李 亮，謝海琪

（國家電投集團(tuán)協(xié)鑫濱海發(fā)電有限公司，江蘇 鹽城 224500）

1 試驗(yàn)?zāi)康?/h2>

（1）驗(yàn)證機(jī)組在300MW 負(fù)荷時鍋爐是否具備穩(wěn)燃能力。

（2）驗(yàn)證機(jī)組在300MW 負(fù)荷時脫硝系統(tǒng)是否具備投運(yùn)條件。

（3）驗(yàn)證機(jī)組在300MW 負(fù)荷時各受熱面壁溫是否在可控范圍內(nèi)。

（4）驗(yàn)證機(jī)組在300MW 負(fù)荷時協(xié)調(diào)控制能力。

（5）驗(yàn)證機(jī)組在300MW 負(fù)荷時汽泵是否安全可靠運(yùn)行。

2 試驗(yàn)條件

（1）利用機(jī)組停機(jī)契機(jī)，根據(jù)1 號機(jī)組300MW 深度調(diào)峰試驗(yàn)方案要求，執(zhí)行300MW 深度調(diào)峰試驗(yàn)。

（2）11 月09 日白班已投BC、CD 油槍，均可靠備用。

（3）測量爐水循環(huán)泵絕緣正常，爐水循環(huán)泵正常備用。

（4）根據(jù)現(xiàn)場停機(jī)操作實(shí)際，保持1B、1C、1D 制粉系統(tǒng)運(yùn)行，加倉方式如下。

表1 倉儲各個運(yùn)行系統(tǒng)

（5）制粉系統(tǒng)、風(fēng)煙系統(tǒng)、燃油系統(tǒng)等設(shè)備運(yùn)行正常，沒有影響輔機(jī)設(shè)備運(yùn)行的缺陷，設(shè)備均可靠運(yùn)行。

（6）減溫水系統(tǒng)閥門、燃燒器擺角等設(shè)備功能完好，正常投運(yùn)。

（7）干排渣系統(tǒng)設(shè)備完好，無影響干排渣運(yùn)行的缺陷。

（8）通知現(xiàn)場各專業(yè)檢修人員到位。

（9）就地檢查單爐膛燃燒器擺角在同一角度，調(diào)整燃燒器擺角時應(yīng)就地核對擺角實(shí)際位置。

（10）500MW 負(fù)荷時將1A 小機(jī)汽源切至輔汽供給，保持1 號機(jī)組輔汽聯(lián)箱壓力＞0.8MPa，全廠輔汽由2 號機(jī)組冷再供應(yīng)。

（11）試驗(yàn)前已聯(lián)系熱控將協(xié)調(diào)控制自動解除負(fù)荷修改為280MW。

3 試驗(yàn)過程

因停機(jī)時間限制，本次試驗(yàn)時間較短，整個試驗(yàn)過程負(fù)荷控制如下：22：20 機(jī)組負(fù)荷500MW，開始執(zhí)行降負(fù)荷操作；22：30～22：38，維持機(jī)組負(fù)荷450MW 穩(wěn)定；22：38～23：11，持續(xù)緩慢降低機(jī)組負(fù)荷至320MW；23:29,機(jī)組負(fù)荷降至297MW，運(yùn)行磨煤機(jī)為BCD；23：32，啟動1A 制粉系統(tǒng)，結(jié)束300MW 試驗(yàn)操作。由500MW 負(fù)荷降至300MW 時間為1.2 小時，滿足試驗(yàn)措施要求。但由于停機(jī)時間限制，本次試驗(yàn)僅在300MW 負(fù)荷停留5 分鐘，隨后即進(jìn)行停機(jī)操作，未達(dá)到方案要求的持續(xù)2 小時穩(wěn)定負(fù)荷運(yùn)行。

4 試驗(yàn)過程出現(xiàn)的問題及解決措施

4.1 送風(fēng)量手動調(diào)節(jié)調(diào)整滯后，兩側(cè)氧量偏差大，造成汽溫偏差大總排口氮氧化物波動大

由于鍋爐雙爐膛設(shè)計，低負(fù)荷爐膛火焰充滿度低，配風(fēng)方式不合理，氧量偏差問題不可避免的存在。在以往400MW 深度調(diào)峰就曾探討過，經(jīng)過一定時間的經(jīng)驗(yàn)總結(jié)，400MW 負(fù)荷工況時的氧量及汽溫偏差已能得到較好控制。而此次300MW 深度調(diào)峰試驗(yàn)過程，為何再次出現(xiàn)，且氧量波動過大（6.5%～10.5%），偏差最大達(dá)2%[1]。

主要原因如下：①相對于400MW 深調(diào)操作，300MW 深調(diào)操作時間更長，基本為400MW 操作三倍時間，同時要考慮對脫硝入口煙溫的控制；②氧量調(diào)節(jié)滯后，從送風(fēng)量調(diào)節(jié)至尾部煙道氧量測點(diǎn)，包括脫硝氧量、氮氧化物出現(xiàn)明顯變化基本需要5min～8min 時間，而從風(fēng)量調(diào)節(jié)開始，到最終最大氧量變化時間則更長，需要近20min 時間。因此，在300MW 深調(diào)氧量調(diào)整期間，不能僅憑當(dāng)前數(shù)據(jù)進(jìn)行調(diào)整。

