Page 106 - 电力与能源2021年第一期

1 0 0 韩钟钟, 等: 660 MW 超超临界机组 30% 额定负荷深度调峰的探索与实践

开展了 30% 额定负荷深度调峰的摸底试验。试
验前机组运行正常, 机组投 CCS 控制方式, 全炉
膛吹灰一次。
( 1 ) 试验要求: ① 负荷 264 MW ( 40% 额定负
荷) 基础上手动阶梯式减负荷, 每次 10MW , 设定
负荷速率 3.3 MW / min ; ② 机组负荷至 235 MW
后, 每次 5MW , 设定负荷速率 3.3 MW / min ; ③
机组负荷至 220MW 维持稳定运行正常后, 负荷

减至 19.8MW ( 30% 额定负荷)。
( 2 ) 试验结果: ①13 : 08 机组负荷 205 MW ,
图 1 本次试验中的给水系统相关数据
给水主 控 570t / h 下 限, 汽 动 给 水 泵 小 机 转 速
原汽 动 给 水 泵 小 机 一 阶 临 界 转 数: 2650
2912r / min , 汽动给水泵再循环阀开度为 100% ,
r / min , 调速范围: 2840~5622r / min 。通过修改
给水泵出口流量约 1088t / h ; ②13 : 21 机组负荷
控制逻辑使汽泵脱离退出遥调控制的风险。
维持 205 MW , 给水流量约 595t / h ( 各受热面无
( 1 ) 将退出过热度自动控制及退出汽泵遥调
超温情况)。运行 13min后, 水煤比失调, 导致汽
控制汽泵转数修改为 2750r / min , 汽泵在深度调
水分离器出口过热度持续下降, 锅炉转湿态试验
峰期间转速始终保持在2750r / min以上, 保证协
终止。水煤比失调原因为我厂给水主控逻辑下限
调控制。
给水设定值维持 ≥570t / h , 且给水流量 <600t / h
( 2 ) 保证机组及汽泵的安全运行, 提前将汽泵
闭锁减汽动给水泵小机转速。
汽源切换至辅汽供汽。
本次试验在机组 CCS 控制方式下进行, 以锅
( 3 ) 建议在辅汽至汽泵小机供汽管路上加装
炉不转湿态、 不调节给水旁路、 SCR 不退出、 汽泵
电动阀, 并修改逻辑通过汽泵进汽压力控制辅汽
转速控制不退遥控为边界条件, 并在试验过程中
汽源自动投入与退出, 减少运行人员的劳动强度
同步进行优化尝试。
及操作风险。
2 首次深度调峰试验中存在的问题及优化 表 1 汽泵协调控制逻辑优化后比较 r / min
退出汽泵遥 退出汽泵遥
2.1 汽泵协调控制优化分析 机组负荷 / 汽泵转速 调控制转速 调控制转速 逻辑优化后
MW 比较
长兴电厂给水泵为单台 100% 容量汽动给水 逻辑( 优化前) 逻辑( 优化后)
泵, 分三路汽源供汽, 正常工况四抽供汽运行、 汽 30% 负荷下
205 最低( 2800 ) 2850 2750 汽泵保持协
源不足时冷再供汽、 辅汽联箱通过手动阀供汽为 调控制模式
启动汽源。本次试验中的给水系统相关数据如图 2.2 脱硝入口烟气旁路优化
1 所示。由图 1 可看出, 接近 30% 负荷时汽泵转 机组进入深度调峰模式, 总煤量减少, 炉内燃
速将会低于 3000r / min , 逻辑要求会退出过热度 烧弱, 造成烟气温度低, 在接近 30% 负荷时脱硝
自动; 低于2850r / min逻辑要求退出汽泵遥调控 系统入口温度仅有 300℃ 左右, 接近脱硝系统最
制, 机组退出协调控制。 低温度 要 求 300℃ 。不 能 保 证 脱 硝 系 统 的 安 全
当机组降负荷过程中, 四抽压力降低, 在接近 运行。
30%负荷时四抽压力低至 0.3 MPa , 此时汽泵正 目前长兴电厂 2 号机组已经完成宽负荷脱硝
常工作低压进汽调门开度已至 50% , 当低压进汽 改造项目, 当脱硝入口温度过低时可通过缓慢开
调门开至 75% 时, 低压汽源不足, 开启高压进汽 启烟气旁路门, 将部分烟气由水平烟道直接送至
调门。汽泵协调控制逻辑优化后比较如表 1 所 脱硝入口, 提高脱硝系统入口温度。在调节过程
示。由表 1 可以看出, 机组在接近 30% 负荷条件 中应尽量保持上三台磨煤机运行, 以提高火焰中
下冷再压力高于 1.6 MPa , 高压调门开启会直接 心, 保证烟气温度。通过调整烟气旁路后, 保证了
排挤低压汽源导致汽泵进汽压力大幅波动、 转数 机组在 30% 的负荷下脱硝入口温度保持在 300℃

波动、 给水流量波动, 威胁机组安全运行。 以上。脱硝烟气旁路优化后脱硝入口烟温比较如