330MW机组30%深度调峰的危险点分析及防范措施

0引言

在碳达峰、碳中和政策要求下,新能源成为我国能源发展的主流。至2023年底,江苏电网总装机容量18177.66万kW,新能源发电容量超过6 000万kW,高效、清洁新能源的比重越来越高,对燃煤机组调峰深度提出了更高的要求。针对这一情况,在燃煤机组深调过程中保证机组的安全、稳定运行尤为重要,本文将对某厂330 MW机组30%深度调峰的试验过程进行分析。

1 机组简介

某电厂330 MW机组锅炉是上海锅炉厂有限公 司生产的SG—1036/17.5—M867型亚临界控制循环Π型汽包炉,采用控制循环、一次中间再热、单炉膛、四角切圆燃烧方式、燃烧器摆动调温、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构。汽轮机组采用上海汽轮发电机有限公司制造的亚临界、一次中间再热、双缸双排汽、高中压合缸、凝汽式汽轮发电机组,型号为N330—16.67/538/538(K156机型)。2018年综合升级改造后,主蒸汽压力提高0.3 Mpa,温度提高5℃,再热蒸汽温度提高27℃ 。发电机采用上海电气集团生产的 QFSN—330—2型水氢氢发电机组,发电机的励磁型式为发电机出口接带励磁变的全静态励磁系统。

2 30%深度调峰过程中的危险点分析

2.1锅炉稳燃

对火电机组而言,深调过程中,机组负荷不断降低,锅炉燃料量不断减少,至30%负荷锅炉总煤量在50 t/h左右,只能保留B、C磨煤机运行,直吹式制粉系统如果发生给煤机断煤等制粉系统故障,将会造成锅炉燃烧不稳,甚至造成锅炉灭火。

2.2 汽包水位控制

给水控制是汽包炉的核心重点。因锅炉一级减温水流量最高可达105 t/h,而30%深调时总给水流量只有330 t/h左右,锅炉如果出现燃烧不稳,造成一级减温水流量波动,会造成汽包水位波动,甚至水位“自动”跳闸。

2.3脱硝系统参数控制

机组长时间低负荷运行,脱硝系统入口烟温过低,会造成催化剂结晶,必须要保证入口烟温>285℃ 。此外,低负荷炉膛氧量波动大,极易出现锅炉烟囱出口氮氧化物超标,造成环保考核事件。

2.4 汽温调整和机组供热

低负荷期间,锅炉本体和尾部烟道不能吹灰,长时间深调会造成各受热面结灰。一段时间后,减温水流量会逐渐增多,而低负荷期间减温水量大幅变化既影响给水流量,也会造成主汽压力变化,而主汽压大幅度变化会影响总煤量的变化。这就要求监盘人员综合各主参数的变化,必要时通过机组供热等手段来控制总煤量、再热汽温的变化。

330%深度调峰过程中的防范措施

3.1锅炉稳燃控制

首先要对B、C、D中间层磨煤机加仓高挥发性、低水分、较高热值煤种,保证试验期间的磨煤机最低煤量、干燥出力。此外,还要做好以下工作:

1)试验前,检查确认各油枪完好备用,尾部烟道声波吹灰器运行正常。

2)减负荷过程中,适当减小各磨煤机一次风速,控制在25 m/s左右;磨煤机出口温度按照上限控制;磨煤机旋转分离器转速控制在700 r/min左右;关小备用磨煤机密封风门;适当控制B磨煤量,确保底层煤粉浓度。当机组供热较少或者加仓煤质太好,总煤量较少时,要注意强化燃烧控制:磨煤机20 t/h煤量时,一次风速在25 m/s左右^[1]。

3)合理配风,在确保煤粉充分燃烧的基础上,兼顾NOx排放量,适当调节SOFA风与下层风的分配比例,控制脱硝入口NOx在250 Nm³/h左右。

4)密切关注在运磨煤机的火检情况,如有火检信号晃动,加强就地实际火焰着火情况检查,与DCS 画面中火检情况进行核对分析,发现火检信号异常,及时联系检修修正。

5)当深调结束,加负荷时,总煤量上升后,应及时启动备用磨煤机,防止在运磨煤机发生堵塞现象,必要时适当降低在运磨煤机旋转分离器转速。

3.2 给水控制优化调整

摸底试验前,将甲汽泵切至辅汽运行。机组负荷减至30%过程中,甲/乙汽泵转速下降后,逐步荡空乙汽泵,将转速设置在3 300 r/min,通过甲汽泵调整给水。在此过程中,甲汽泵转速波动较大,汽包水位同步波动,由于锅炉主给水阀前后压差较大,造成过热器减温水流量波动大,汽温也波动。后通过逐步开大给水旁路调整器,降低压差后恢复正常(图1)。同时,考虑到一台汽泵在控制给水时转速波动大,在手动加减负荷时,将两台汽泵转速同步控制,发现汽包水位趋于稳定。

在认定试验时,按照上述方法进行调整,各参数控制相对较好。相关操作如下:

1)提前将甲汽泵小机进汽汽源由抽汽切至辅汽运行。

2)加强对汽泵小机转速、流量、进汽低压调门开度的监视,当汽泵小机转速低于3 300 r/min时,逐渐开大两台汽泵再循环门。

3)加强机炉之间的协调,锅炉主给水阀关小至18%左右,将旁路调整器开大,控制给水阀前后压差在3 Mpa以下,防止给水阀前后压差大引起过热器减温水调门、流量波动,汽温波动大,导致在参数调整过程中汽包水位波动大。

