摘要：随着风能、光伏等新能源的装机容量在电网中的比例快速增大，电力系统对调峰电源的需求也逐渐升高，与新能源等电源相比，具有高调节性能和备用等功能的火电厂就成为了最为现实的可行选择，火电机组持续低负荷运行或者深度调峰成为常态。本文结合宁夏国华宁东发电有限公司一期2×330MW循环流化床直接空冷机组运行情况对机组深度调峰存在的问题进行分析，制定合适的应对措施及可行性技术改造。
　　关键词：深度调峰;问题分析;改进措施
　　一、国华宁东电厂一期2×330MW循环流化床直接空冷机组概述
　　锅炉是由东方锅炉（集团）股份有限公司制造的亚临界、一次中间再热、自然循环汽包炉。紧身封闭、平衡通风、全钢架悬吊结构、轻型金属屋盖CFB循环流化床锅炉。锅炉型号为：DG-1177/17.5-Ⅱ3。
　　锅炉主要由一个膜式水冷壁炉膛、三台汽冷式旋风分离器和一个尾部竖井三部分组成。炉膛内布置有屏式受热面;采用3支由膜式管屏围成的汽冷式高效旋风分离器，其下部各布置一台一分为二返料器，确保返料均匀;布风板采用钟罩式风帽，保证床内布风均匀，流化稳定，防止床内局部结焦和大渣在床内沉积。
　　锅炉采用平衡通风方式。每台炉设2台离心式一次风机，2台离心式二次风机，2台动叶可调轴流式引风机，集中布置3台高压流化风机，2台运行，1台备用。入炉煤采用煤场粗碎后，进入输煤一级细碎机破碎系统制备。
　　汽轮机采用上海汽轮机有限公司设计制造的亚临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。空冷排汽装置换热面为单排钢管铝翅片换热管束，每台机组6列冷凝器，24个顺流冷凝单元和6个逆流冷凝单元。
　　给水系统由两台50%额定负荷机组出力的电动给水泵组成，给水主管路带有憋压阀。
　　二、影响深度调峰的主要因素分析
　　 （一）锅炉方面因素

1. 锅炉主要设备（中心筒、风帽、空预器、冷渣器）劣化，尤其是中心筒变形对锅炉燃烧系统影响比较大，旋风分离器效率大大降低，循环灰建立困难，影响调峰的深度。
2. 随着调峰深度的增加，一次风量随之降低，流化质量下降，导致布风不均匀，床温个别点有时过低，有流化不良，低温结焦可能，影响调峰的深度。
3. 下二次风口因风量过小造成高温床料反窜，超温且应力交变导致下二次风口烧红、焊口开裂，造成大量漏灰渣和现场环境污染，影响调峰深度。
4. 没有烟气再循环系统，一次流化风量受限，影响30%以下调峰的深度。
5. 入炉煤的煤质不合适（粒径偏大、热值过高、热值过低）。入炉煤粒径偏大（主要是矸石含量偏多）对燃烧工况影响最大，易导致锅炉流化不良、超温、排渣困难等，造成机组限负荷;热值偏高易导致超温会影响机组加负荷;热值过低易导致排渣受限会影响机组限负荷。
6. 煤质不稳定，煤的粒径、发热量、硫份、灰份等指标偏差较大，造成环保参数、炉膛差压、床温波动较大，造成带负荷能力受限。
7. 给煤机煤层偏厚，当入炉煤平均热值超过3800kcal时，最小煤量受限。
8. 协调逻辑不完善，深调负荷变化时不能满足需求。
9. 因锅炉有较大的蓄热能力，在深调时较大的蓄热量无法快速降低，导致主汽压力会持续升高。
10. 因锅炉有较大的蓄热能力，煤第一时间进入但不能第一时间转化成热能将水加热为蒸汽，即循环流化床的辐射换热不如煤粉炉，导致蒸汽产生的慢，在加负荷时主汽压力跟不上，造成加负荷时煤加的过多，氧量过低，床温上升较多，环保参数和屏过壁温较难控制而限负荷。
11. 深调后连续加负荷或加至高负荷阶段，循环灰建立不充分，炉内辐射换热效果差，造成前期主汽压力偏低，机组负荷跟不住AGC指令，协调方式下加煤过多，积聚到后期快速燃烧，导致屏过易超温，环保参数易超限，造成限负荷，甚至被迫降低机组负荷。