解決措施：①深調(diào)期間，送風(fēng)機(jī)動葉調(diào)整不可來回往復(fù)，從送風(fēng)機(jī)動葉手動調(diào)整開始，至降至300MW 負(fù)荷期間，送風(fēng)機(jī)動葉應(yīng)為逐漸關(guān)小過程，操作過程應(yīng)平緩，最終以此次深調(diào)試驗(yàn)經(jīng)驗(yàn)值為目標(biāo)值，即A 送風(fēng)機(jī)動葉20%（43.7A），B 送風(fēng)機(jī)動葉18%（45.3A）；②當(dāng)出現(xiàn)兩側(cè)氧量偏差過大，超過1%就應(yīng)立即通過SOFA 風(fēng)擋板開度進(jìn)行適當(dāng)調(diào)整，因反應(yīng)滯后的影響，調(diào)整幅度不可過大，以免兩側(cè)氧量來回往復(fù)，控制氧量偏差最大不超過1.5%。

以下為300MW 深調(diào)期間風(fēng)機(jī)動葉調(diào)整及氧量變化截圖。

圖1 300MW 深調(diào)期間風(fēng)機(jī)動葉調(diào)整及氧量變化

4.2 水冷壁超溫

此次300MW 深調(diào)試驗(yàn)期間，出現(xiàn)了短暫水冷壁超溫現(xiàn)象，主要原因如下：因機(jī)組負(fù)荷較低，過熱度較低（最低12℃），為防止鍋爐轉(zhuǎn)濕態(tài)，調(diào)整給水流量幅度較大，造成水冷壁短時超溫。

解決措施：由于機(jī)組負(fù)荷較低，最終給水流量僅860t/h～900t/h 左右，給水流量變化對壁溫影響較大。低負(fù)荷期間如鍋爐水冷壁部分管束溫度異常，應(yīng)適當(dāng)降低啟動分離器出口溫度，如機(jī)組在微過熱度運(yùn)行方式，加強(qiáng)啟動分離器水位的監(jiān)視，防止分離器滿水造成過熱器進(jìn)水。同時手動進(jìn)行焓值調(diào)整時，不可大幅操作，每次調(diào)整只允許通過小格調(diào)整一次，即20t/h 的幅度。

4.3 退汽泵操作造成給水流量突降（最低降至722t/h）

主要原因：此次由于進(jìn)行300MW 深度調(diào)峰試驗(yàn)，在300MW經(jīng)過短暫停留后未升負(fù)荷，在300MW 負(fù)荷即進(jìn)行了退B 汽泵操作，兩臺汽泵出力均較低，且B 汽泵汽源為四抽，當(dāng)B 汽泵再循環(huán)全開，A 汽泵再循環(huán)全關(guān)后，B 汽泵稍降轉(zhuǎn)速即不出力，A 汽泵給水加出力過程不及時，造成給水流量突降[2]。

解決措施：在停機(jī)退汽泵操作過程，盡量在500MW 負(fù)荷。在300MW 低負(fù)荷退汽泵時，應(yīng)將輔汽汽源小機(jī)出力提前增加后，再緩慢退出四抽汽源汽泵，防止造成給水突降。低負(fù)荷期間應(yīng)嚴(yán)密監(jiān)視兩臺汽泵出力一致，小機(jī)調(diào)門有一定裕度避免出現(xiàn)搶水現(xiàn)象。（297MW 暫態(tài)工況，給水流量869t/h,1A 汽泵流量788t/h，3096rpm；1B 汽泵流量773t/h，3095rpm）。

4.4 負(fù)荷降至320MW，給水流量偏差達(dá)到底限，負(fù)荷閉鎖減，汽泵轉(zhuǎn)速控制切手動，協(xié)調(diào)切除

主要原因：焓值手動調(diào)整幅度過大，給水流量指令下降較大與實(shí)際給水流量偏差大（1 號機(jī)焓值手動±400t/h，自動為當(dāng)前給水量的-10%到+25%；2 號機(jī)焓值手動±400t/h,自動為當(dāng)前給水量的-10%到+25%），造成給水流量偏差達(dá)到低限，負(fù)荷閉鎖減，同時汽泵轉(zhuǎn)速控制切手動，給水流量切手動，機(jī)組協(xié)調(diào)控制方式切除。

解決措施：①聯(lián)系熱控人員，修改給水流量設(shè)定偏差調(diào)節(jié)范圍，增大手動給水流量調(diào)節(jié)區(qū)間；②焓值設(shè)定調(diào)整要超前調(diào)節(jié)，降負(fù)荷至300MW 期間必定要提高焓值設(shè)定降低給水偏置。焓值調(diào)整操作同樣不可往復(fù)，應(yīng)為緩慢、連續(xù)的提高焓值，降低給水偏置的過程。保證機(jī)組過熱度不低于15℃，并嚴(yán)密監(jiān)視各管壁溫度不超溫。