4)需要大幅调整一级减温水时,应特别注意甲汽泵的运行情况,避免汽包水位“自动”跳闸的情况出现。

5)汽包水位调整要综合主给水阀前后压差、汽泵转速、汽泵再循环门、过热器减温水、汽包水位进行协调控制。不能单纯为了提高汽泵转速,提高给水压差;过度关小给水总门,会造成小机低压调门开度过大,尤其是低负荷下抽汽运行的小机。给水压差在2Mpa左右,通过再循环门能够控制汽泵转速>3200 r/min 就可以。对于锅炉侧来说,给水总门20%左右时,线性非常差,给水流量波动较大;给水压差越大,减温水调门越灵敏,越容易造成自动控制的震荡,最终造成汽温和汽包水位的波动。

3.3脱硝参数控制

该厂330 MW机组在近两年完成宽负荷脱硝改造、宽温催化剂更换,为全负荷脱硝提供了设备技术支持。在摸底试验时投运热水再循环,提高脱硝装置进口烟温后,脱硝系统参数均在技术控制范围。

3.3.1脱硝入口温度的控制

在摸底试验时,负荷在130 MW以下,脱硝入口烟温低于285℃时启动乙炉水泵,热水再循环管道暖管后投运。因负荷低,汽泵转速控制接近下限,此时启动乙炉水泵,汽包水位瞬间波动幅度大。为了减小低负荷热水再循环投运过程中相关参数的波动,可适当提前投运热水再循环。因此,在认定试验时,提前投运热水再循环(图2)。具体操作:165 MW时,启动乙炉水泵,热水再循环管道暖管后,就地检查无异常,开足热水再循环母管电动门,热水再循环投运。整个过程中脱硝入口温度保持在290℃以上,未通过乙炉水泵出口调节阀进行调整。在加负荷过程中,140 MW以上关热水再循环母管电动门后,停用乙炉水泵^[2]。

3.3.2脱硝出口NOx的控制

由于认证试验过程中,所有瞬时值不能超过超低排放值(50 mg/m3)。为满足脱硝要求,在加减负荷过程中,应加强对脱硝参数的监视调整,尤其是启停磨煤机操作时,应适当进行提前干预,同时还需防止过调^[3]。整个过程中未发生脱硝参数超限(图3)。

3.4 汽温控制

此次摸底试验过程中,中压调 门节流关小至20%,次中压供热投用。认定试验过程中供热未投运,中压调门关小至20%。因此,在摸底试验时,再热汽温较高。认定试验时,再热汽温在543℃左右。加负荷过程中,需控制好各减温器减温水量(注意汽泵小机转速、主给水阀前后压差),防止加负荷过程中汽温、管壁超温。

3.5机组供热

在摸底试验时,将1号高再系统恢复热备用,保持次中压供热。在负荷下降后,逐步关小中压调门至20%节流运行。在认定试验时,机组未进行供热,次中压供热仅保持小开度流通状态。今后,在30%负荷下可根据需要进行供热。在供热时,需注意煤量、汽温等参数的监视调整。

3.6 深度调峰过程中其他重要参数的监视和注意事项

1)虽然不投油枪,预热器仍要进行连续吹灰,防止尾部烟道发生二次燃烧。

2)加强对汽轮机轴位移、差胀及各轴承温度、振动数值的监视。

3)加强锅炉排烟温度的监视,防止预热器低温腐蚀。

4)关注风烟系统,控制好吸、送、一次风机的出力偏差,防止风机失速。

5)极低负荷下,各项自动控制例如过热器减温水自动、再热器减温水自动、脱硝自动等虽然进行了部分自动参数优化,但如发生异常,应及时解除 自动。特别是过热器减温水自动,因为给水压差大,减温水调门会造成自动控制的震荡。

6)低负荷运行,抽汽压力下降,需关注高、低加水位,必要时适当开启危疏门,控制好汽侧水位。

7)注意控制发电机进相深度在规定范围内,必要时可手动干预,调整无功。同时,密切关注6kV、400 V母线电压。若母线电压偏低,启动6 kV负载前应手动增加机组无功。

8)为满足30%负荷,CCS能够正常投入,应对相应的燃料、送风、负荷指令下限参数进行修改,对INFIT指令上下限、滑压曲线、脱硝预设喷氨流量系数进行修改。

4 结束语

330 MW机组深度调峰已在国内很多电厂开展技术认证,随着研究的不断深入,该技术必将不断完善。为了使发电机组在深度调峰过程中能够安全可靠稳定运行,运行技能人员在今后的深调操作中需要不断地探索实践,开展相应的技术改造,总结出更科学、更切实可行的运行技术措施。

[参考文献]

[1] 纪翱.浅谈1 000 MW超超临界机组30%额定负荷深度调峰 [J].中国设备工程,2022(16):225-227.

[2]张广才,周科,鲁芬,等.燃煤机组深度调峰技术探讨[J].热力发电,2017,46(9):17-23.

[3]李科文.火电机组深度调峰能力建设的思考[J].中国管理信息化,2020,23(21):88-89.

《机电信息》2024年第17期第4篇