　　（二）汽机方面因素

1. 主再热汽温偏差大（主、再热汽温差正常不超过28℃，最大不超过42

　　℃），再热汽温过低，影响30%以下调峰的深度。

1. 负荷低于110MW，综合阀位小于34%时，高调门开始参与调节，且波动大。若进一步调峰，顺序阀将不满足运行要求。
2. 长时间低负荷运行，末级叶片鼓风摩擦，低压缸排汽温度需重点监视。
3. 给水流量随机组负荷降低，当给水流量降低至接近再循环阀阀开启造成给水流量波动可能会引起机组跳闸的事故，在深度调峰期间需要将一台给水泵退出旋转备用， 另一台给水泵投入自动。深调期间负荷波动较大时，面临着给水泵的不停的退并泵操作，因此要确定合理的自动退并泵逻辑，有效提高机组在深度調峰时的安全性和稳定性。
4. 低负荷凝结水自动调整逻辑，主要考虑对冷渣器用水的影响，避免水量低或水压低造成冷渣器全部跳闸。
5. 汽机设计时并没有考虑机组长期深度调峰对末级叶片安全运行的影响，长期深度调峰运行时， 末级叶片受到回流的湿蒸汽中水滴的冲刷及化学物质的腐蚀共同作用，在出汽侧出现了大范围的冲蚀损伤， 严重的甚至造成叶片断裂、飞脱。
6. 直接空冷机组背压的高低对深度调峰的影响，尤其是冬季工况最低防冻蒸汽流量成为很主要的制约点。

　　（三）电气方面因素

1. 电网要求大于机组40%额定负荷以上时（≥132MW）必须投入AVC闭环控

　　制方式，鉴于目前机组深调到99MW且不停的调整，AVC频繁投退，若投入不及时会造成两个细则的考核，因此要向电网申请修改AVC自动退出负荷下限逻辑定值。
　　三、提高机组深度调峰的主要措施
　　（一）锅炉方面：

1. 对旋风分离器中心筒进行缩径改造，在较低风量下保证风速满足要求，完善分离器烟温测点，严格控制运行温度，确保主回路循环正常。对冷渣器改造或者采用现在同类型的新型冷渣器，提高排渣能力，减缓流渣，大幅提高低热值煤的掺配量。
2. 参考新型超临界循环流化床二次风口设置，对下二次风口在原高度基础上进行上移1.5m的改造。同时对SO2和NOX的生成抑制也有很大的作用。
3. 按炉内实际流化情况，加装风帽节流圈，改善炉内布风质量，保证低流化风量时的流化质量，使床料流化充分，改善燃烧工况。
4. 给煤机入口处加装手动调节挡板，根据给煤机转速和入炉煤热值调节煤层厚度，并调整最小给煤机煤量。
5. 对输煤系统优化改造，细碎机出口加保护筛，筛上物重新破碎后再入炉，确保入炉煤粒径合格;专业和班组加强对配煤比例的准确性进行监督，合理控制低负荷和高负荷不同工况下煤泥掺配量，控制低负荷不堵渣，高负荷锅炉运行参数不超限，不影响机组正常升降负荷;再有就是精准配煤，根据负荷曲线，提前对配煤方式进行调整，以满足后期负荷需求。
6. 优化现有协调控制方式的逻辑，实现风煤联动调节。降负荷过程中，煤量自动调节品质差导致主汽压力偏差大，负荷跟踪不到位，风煤比不协调导致氧量过高NOX不易控制。加负荷过程中，循环灰建立过慢，变负荷速率偏低，影响深度调峰盈利。主要原因是锅炉蓄热，压力降不下来，低负荷煤量减得过多，造成严重过调，从而造成氧量高环保参数不好控制。因此需对风煤协调曲线进行优化，重点解决煤量自动调节品质差导致主汽压力偏差大和风煤比不协调氧量偏高的问题，抑制过调。
7. 早高峰和晚高峰加负荷前2小时蓄高床压，加负荷过程中提高一次流化风量比例，节流上二次风门，尽快提高炉膛差压，同时增加减温水喷量，提高主汽压力，提高负荷响应能力。

