVC,增加励磁,调整电压正常。发电机进相运行10kV厂用电电压低于10.2kV时,若需启动备用工频电泵,应将10kV厂用段切至启备变,将电压提高至10.6kV以上。

(11）深度调峰期间,应监视汽轮机低压缸排汽温度、末级叶片温度,并注意监视汽轮机本体运行参数。升降负荷时,注意监视烟风系统、燃料系统、给水系统等自动跟踪正常。

4深度调峰经济性分析

测算机组深度调峰时的经济性,深度调峰成本如表2所示。

一次深度调峰按照4h计算,深度调峰至270MW增加的成本为:(①-②＋④）×4＋③=9.8万元,双细则收入为7.2万元,这样是不合算的。在不考虑因煤质差存在低负荷灭火、爆燃的安全风险下,必须深度调峰5.5h才能达到盈亏平衡。这主要是由于深度调峰需要多掺配高卡煤量,存在无效的高卡煤用量。

5结论及建议

以多发电为原则,不主动争取深度调峰,满足电网要求即可。