机组深度调峰探讨

机组深度调峰探讨
摘要：2013年下半年，由于河南电网用电量增长缓慢，电网装机容量增长较快，在网运行机组按照电网调度命令超常规调峰，负荷低于50%调峰的频次和时间加长，甚至个别时段深度达到65%的调峰，在深度调峰期间，机组运行积极性严重下降，运行工况严重化，威胁设备安全。

关键词：深度调峰技术措施注意事项
本文以作者所在的大唐安阳发电厂#9、10机组为例，探讨深度调峰的相关技术措施。

深度调峰定义
深度调峰就是受电网负荷峰谷差较大影响而导致各发电厂降出力、发电机组超过基本调峰范围进行调峰的一种运行方式；深度调峰的负荷范围超过该电厂锅炉最低稳燃负荷以下；目前河南电网深度调峰幅度在60%MCR左右。

机组参与深度调峰运行时设备的不安全因素
调节阀切换时易造成轴承振动增大，为避免此现象的发生，机组必须先进行充分暖机，使汽缸膨胀均匀、转子充分加热。

若转子出现较大的应力时，不允许增加机组负荷，应保持稳定负荷进行暖机。

其次，调节阀切换时应尽量在调节阀开度较大，负荷较高时进行确保调节级受力均匀。

机组由定压运行切换到滑压运行以及减负荷较快时，机组负向轴向位移增加。

机组参与深度调峰运行时，除氧器压力较低，造成汽置泵入口压力较低，有效汽蚀余量偏低，易造成汽置泵汽蚀。

引起汽置泵轴向推力变化，易造成串轴现象。

由于汽轮机各段抽汽压力较低，会引起加热器疏水不畅，各加热器水位出现报警。

主机轴温和轴位移发生变化。

由于炉膛热负荷较低，送入炉膛燃烧量减少，热风温度降低，以及炉内过量空气系数相对较多，使得炉膛热负荷和炉温降低，燃烧稳定性降低。

300MW机组参与低负荷100MW调峰运行时，因煤粉浓度的制约，必须2台磨煤机运行，因此跳停磨煤机或给煤机对机组的安全运行威胁较大，如处理不当将导致锅炉全火焰丧失(MFT)。

为此，要进一步提高设备的可靠性，必须加强对辅机可靠性状态的分析和管理。

安阳电厂深度调峰基本原则
深度调峰以保安全、保设备为主。

根据调峰负荷情况及机组设备状况，合理分配两台机组负荷及运行方式，确保机组安全、减少助燃油量。

#9、10机组最低稳燃负荷320MW。

加强与调度联系，根据省网运行方式，提前做好负荷预测，做好配煤调整，确保深度调峰时入炉煤空干基挥发份不低于25%。

对于#9、10机组深度调峰优先考虑#9机组，其次#10机组。

深度调峰按照带临机辅汽，降真空，降汽温，开机侧疏水，投油、停磨煤机的顺序进行。

若双机采用带临机辅汽、降真空、降汽温、开机侧疏水等措施，满足调度负荷要求，则不再采用投油减负荷措施；若采取以上措施仍不能满足调度负荷要求，则一台机投油减负荷，另一台机带最低稳燃负荷（保持正常真空、汽温）。

深度调峰期间各机组负荷分配方案
调度负荷（MW） #9机组 #10机组备注
320 150 150 正常带负荷
300 150 150 根据煤质及燃烧情况采取双机降真空
270以下深度调峰160 #9机投油减负荷
深度调峰技术措施
深度调峰时机组在“基本方式”运行，不得投入“协调”或“机跟随”方式。

深度调峰时，应一台小机带负荷，另一台小机备用，小机汽源应倒为高辅供汽。

汽源切换前，应加强小机调试用汽管道疏水，防止小机蒸汽带水，汽源切换过程中开启高辅供小机调试用汽电动门时，应注意小机调门开度不应过大，防止开启小机调试用汽电动门后引起小机转速飞升，导致锅炉水位高。

