摘要：现阶段，随着社会的发展，我国的科学技术的发展也有了很大的提高。提升现有火电机组的深度调峰能力和运行灵活性，大幅提升新能源入网比例，是国家能源局《电力发展“十三五”规划（2016—2020）》中明确提出的要求。论述了现阶段我国火电机组运行灵活性改造及深度调峰的现状，以及现阶段我国在火电机组主要应用的一些控制策略和优化控制技术，分析了现有控制策略的优缺点，提出了在不增加设备及系统的前提下，以协调优化和改进为基础，多控制策略组合优化的方法。
关键词：火电机组；深度调峰；优化调整；技术研究
1.引言
随着我国产业结构调整和能源结构改革的深入，电网调峰压力不断增大，火电机组提高运行灵活性，参与深度调峰运行，逐渐成为未来火电领域重要的发展方向。本文全面分析了火电机组深度调峰面临的热工控制领域各方面的局限，从基础逻辑优化、低负荷稳燃控制、变负荷速率提升、脱硝排放的全过程控制及考虑设备寿命的优化控制等方面，给出了深度调峰控制系统改造的潜在技术方案。
1.1试验目的
为实现公司机组深度调峰、灵活调度上，在南疆区域保持领先，同时结合《国网新疆电力公司调峰辅助市场服务细则》及“两个细则”的相关条款规定，为公司创造更大利润收入，机组停运前，开展机组深度调峰试验，计划试验周期8小时。即机组在40%负荷（132MW）运行期间，通过对机组各系统运行参数变化调整、收集，积累运行调整经验，为机组进入深度调峰提前打好基础。为保证此次试验期间机组安全稳定，防止发生运行工况恶化，威胁设备安全，特编制此方案。
1，2 试验准备及操作步骤
1.2.1 机组40%负荷运行试验准备
1、在机组40%负荷运行试验开始前，调整机组各原煤仓煤质，保证机组A、B磨为干燥，保持较高挥发分俄矿煤，D磨煤机为混煤和俄矿煤进行掺配，磨煤机运行方式为A、B、D磨煤机，总煤量65-75t/h。
2、深度调峰前进行一次油枪投油点火试验，保证油枪可靠备用，保证油枪雾化蒸汽和燃油压力正常。
3、可将原煤斗落煤管振打试验一次，防止因原煤仓棚煤导致给煤机断煤的发生。
4、对锅炉进行一次全面吹灰。
5、确认电泵处于备用状态，防止试验中汽泵跳闸电泵不备用造成锅炉断水。
6、试转交流油泵、直流油泵、顶轴油泵，确认试验正常，恢复至原备用状态。
7、将辅汽至公用系统用户切除，避免低负荷暖风器投运时辅汽用汽量大导致汽泵出力不够。
8、深度调峰前，将A小机汽源由四抽切至辅汽，切换前将辅汽压力调至0.8Mpa，严密监视汽泵转速和给水流量。如果汽泵跳闸及时启动电泵运行并减负荷，控制汽包水位正常。
9、40%负荷深度调峰存在机组跳闸和环保参数短时超标风险，提前通知公司设备管理部、公司安生部、省调、省环保厅、县环保局。
1.2.2 减负荷操作步骤：
1、负荷减至150MW，保留B汽泵运行，A汽泵转速降至3000rpm，保证A汽泵再循环全开，关闭A汽泵出口门备用。负荷进一步降低，A汽泵处于备用状态。
2、负荷减至150MW，停运B凝泵，保留A凝泵运行。现A、B凝泵变频运行，除氧器上水调门投自动调节除氧器水位，将B、C备用凝泵的状态切至工频模式。
3、投运暖风器，尽可能提高送风机入口温度，用以提高炉膛燃烧稳定程度和保证较高的烟气温度，避免负荷降低时烟温低导致SCR停运。
4、负荷减至145MW以下时，投A层等离子，控制煤量70t/h左右，保证燃烧良好。投油时对油枪燃烧情况进行观察，若燃烧不良，派人就地检查。
5、保持锅炉两侧风机运行，尽量保持锅炉较低风量，送风机动叶开度调整至10%，但禁止缺氧运行，提高炉膛温度，送风机切手动控制，炉膛负压增大及时调整引风机动叶开度。
