引风机汽动改造后对机组深度调峰的影响

王 程

国家能源集团谏壁发电厂 江苏省镇江市 212006

摘 要：某电厂1000MW机组在2015年通过技改，将锅炉的引风机由电动驱动改造为背压式汽机驱动，其后在机组首次深度调峰时，由于汽动引风机的改造，给机组的运行调整操作带来了一些新问题。本文对这些新问题的产生原因及采取的措施进行了深入分析，确保机组在深度调峰操作中运行的安全稳定。

关键词：引风机 汽动改造 深度调峰 影响 应对措施

0引言

随着新能源可再生能的快速发展、电网用电量增长速度的回落以及电网装机容量迅速增长等因素，电网日常运行中负荷的峰谷差不断增大，煤电发展已从单纯保障电量供应，向更好地保障电力供应、提供辅助服务并重转变。外部运行环境的变革，作为发电主力的火电机组承受着巨大的调峰压力，灵活性运行势在必行，调峰运行成为新常态。

深度调峰就是受电网负荷峰谷差较大影响而导致各发电厂降出力、发电机组超过基本调峰范围进行调峰的一种运行方式；深度调峰的负荷范围超过该电厂锅炉最低稳燃负荷。该厂深度调峰为第一档，40%额定出力及以下，要求机组负荷从500MW降至400MW的时间须小于1.5小时。

该厂两台1000MW超超临界燃煤机组，锅炉采用上海锅炉厂生产的1000MW超超临界压力塔式四角切圆燃烧直流锅炉；机组投产时锅炉烟气系统由两台静叶可调轴流式引风机来排除燃烧气体，引风机由电动机驱动。

为了节能增效的需要，该厂两台1000MW机组在2015年经过技术改造，将锅炉引风机系统改造成两台背压式汽动引风机、一台电动引风机的设计；电动引风机仅在机组启/停期间或机组正常运行中某台汽动引风机故障检修时使用。

汽动引风机小汽轮机供汽汽源取自锅炉一级再热器进、出口，小汽轮机排汽有三处去向：1、对外供热，2、除氧器，3、辅汽联箱。正常运行时排汽压力保持在1.0MPa以上，用来维持对外供热压力。

该厂1000MW机组第一次进行深度调峰时，由于引风机的汽动改造，给机组的运行调整操作带来了一些新问题。

1深度调峰时汽动引风机出力不足

1.1运行工况

机组进行深度调峰操作减负荷至420MW时，A汽动引风机炉压自动切除，炉膛压力由负变正。检查发现A汽动引风机小机进汽调门开度已达92%，转速指令与反馈偏差达到135r/min，A引风机出力已不足；此时B汽动引风机小机进汽调门开度也达到了76%。

1.2汽动引风机出力不足分析

正常负荷时汽动引风机小机进汽调门开度基本不超过80%，为什么负荷降低到420MW时就会开足呢？

引风机小汽轮机的做功公式为：W=D×Δh×η；W小机功率、D小机进汽流量、Δh小机焓降、η小机效率。从公式W=D×Δh×η分析：由于此时仍然保持着汽引小机对外供热，排汽压力维持在1.0MPa以上，但小机的进汽压力随着负荷下降而降低，压比变小，Δh下降，做功能力下降。如果保持做功能力不变，则需要增加小机进汽量，当进汽调门开度接近于开足时，做功能力达到上限，无法满足锅炉炉压调整的要求。

1.3采取措施

为保证引风机做功，在小机进汽调门开足的情况下，只能通过降低小机排汽压力增加压比提高出力，但排汽压力降低将无法进行对外供热。

该厂采取措施：在机组负荷降至500MW时，将汽动引风机小机排汽进行回收，通过开大汽引小机排汽至除氧器及辅汽，将排汽压力降至略低于供热母管压力后停止排汽对外供热。而后根据引风机出力情况，继续通过开大汽引排汽至除氧器及辅汽的调整，进一步降低排汽压力以满足要求；锅炉侧则采取了适当降低总风量、增加低温省煤器通流量、加强预热器LCS投用来减小烟气的体积流量的调整手段。

