300MW级火电机组深度调峰安全经济运行措施

刘谢

（贵州西电电力股份有限公司黔北发电厂，贵州 金沙 551800）

随着电网容量不断增加，尤其是丰水期，水电蓄能较大情况下，300MW级火力发电机组将成为电网深度调峰主力机组，目前国内300MW级火力发电机组设计最低稳燃负荷基本为40%额定负荷，从2018年调峰情况来看，所有火力发电厂深度调峰期间有的机组全停，最多的也只能运行一台机组，且单机运行负荷最低降到17%额定负荷，面对燃煤煤质偏离设计较大情况，同时机组调峰深度远低于40%额定负荷，给机组安全稳定运行带来了许多安全隐患。

1 安全性影响分析

火力发电机组调峰深度过大，特别是全厂只有一台机组单机运行时，机组一旦发生故障，处理不当就会造成全厂停电，扩大事故，造成不良影响；其次深度调峰，机组燃烧事故或其它安全事故发生的几率增大，稍有调整不当，就可能造成锅炉灭火，进而派生其它事故。

（1）燃煤煤质较差，锅炉燃烧不稳，易引起锅炉灭火事故。煤质过好，将会造成汽温汽压降低困难，引起机组降低负荷调峰，不能满足电网需要。停运火嘴过多，将会引起燃烧不稳，锅炉灭火。投油稳燃，将会引起极大经济损失。

（2）负荷过低时，四段抽汽到小汽轮机进汽压力低，即使小机调门全部开完，仍不能满足给水流量调节，引起汽包水位事故。

（3）汽轮机轴封系统不能满足自密封，同时又没有备用汽源供汽轮机轴封汽，只能采用本机再热冷段供汽，压力过低不能满足轴封供汽需求时，容易引起轴封进冷气，引起机组振动事故。

（4）全厂单机运行时，发生锅炉灭火处理不当引起机组跳闸或停机时，如果备用厂用电源切换不正常，将会造成全厂停电事故。

（5）操作汽轮机旁路系统，可能会引起旁路管道振动，引起管道支吊架及管道损坏，引起停机事故。

（6）高低加疏水不能逐级自流，水位异常将会引起高加组汽水侧解列，低加汽侧解列。

2 经济性影响分析

（1）运行电动给水泵向锅炉供水，将会引起厂用电率大幅升高，机组经济性大幅度降低，运行电泵电流250A，电机功率2598kW，运行7h多消耗厂用电量18186kW·h，按照上网电价0.35元/kW·h计算，增加成本：0.35×18186=6365.1元。

（2）单机日调峰至100MW以下，锅炉维持燃烧不变，汽机高加停运，再用低旁开度控制调整负荷，调峰运行时间7小时，深度调峰最低负荷55MW，平均63MW，锅炉燃料应发电量为：100×7=70万kW·h，实际所发电量：63MW×7=44.1万kW·h；少发电量：70-44.1=25.9万kW·h。按供电标煤耗350g/kW·h计算，标煤单价按照500元/t计算，增加成本：25.90×350×10000÷1000000×500=4.53万元。

（3）单机日调峰至100MW以下，若机组利用投油稳燃的方式，降低燃料，增加油枪，按四支油枪稳燃计算，每支500kg/h，四支2.0t/h。日夜间调峰时间仍然按7h，稳燃需要用油14t，燃油按目前市场价8000元/t计算，增加发电成本：11.2万元。

（4）通过上述分析计算比较，机组采用汽泵运行供水，开启低旁调节控制负荷和燃烧，不投油枪稳燃，机组经济性明显要好。

3 运行控制措施

（1）全厂单机运行需要深度调峰时，有预见性的调峰应尽可能提前协调好，根据锅炉带负荷能力与燃用煤质情况，对锅炉煤仓上煤质较合适的燃煤，保证了低负荷时燃烧的稳定性，辅汽联箱由本机再热冷段供汽，控制压力在0.8MPa左右。

（2）全厂有两台及以上机组运行，需要深度调峰到单机100MW以下时，协调调度，确保一台机组尽量带120MW以上负荷，不停运高加汽侧及不开旁路运行，由该机组带辅助蒸汽运行，其它机组参与负荷低于100MW以下调峰，满足本厂总调峰负荷需求。

（3）全厂单机运行深度调峰，为了避免机组低负荷垮焦，降负荷过程保持炉膛温度的均匀性和火焰的充满度很重要，因此，采用维持4台磨机运行的方式调峰，目的就是保证低负荷燃烧器的相对集中运行而不出现分散，使燃烧器周围烟温均匀，燃烧稳定。

（4）单机负荷如只需降到120MW，只需要开启汽泵再循环门30%左右利于锅炉调水位即可，负荷如需降到120～100MW之间，还需停运高加组汽侧，关闭门杆漏汽到三抽和轴封漏汽到四抽隔离门，开启门杆漏汽到四抽隔离门。

