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摘要：面对湖南省电网峰谷差的逐年增大，祁邵特高压直流输电线路投产及雨季水电、新能源出力大的影响，在湘火电厂必然要进行深度调峰，甚至有极度深调至200MW以及下负荷的可能，远低于机组常规50%符合调峰区间。总所周知，大型火电机组低负荷运行不安全因素众多，为了保证深度调峰至200MW时机组安全运行，需要运行人员执行很多特别的调整措施，本文就某厂2×660MW超超临界机组30%负荷深度调峰措施为基础做讨论。
关键词：660MW超超临界;深度调峰;汽动引风机技术
0 引言
某厂2×660MW超超临界机组采用上汽集团与德国SIEMENS公司联合设计制作的超超临界汽轮机，上海锅炉厂一次中间再热、四角切圆燃烧型直流锅炉，常规参与50%额定负荷调峰。因采用汽动引风机技术，深度调峰存在引风机汽气源压力下降作功能力不足的缺点。此外因火电机组的环保压力，如何保证低负荷环保排放不超标也成为机组深度调峰的难点之一。
1 总体控制
1.1 对外加强与电网调度积极沟通，控制减少深调时间
当班运行人员要实时掌握电网形势，积极与调度协调沟通，了解机组的调峰情况，尽量减少深度调峰的深度和时间。遇有深度调峰要根据电网调度命令，提前通知公司各相关部门做好机组深度调峰准备工作。机组深度调峰要以保安全、报电网、保设备为前提，应根据机组设备状况合理控制机组的运行方式。
1.2 对内加强技术力量，做好风险点预控措施。
机组深度调峰期间，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。机组深度调峰期间，要确保各岗位巡回检查的质量，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安全。
2 专项技术措施
2.1 燃料调整
接到深度调峰至200MW调度指令后，提前通知燃运部门加强入炉煤煤质管理，要求深度调峰期间要上低硫、低水分、高挥发分、热值4800-5000大卡的烟煤，防止深度调峰期间燃烧不稳或者堵煤、断煤。
2.2 锅炉专业专项技术措施
机组准备深度调峰至200MW时，晚班、早班不得进行炉膛和烟道吹灰;同时晚班试运等离子并投入361阀油站油泵运行，确保等离子和361阀可靠备用。机组负荷260MW要继续向下深调时，投入等离子，将汽动引风机投入“冲转”模式，启电动引风机，退出A（或B）汽动引风机运行，保持一汽一电运行;A（或B）汽动引风机不打闸，进出口母管及本体疏水门打开、进出口挡板及静叶关闭，2500rpm旋转备用。深度调峰至200MW期间，投入空预器连续吹灰，当发现炉膛燃烧不稳及时投入等离子稳燃，同时通知维护相关专业对等离子进行特护。保持B、C、D三台制粉系统运行，并确认磨煤机运行稳定、无断煤现象，锅炉燃烧情况良好，备用磨煤机具备随时启动条件。深度调峰至200MW期间更应做好燃烧调整：操作过程要平缓，不得大幅度调整。负荷变化时，应注意风粉的配合，防止燃烧不稳造成灭火。机组低负荷运行期间，炉膛负压保持-100至-125Pa，严格按照氧量控制曲线进行氧量调整，氧量控制应在4%-6%之间，二次风箱差压不低于300Pa;及时调整二次风门，停运制粉系统的二次风门和周界风门开度3%以内。通过适当增加总煤量、上层给煤机设正偏置、燃烧器摆角调整、二次风门调整，保证脱硝入口温度不低于315℃;同时应通过二次风配比调整尽量降低SCR入口NOX含量。严格监视水冷壁温度特别是悬吊管壁温不超过490℃;超过时应及时分析原因，调整燃烧，严格控制汽温、汽压变化速度。低负荷运行时，严禁投入炉膛吹灰器。等离子拉弧时，空气预热器采用连续吹灰方式，防止发生二次燃烧。