将汽动引风机小机排汽进行回收后，虽然解决了引风机出力不足的问题，但是排汽至除氧器及辅汽又带来了新的连锁问题。

2除氧器压力偏高，高加疏水不畅

该厂1000MW汽轮机机组配置双列三级高压加热器，每列高加容量为50％，主机一、二、三段抽汽分别向三级高压加热器供汽，高压加热器疏水在正常运行时采用逐级自流串联疏水方式，最后一级（#3高加）疏至除氧器。每台高压加热器均设有危急疏水管道，经疏水立管接至凝汽器。每列高压加热器水侧分别设有大旁路，在高加停用或高加水侧泄漏时使用。

2.1运行工况

机组减负荷至500MW的过程中，高加正常疏水调整器开度达到65%，高加水位有上升趋势（危急疏水调整器联锁开启逻辑为水位达20mm），此时高加汽侧压力为1.0MPa、除氧器压力为0.52MPa。在进行汽引小机排汽回收至除氧器操作后，B列高加水位高三值保护动作跳闸解列。

2.2高加疏水不畅分析

引风机汽动改造后，除氧器正常运行时汽源有两路：四段抽汽和汽引小机排汽；除氧器辅汽汽源在机组启停时用；正常运行时四抽进汽电动门开足，除氧器滑压运行。在汽引小机排汽回收至除氧器操作后，除氧器已非滑压运行，此时除氧器帮助消耗汽引排汽，但是除氧器的消耗能力是一定的，即当时的给水流量对应消耗的加热汽是一定的，且当时的给水流量本就较低，在消耗能力达到上限时，除氧器的压力就会上升，3A/3B高加汽侧压力和除氧器压差进一步减小，高加疏水不畅。在高加水位上升到一定后，高加危急疏水调整器因有卡涩现象，导致开启延时，高加水位高三值，高加跳闸解列。

2.3采取措施

该厂采取措施：一、提前工开启3A/3B高加危急疏水调整器，以防止使用时卡涩；同时通过高加危急疏水管路，将高加部分疏水切至凝汽器，缓解高加正常疏水困难的问题，维持高加水位正常。二、关小除氧器的四抽进汽电动门，减少四抽至除氧器的汽源供应，降低除氧器压力。

3汽引小机排汽回收至辅汽后的消耗问题

汽引小机排汽回收后仅靠除氧器消耗是不够的，多余的排汽还需消耗至辅汽。该厂两台1000MW机组辅汽母管联络运行，同时对全厂供汽母管供汽（全厂供汽母管还联结有该厂两台330MW机组辅汽系统）；机组正常运行时，辅汽用户仅有主机/给泵小机轴封、磨煤机灭火蒸汽及除灰灰斗加热用汽，即使加上全厂供汽，用汽量也较少。此时多余的汽引排汽通过辅汽现有用户是无法完全消耗的，而且全厂供汽母管的设计压力为0.3～0.8MPa，在对全厂供汽母管供汽时还要保证压力不超限。

该厂采取措施：根据汽引小机排汽至辅汽的情况，将本机一台汽泵小机掺入辅汽或完全切至辅汽运行，以消耗多余的汽引小机排汽。但是若多余的排汽能够通过该厂两台330MW机组消耗掉时，那么汽泵小机不是必须要掺辅汽运行的。

4结束语

火电机组尤其是煤电机组的深度调峰将成为常态，新的运行方式对机组运行的适应性、可靠性等提出了更高的要求；由于设备改造又会给深度调峰过程中机组安全运行带来更大的考验，需要运行人员充分理解掌握这些问题的根源，以便能够轻松胜任机组深度调峰操作。

参考文献：

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[2]廖洪峰.1000MW超超临界机组锅炉给水自动加氧技术研究与应用[J].全面腐蚀控制,2021,35(08):28-41.

[3]范允君.1000 MW机组锅炉水平烟道积灰原因分析与治理[J].山东电力高等专科学校学报,2021,24(04):62-65.

作者简介：

王程 （1977-），男，大专，助工，技师，国家能源集团谏壁发电厂发电部单元长。