　　（二）汽机方面：

1. 结合锅炉燃烧侧改造和汽机通流改造的运行情况，进行锅炉受热面改造，增加水冷蒸发屏和屏再管壁面积，提升锅炉加负荷响应能力、提高再热汽温度。
2. 监视主、再热汽温差正常不超过28℃，最大不超过42℃，，偏差增大时及时调整减温水量和调节烟气挡板开度，控制温度偏差，必要时牺牲主蒸汽温度的经济效益，适当降低主蒸汽温度，但不得反复波动。
3. 一方面优化顺序阀组开度逻辑，一方面降低主汽压力，做到滑压运行。
4. 优化电动给水泵自动并、退泵逻辑，机组负荷低于165MW手动选择退出一台给水泵旋转备用;凝结水自动调整逻辑实现压力调节和水位调节两种调节方式，满足不同工况需求和冷渣器用水需求，充分利用凝结水再循环和除氧器上水调节阀开度配合，控制凝结水压力不低于0.8MPa。
5. 夏季工况深度调峰机组背压基本能满足深度调峰需求，主要是冬季工况防寒防冻的限制较大，必须满足防冻要求，主要控制措施如下：1）根据环境温度控制好最小防冻流量，避免空冷管束冻结;2）当需要汽机侧对蒸汽量进行调解以降低主蒸汽压力时，需及时将机组背压调解控制方式由自动跟踪背压调解切换至手动背压选择，降低空冷风机频率，提高机组背压，增加汽机进汽量;3）当空冷风机频率降至最低8Hz时，可选择将逆流列风机进行反转，维持较高机组背压，仍不能满足背压调解需求时，可将部分空冷风机停运，保持空冷风机减速箱的电加热在投入位置，保证润滑油温负荷要求;4）主汽压力仍较高，导致难以控制时，改变机组辅汽运行方式，四台机组辅汽汽源切至该机组冷再，消耗蒸汽量，同时可适当增大辅汽疏水阀门开度，对空冷岛同时也是热源补充;5）适当增加轴封用汽和红柳矿供汽量，多方面调解来降低主汽压力。
6. 通过加强运行管理， 设置合理的低负荷运行方式， 控制机组排汽压力在适当的范围内， 使排汽容积流量不低于规定值， 防止汽机末级叶片出汽侧发生回流冲蚀。

　　（三）電气方面：
　　1、将AVC自动退出逻辑中的负荷限制下限修改为80MW， 避免了AVC频繁投退操作，同时也兼顾了电网一次调频正常动作时负荷波动对其所造成的影响。
　　四、结论
　　通过一部分技术改造和和一系列的试验，国华宁东电厂一期两台循化流化床直接空冷机组已经实现25%额定负荷深度调峰工况的长期良好运行，既满足了电网的出力要求，也取得了十分明显的经济效益。但是在深度调峰期间，机组实际运行工况偏离设计工况较大，机组运行的安全性和经济性会受影响，同时也会导致机组寿命损耗加快，影响机组寿命分配方式，降低机组实际寿命。需要进一步加强深度调峰技术研究，积极开展相关试验，保证机组深度调峰期间安全运行。
　　参考文献：
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　　[3]600MW机组深度调峰设备危险点研究.河南科技，2019（29）.
　　[4]燃煤机组调峰特性分析及优化运行.电气应用，2018（12）.