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6、整个降负荷期间，只滑降主蒸汽压力，主汽压力按汽机滑压运行曲线调整，维持9.0MPa。尽可能保证主再热蒸汽温度稳定，保证蒸汽过热度在正常范围内。停炉不停机应投入，低负荷运行时若发生MFT后主汽温度下降超过规定值，应手动将汽机打闸。
7、由于我厂不投等离子最低稳燃负荷在45%，负荷减至145MW以下时，原则上应保证等离子运行，保证火检良好。
8、降负荷过程注意辅汽压力，保证暖风器和汽泵运行正常。
9、负荷从145MW减至132MW期间，减煤应缓慢操作，避免波动过大，整个降负荷期间严密监视SCR入口烟气温度，若烟气温度低于290℃，应停止降负荷。
1.2.3 调峰注意事项
1、切换小机汽源时注意小机进汽温度的变化。进汽温度变化较大时暂停开启进汽电动门，观察小机振动变化，当振动无明显增大且汽源温度稳定后再逐渐开大辅汽进汽电动门。
2、提前投入空预器吹灰。本次减负荷至150MW时空预器吹灰汽源依然采用辅汽联箱，吹灰压力1.2MPa，吹灰温度200℃以上，能够满足空预器吹灰要求。
3、同时关注辅汽联箱压力变化。减负荷过程中注意辅汽联箱压力的变化，当压力降低时联系临机稳定辅汽联箱压力。
4、退出其中一台汽泵时应选择合适的时机。从330MW减负荷时优先降低一台汽泵的转速。尽量在150MW前完成汽泵退出操作，主要是机组负荷过低时主汽压降低，两给水泵转速较低，退出其中一台汽泵时即使转速降至3000r/min，也不一定完全退出，此时即使采用就地缓慢关闭出口电动门风险较高，容易引起给水流量波动。另外在不切换给水旁路条件下，低负荷阶段可以考虑增加主汽压偏置量，使锅炉主汽压保持高于9MPa，便于给水泵保持在较合理的转速，
5、当机组负荷降低时，根据脱硝进、出口温度及时退出脱硝系统运行。当机组负荷增加时，脱硝进出口温度满足投入脱硝条件时及时投入脱硝，同时做好脱硝投退期间电量登计工作。
6（1）由于锅炉负荷低，要做好锅炉突然灭火的事故预想，杜绝锅炉灭火后事故扩大。
（2）深度调峰期间燃烧操作调整要平缓，不得大幅度调整，同时应考虑锅炉蓄热因素带来的影响。
（3）深度调峰时，汽包水位保护投入，加强汽包水位和汽温的调整、监视，专人看水。
（4）由于暖风器投运，疏水不回收，注意补水量。
（5）低负荷防止送风机喘振，保证两侧风机出力平衡。
（6）深度调峰期间，加强巡检，对机组全面检查，加强对主机轴封、低压缸排汽温度、主机振动、胀差、轴向位移、各加热器水位等参数的监视。
1.2.4 机组40%负荷运行期间风险预控
1、送风机失速出口风压、电流波动
预控措施：①调整送风机动叶开度至15%。②调整过程中注意炉膛负压情况及时调整引风机出力。③发生磨煤机火检信号波动时投油稳燃。④发生锅炉灭火执行停炉不停机。
2、磨煤机火检信号波动
预控措施：①调整磨煤机风煤配比至1比2。②投入等离子运行。③投入油枪稳燃。④增加机组负荷至148MW。
结语
亚临界机组的实践经验表明，深度调峰控制技术改造需要全面统筹考虑，机组可实现30%Pe~40%Pe及以上负荷全程协调控制，综合变负荷速率可以提高到2%Pe/min以上。
参考文献：
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论文作者:冯东
论文发表刊物:《电力设备》2018年第21期
论文发表时间:2018/12/6
标签：负荷论文; 机组论文; 深度论文; 火电论文; 温度论文; 锅炉论文; 压力论文; 《电力设备》2018年第21期论文;