（5）单机负荷如需降到100～70MW之间，锅炉燃烧调整降低负荷至90MW后应维持燃料稳定运行，保持送风量一定后不变，维持一次风母管压力稳定，控制磨机磨内压力，容量风门开度不变。系统需要增加负荷时，关小旁路，反之则开大旁路。锅炉在维持燃料稳定的同时，注意控制主汽压力的变化在合适的范围内。有功负荷以汽机旁路开度为主要调节手段，锅炉燃料为辅助调节。汽机的一台小机用辅汽，另一台小机汽泵退出供水打再循环，退出的汽泵要注意流量及转速，必要时关闭出口门，防止反转或闷泵损坏设备，同时适当开启低旁。

（6）保证油枪可靠备用，在开始降负荷之前就要检查好各油枪是否有堵塞，及时联系检修处理，降负荷过程中要加强燃烧情况的监视，燃烧不好时及时投油。

（7）当机组负荷降至90MW左右时基本就不再降低热负荷了，要继续降低机组负荷应采用开低旁、开吹灰器疏水、开连排等方式来调节，防止锅炉热负荷降得太低引起燃烧不好锅炉熄火；负荷需降到70MW以下，如辅汽压力过低，小机调门开完后不利于给水调整，可适当收关低旁提高辅汽压力，若不行建议用电泵给锅炉供水，退出汽泵打循环运行。

（8）当机组负荷较低时，由于风量较低，有可能使总风量低于20%，满足不了炉膛点火要求，闭锁投油枪，所以要注意监视风量的变化，必要时提前将点火允许上的风量条件进行强制。

（9）停运高加时操作要缓慢，汽机锅炉要协调好，减小对锅炉水位、汽温的影响，控制给水温度下降速率，防止高加解列及引起锅炉灭火，停运前将高压门杆漏汽由三抽调整到四抽，解除高加水位保护，停运后要定期对抽汽管道疏水，防止引起抽汽管道振动，高加汽侧停运后要关闭3号高加正常疏水门。加强汽机本体各参数及停运抽汽管温度监视。

（10）机组负荷降低后，进入汽机ⅠⅡ疏水扩容器的疏水门开启以及低旁开启时，凝结水压力必须控制在1.5MPa以上，同时开启对应减温水门，确保减温效果。

（11）在负荷降低后要注意辅汽联箱压力，轴封汽压力的变化，轴封压力不能低于0.06MPa，温度不能低于170℃。当再热器压力不能维持辅汽联箱压力时要提前关闭轴封漏汽至四抽隔离门及辅汽至其它用户隔离门，减少辅汽的用汽量。开低旁时要先微开暖管，然后缓慢逐渐开大，防止振动，注意用减温水控制低旁后温度在50～80℃之间，注意再热器出口压力及冷段压力，控制辅汽压力，如辅汽压力低于0.5MPa，轴封压力低于0.06MPa以下，无法调节时，可考虑适当开高旁提高冷段压力。

（12）当负荷降至50MW时，再热器压力只有0.5MPa左右，此时辅汽压力较低，要注意小机的运行情况，退出供水的小机由本机汽源带动，小机进汽压力低，在B小机调门开完时有可能造成小机MEH自动丢失，在升负荷起来前要及时投入自动，防止因小机调门全开，而进汽压力升高后引起小机超速。同时B小机转速低于2800r/min时注意小机振动及排汽温度的监视，振动达到保护动作值及时打闸小机，小机低负荷运行时及时开启排汽减温水，防止小排汽温度上涨。带负荷运行供水的小机由辅汽带动，要注意辅汽压力降低后在汽包压力较高时会造成出力不够，所以在降负荷时不要把汽包压力压得过高（建议负荷降至120MW以下运行时主汽压力维持在10MPa左右），应先把压力降下来再降负荷，发现水位不能维持时及时启动电泵补水，防止发生锅炉水位低熄火。

（13）由于高旁后温度不好控制调节，尽量不开高旁，如果高旁开启后，为了防止高旁减温水调整不当造成再热冷段带水，导致辅汽联箱带水后引起轴封汽带水、小机汽源带水的风险，在降负荷过程中如果锅炉燃烧已经不能再减后，尽量采用操作低旁来调整负荷，但是操作低旁时要注意再热汽压，辅汽联箱压力，小机转速的变化。如果辅汽联箱压力太低，不能满足轴封汽供汽时，及时启动电泵运行，减少辅汽的消耗量，电泵要认真检查确保可靠备用。

4 结语

通过对300MW级火力发电机组深度调峰运行的分析和总结，机组安全稳定运行是首要任务，虽然开启低压旁路运行经济性并不高，但在机组负荷降低到最低稳燃负荷后，采用旁路控制进行深度调峰，在成本消耗不会增加的情况下机组运行会更安全，有效避免机组深度调峰时的安全事故，又避免了全厂机组全停调峰，更避免了机组频繁启停调峰带来的繁多操作，为火力发电厂安全稳定完成迎峰度夏特殊运行任务打下坚实基础。