2.3汽机专业专项技术措施
接到深度调峰至200MW调度指令后，对辅汽至除氧器、辅汽至汽泵小机管道进行暖管，汽动引风机退出运行后及时投入辅汽至除氧器加热，并全开#5低加抽汽电动门，保证除氧器压力在0.45-0.5MPa左右。机组负荷低于260MW后，将汽泵汽源切至辅汽带，非供热机组冷再至辅汽调门自动设定值设定为0.8MPa;同时应切除凝泵变频器自动，只投入除氧器上水调门自动，手动调整凝结水压力不低于2MPa，并检查凝汽器疏扩减温水已开启。机组负荷降至260MW后，手动开启低旁至10%，高旁开启至15%的开度，注意控制高旁后温度在320-350℃，在DEH画面中将汽轮机控制方式由“初压”切制“限压”，维持锅炉热负荷不变，以每次降低10MW的速率逐渐将机组负荷降至200MW，同时逐渐开大高、低旁，控制主蒸汽压力11-11.5MPa，再热器压力1.65-1.75MPa，操作过程应缓慢，负荷降到位且参数稳定后方可继续进行降负荷。并注意监视调整好机组各高、低加液位，一旦出现疏水不畅时，应及时切至事故疏水。
3 安全注意事项
深度调峰期间，手动输入负荷指令时应先确认指令输入正确后再点击确认按钮，严禁出现因指令输入不正确造成人为误操作。机组手动降负荷期间，应避免主、再热汽温大幅的波动，同时应注意监视汽轮机DEH画面中温度裕度均满足要求（大于30K），裕度小于0将禁减负荷。机组深度调峰期间，应安排专人操作高低旁，控制高旁后温度不超限。应注意监视高、低加液位;特别是#1高加，容易出现高加疏水不畅，疏水不畅时应立即手动干预，严禁高加出现满水。机组深度调峰期间，维持锅炉热负荷不变，通过高底旁开度控制好机组压力。若机组对外供热且辅汽压力较难维持，可关小辅汽至供热分汽缸调门，优先保证辅汽联箱用汽。应严密监视调整好SCR入口烟温，严防发生环保超标排放事件。
4 结束语
目前在湘火电行业在电网负荷低谷期，季節丰水期机组深度调峰非常频繁，做好机组深度调峰专业措施和风险防范，以此保证并网机组安全稳定运行，满足电网稳定运行的调峰需求。
作者简介
葛锐（1986），男，汉族，湖南常德人，本科，助理工程师，研究方向为火电厂安全运行技术。
关键词：660MW超超临界;深度调峰;汽动引风机技术
0 引言
某厂2×660MW超超临界机组采用上汽集团与德国SIEMENS公司联合设计制作的超超临界汽轮机，上海锅炉厂一次中间再热、四角切圆燃烧型直流锅炉，常规参与50%额定负荷调峰。因采用汽动引风机技术，深度调峰存在引风机汽气源压力下降作功能力不足的缺点。此外因火电机组的环保压力，如何保证低负荷环保排放不超标也成为机组深度调峰的难点之一。
1 总体控制
1.1 对外加强与电网调度积极沟通，控制减少深调时间
当班运行人员要实时掌握电网形势，积极与调度协调沟通，了解机组的调峰情况，尽量减少深度调峰的深度和时间。遇有深度调峰要根据电网调度命令，提前通知公司各相关部门做好机组深度调峰准备工作。机组深度调峰要以保安全、报电网、保设备为前提，应根据机组设备状况合理控制机组的运行方式。
1.2 对内加强技术力量，做好风险点预控措施。
机组深度调峰期间，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。机组深度调峰期间，要确保各岗位巡回检查的质量，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安全。
2 专项技术措施
2.1 燃料调整
接到深度调峰至200MW调度指令后，提前通知燃运部门加强入炉煤煤质管理，要求深度调峰期间要上低硫、低水分、高挥发分、热值4800-5000大卡的烟煤，防止深度调峰期间燃烧不稳或者堵煤、断煤。
2.2 锅炉专业专项技术措施