4.5 閉式水溫調(diào)節(jié)，閉式水溫度較低

主要原因：機(jī)組負(fù)荷變化范圍大，閉式水用戶用量大量減少，DCS 閉式水溫度調(diào)節(jié)方式少，只能通過閉冷器旁路調(diào)門調(diào)節(jié)。需安排人員就地通過閉冷器開式水側(cè)電動門調(diào)節(jié)，不能第一時間作出響應(yīng)。

解決措施：①將閉式水冷卻器開式水側(cè)出口電動門控制方式增加點(diǎn)動調(diào)節(jié)，同低省旁路電動門調(diào)節(jié)方式，電動閥位開度2%，便于DCS 畫面進(jìn)行閉式水溫度調(diào)節(jié)；②修改閉冷器旁路調(diào)門自動控制調(diào)節(jié)邏輯，增加其調(diào)節(jié)響應(yīng)速率。

4.6 高加水位控制

主要原因：①給水流量波動，各級抽汽量變化大；②高加各級間疏水將壓差減小，高加正常疏水調(diào)門調(diào)節(jié)特性變差，造成高加水位大幅波動。

解決措施：保持給水流量穩(wěn)定，減少給水流量變化擾動，發(fā)現(xiàn)高加水位無法自動調(diào)整，應(yīng)提前降低高加水位設(shè)定，退出#3高加正常疏水至事故疏水。

4.7 給水流量調(diào)整波動（830t/h發(fā)給水流量低語音報警）

主要原因：協(xié)調(diào)控制給水自動調(diào)節(jié)方式下，汽泵再循環(huán)開啟操作幅度較大。

解決措施：①持續(xù)緩慢開啟兩臺汽泵再循環(huán)開度，最終達(dá)到80%開度以上，保持兩臺汽泵轉(zhuǎn)速出力一致，每臺汽泵流量不低于600t/h；②在400MW～500MW 期間即將兩臺給水泵再循環(huán)緩慢開至最大（保證兩臺給泵出力一致的情況下），避免更低負(fù)荷時進(jìn)行再循環(huán)調(diào)節(jié)操作。通過給泵轉(zhuǎn)速自動調(diào)節(jié)給水流量。

4.8 凝汽器液位調(diào)節(jié)，最高漲至1200mm

主要原因：①1A 汽泵汽源切至輔汽供應(yīng)，輔汽汽源切至2號機(jī)組供應(yīng)；②機(jī)組降負(fù)荷，工質(zhì)匯集至凝汽器。

解決措施：本次300MW 深調(diào)試驗(yàn)時間較短，凝汽器液位即漲至1200mm，需加強(qiáng)凝汽器液位監(jiān)視，提前開啟除氧器至清潔水箱放水調(diào)門前后手動門，必要時進(jìn)行放水操作。確保#5 低加出口放水電動門關(guān)閉并停電，防止凝汽器液位高聯(lián)開。

5 本次300MW深調(diào)試驗(yàn)結(jié)論

（1）機(jī)組在300MW 負(fù)荷時鍋爐燃燒穩(wěn)定，具備穩(wěn)燃能力。但不同煤種不同制粉運(yùn)行方式需進(jìn)一步驗(yàn)證。本次試驗(yàn)297MW，B/C/D 磨煤量分別為50、35、36t/h。根據(jù)停機(jī)需要，燃煤摻配并未按照措施要求執(zhí)行，因此燃煤的摻配需進(jìn)行調(diào)整，保持熱值校正0.86 以下，加強(qiáng)真空調(diào)整，已防各磨煤機(jī)煤量過低。

（2）在300MW 負(fù)荷時脫硝系統(tǒng)入口煙溫A 側(cè)300℃、B 側(cè)281℃，平均溫度290℃。在調(diào)整好兩側(cè)煙溫偏差的情況下，基本能夠保證脫硝系統(tǒng)的投入，處于催化劑入口煙溫設(shè)計值的底限。同時脫硝入口煙溫一定程度受環(huán)境溫度影響，因此為保證脫硝催化劑的使用壽命及效率，如何調(diào)整好脫硝兩側(cè)入口煙溫偏差，保證更低環(huán)境溫度的入口煙溫合格，需要進(jìn)一步探討。

（3）本次機(jī)組在300MW 負(fù)荷時各受熱面壁溫均在可控制范圍內(nèi)，僅水冷壁由于調(diào)整不當(dāng)出現(xiàn)過短暫超溫。

（4）本次機(jī)組在320MW 負(fù)荷時即因汽泵轉(zhuǎn)速控制切手動造成協(xié)調(diào)切除，需通過對水煤比控制自動、手動情況下的給水流量偏差設(shè)定值的修定，再次驗(yàn)證協(xié)調(diào)在300MW 負(fù)荷時控制能力。