#9、10机组负荷减至320MW后，若仍不能满足省调负荷要求，则应保持锅炉燃料不动，首先采取降低真空措施，优先#9机，真空按最低-87Kpa控制。

降低真空时，必须就地手动缓慢开启真空破坏门，严禁电动操作。

真空每降低1Kpa，稳定5分钟，直至降至-87Kpa。

若真空降至-87Kpa仍不能满足省调负荷要求，则降低汽温（注意监视机组差胀、振动），开启机侧疏水（注意及时调整真空、开启疏扩减温水）。

深度调峰时，厂用电仍由本机带，但注意监视厂用电运行参数，加强对6kV 厂用段负荷、电压的监视。

6kV厂用段电压若低于5.8KV启动大电机时，要适当增加无功，提高电压。

深度调峰时，脱硫和电除尘正常投运，注意监视浆液密度、石膏品质。

二次风压维持在0.4—0.5kpa之间。

主汽压力保持定压运行，机侧压力保持在10Mpa。

深度调峰时，为避免总风量小于25％MFT动作，总风量不得低于35%。

深度调峰时注意监视主再热汽温，汽温不得低于负荷对应下的温度值。

主再热汽温度按调峰负荷对应汽温控制，不应低于调峰负荷对应汽温。

否则应停止减负荷，采取其他措施调整。

深度调峰时高中压差胀最低控制-2.5mm，若低于-2.5mm，停止减负荷，并汇报发电部。

投油时，应投入空预器连续吹灰。

机组减负荷过程中，要注意监视和及时调整汽封压力，防止机组汽封压力下降过低而影响真空；要注意高加水位的监视，防止因水位高造成高加解列。

监盘人员做好锅炉灭火和水位异常的事故预想，提前做好防范措施。

深度调峰注意事项
减负荷和启停制粉系统时应注意和脱硫值班联系。

负荷减至140MW—130MW，根据燃烧情况，应投一到两只小油枪，氧量应小于7，将D层燃烧器停运一到两个。

负荷减至130—120MW时，根据燃烧情况，应投两到三只小油枪，氧量小于7.5，应将D层燃烧器停运两到三个。

负荷减至120MW以下，根据燃烧情况，四只小油枪全部投入，氧量应小于8.5，应将D层停运。

为避免给粉机来粉不正常，应保持最低粉位高于1米。

根据粉仓粉位及时启停制粉系统。

启停制粉系统时，应缓慢操作，最好顺控操作，并密切观察炉膛燃烧情况，特别是炉膛负压和氧量的变化。

深度调峰期间，各岗位确保巡回检查质量，做到设备缺陷早发现、早汇报、早处理，避免因小缺陷、辅助设备缺陷影响机组深度调峰。

加强机组深度调峰时汽水品质的监督管理，做好汽水指标的化验、数据记录、对比分析工作，严格执行《火力发电厂水汽化学监督导则》相关要求及标准。

当水汽质量发生劣化时，综合分析系统中水汽质量的变化，确认判断无误后，严格按照规程规定要求进行处理，负荷低于规程规定时，机组必须按照启停曲线滑压运行，防止水循环动力破坏，造成水冷壁爆管。

深度调峰期间，监盘人员一定要集中精力，提高监盘质量，加强对各仪表的分析，对出现的异常情况要做出正确判断和正确处理；同时，由于锅炉负荷低，要做好锅炉突然熄火的事故预想，杜绝锅炉熄火后事故扩大。

加强锅炉受热面温度监视和调整，要特别注意由于汽压降低，冷却能力下降引起管壁超温问题，防止受热面管材超温超压，造成受热面泄漏事件发生。

值长、机组长应将机组深度调峰的起止时间详细记录在值班记事中，同时，值长要将调峰的起止时间，滑压时的汽压、主蒸汽流量记录在省公司生产日通报上。

运行管理部统计机组调峰负荷的时间段及运行时间，在运行报表进行说明并简要汇总分析。

机组深度调峰期间，加强对机组的全面检查，加强对瓦温、振动、胀差、轴向位移、各加热器水位等参数的监视。

深度调峰时，尽量只滑降主、再热蒸汽压力，主、再热蒸汽温度保持稳定，主、再热蒸汽温度异常下降无法控制外，开启主、再热蒸汽疏水门。

主、再热蒸汽压力及负荷加、减速度按机组启、停曲线控制。

深度调峰操作过程要平缓，不得大幅度调整，同时应考虑锅炉储热因素带来的影响。

负荷变化时，应注意风粉的配合，防止燃烧不稳造成灭火；当增加负荷时，先增加风量，随之增加煤量；减负荷时，先减煤量，再减少风量。

机组低负荷运行期间，炉膛负压保持-20—-40Pa，严格按照氧量控制曲线进行氧量调整，禁止缺氧运行。

进入低负荷区域，风箱炉膛差压不得低于0.4KPa，必要时可提高风量来解决。

低负荷运行时，严禁投入过热器、省煤器区域吹灰器。

锅炉燃油时，空气预热器采用连续吹灰方式，防止发生二次燃烧。