机组准备深度调峰至200MW时，晚班、早班不得进行炉膛和烟道吹灰;同时晚班试运等离子并投入361阀油站油泵运行，确保等离子和361阀可靠备用。机组负荷260MW要继续向下深调时，投入等离子，将汽动引风机投入“冲转”模式，启电动引风机，退出A（或B）汽动引风机运行，保持一汽一电运行;A（或B）汽动引风机不打闸，进出口母管及本体疏水门打开、进出口挡板及静叶关闭，2500rpm旋转备用。深度调峰至200MW期间，投入空预器连续吹灰，当发现炉膛燃烧不稳及时投入等离子稳燃，同时通知维护相关专业对等离子进行特护。保持B、C、D三台制粉系统运行，并确认磨煤机运行稳定、无断煤现象，锅炉燃烧情况良好，备用磨煤机具备随时启动条件。深度调峰至200MW期间更应做好燃烧调整：操作过程要平缓，不得大幅度调整。负荷变化时，应注意风粉的配合，防止燃烧不稳造成灭火。机组低负荷运行期间，炉膛负压保持-100至-125Pa，严格按照氧量控制曲线进行氧量调整，氧量控制应在4%-6%之间，二次风箱差压不低于300Pa;及时调整二次风门，停运制粉系统的二次风门和周界风门开度3%以内。通过适当增加总煤量、上层给煤机设正偏置、燃烧器摆角调整、二次风门调整，保证脱硝入口温度不低于315℃;同时应通过二次风配比调整尽量降低SCR入口NOX含量。严格监视水冷壁温度特别是悬吊管壁温不超过490℃;超过时应及时分析原因，调整燃烧，严格控制汽温、汽压变化速度。低负荷运行时，严禁投入炉膛吹灰器。等离子拉弧时，空气预热器采用连续吹灰方式，防止发生二次燃烧。
2.3汽机专业专项技术措施
接到深度调峰至200MW调度指令后，对辅汽至除氧器、辅汽至汽泵小机管道进行暖管，汽动引风机退出运行后及时投入辅汽至除氧器加热，并全开#5低加抽汽电动门，保证除氧器压力在0.45-0.5MPa左右。机组负荷低于260MW后，将汽泵汽源切至辅汽带，非供热机组冷再至辅汽调门自动设定值设定为0.8MPa;同时应切除凝泵变频器自动，只投入除氧器上水调门自动，手动调整凝结水压力不低于2MPa，并检查凝汽器疏扩减温水已开启。机组负荷降至260MW后，手动开启低旁至10%，高旁开启至15%的开度，注意控制高旁后温度在320-350℃，在DEH画面中将汽轮机控制方式由“初压”切制“限压”，维持锅炉热负荷不变，以每次降低10MW的速率逐渐将机组负荷降至200MW，同时逐渐开大高、低旁，控制主蒸汽压力11-11.5MPa，再热器压力1.65-1.75MPa，操作过程应缓慢，负荷降到位且参数稳定后方可继续进行降负荷。并注意监视调整好机组各高、低加液位，一旦出现疏水不畅时，应及时切至事故疏水。
3 安全注意事项
深度调峰期间，手动输入负荷指令时应先确认指令输入正确后再点击确认按钮，严禁出现因指令输入不正确造成人为误操作。机组手动降负荷期间，应避免主、再热汽温大幅的波动，同时应注意监视汽轮机DEH画面中温度裕度均满足要求（大于30K），裕度小于0将禁减负荷。机组深度调峰期间，应安排专人操作高低旁，控制高旁后温度不超限。应注意监视高、低加液位;特别是#1高加，容易出现高加疏水不畅，疏水不畅时应立即手动干预，严禁高加出现满水。机组深度调峰期间，维持锅炉热负荷不变，通过高底旁开度控制好机组压力。若机组对外供热且辅汽压力较难维持，可关小辅汽至供热分汽缸调门，优先保证辅汽联箱用汽。应严密监视调整好SCR入口烟温，严防发生环保超标排放事件。
4 结束语
目前在湘火电行业在电网负荷低谷期，季節丰水期机组深度调峰非常频繁，做好机组深度调峰专业措施和风险防范，以此保证并网机组安全稳定运行，满足电网稳定运行的调峰需求。
作者简介
葛锐（1986），男，汉族，湖南常德人，本科，助理工程师，研究方向为火电厂安全运行技术。