【摘  要】适应电网要求，在网机组投入ACE运行方式，快速响应电网调峰需求。本文就机组投入ACE的应对策略进行分析。

【关键词】ACE 主汽压力 汽动给水泵 超温 凝结水压力 真空 失速 空预器

0引言

目前机组运行方式为AGC（区域发电自动控制有功自动调整）及ACE（即区域频率控制偏差）。相较机组AGC方式的运行调整，ACE运行方式在机组的正常运行调整中有以下特点：

（1）负荷变化频繁且变化率大;

（2）机组参数波动频繁且波动量大;

（3）机组负荷波动没有前瞻性;

（4）运行人员操作量大。

目前机组在正常运行期内ACE运行所占时间比重越来越大，本文就机组投入ACE运行后的调整方法及特点做出一些总结。

1纯凝工况（非供热期）（5-9月）

1.1、机组运行参数

机组在纯凝工况下投运ACE后，负荷变化率一般设置为3～5MW/MIN，负荷区间为135～300MW，主汽压力变化范围为10～16.5MPa，机组真空为-70～-82.5KPa。

1.2、机组运行特点及参数调整方法

1.2.1主汽压力超压

纯凝工况下机组投运ACE后，机组负荷波动大且无前瞻性，会出现主汽压力波动大的现象。在连续涨负荷或连续降负荷工况下，及其容易出现主汽压力超额定值16.7MPa，若继续升高则导致PCV阀动作，主汽压力迅速下降、汽包水位剧烈波动等现象。导致主汽压力快速升高的原因有：

（1）连续涨负荷导致锅炉蓄热大量消耗，从而使入炉煤煤量及风量超调;

（2）涨负荷过程中，火焰中心的上移会使对流换热比例增大，使的过热蒸汽与再热蒸汽温度缓慢升高。为保持过热蒸汽与再热蒸汽温度的温度稳定，过热器与再热器会有大量减温水在短时间内进入系统，导致主汽压力快速升高。

（3）连续降负荷过程中，锅炉蓄热量增大导致过热蒸汽与再热蒸汽温度升高，为保持过热蒸汽与再热蒸汽温度的温度稳定，过热器与再热器会有大量减温水在短时间内进入系统，导致主汽压力快速升高。

应对主汽压力高的调整方法：

1）主汽压力持续升高至16MPa时，将上、下喷燃器摆角向下摆动，调整炉膛火焰中心下移，降低过、再热器温度;

2）主汽压力持续升高至16MPa时，手动减少过、再热器减温水给水量;

3）主汽压力持续升高至16.5MPa时，将机组负荷保持，防止主汽压力超额定值，PCV阀保护动作;

4）将主汽压力设定值减小0.5～1MPa，压力变化率调整至0.2～0.3MPa/MIN，使系统自动减少给煤量，降低主汽压力;

5）必要时快速停用最上层磨煤机或手动增大每台给煤机负偏置，将给煤量快速降低，降低主汽压力;

6）适当降低送风机出力，削弱炉膛内燃烧，同时降低炉膛内火焰中心，但需保证炉膛氧量在1.55～2.5%，保证炉膛内燃烧温稳定;

7）适量减小周界风、油配风、辅助风风门开度（5～20%），使炉膛火焰中心下移;

8）增加下层磨煤机出力、减少上层磨煤机出力，使煤量分配层塔型，降低火焰中心。

1.2.2主汽压力设定

主汽压力要保持定压运行且是高压区间运行（15～16MPa），目的是防止机组负荷频繁晃动过程中，当机组快速涨负荷时因主汽压力较低而导致锅炉煤量过调，以及在涨负荷的后期阶段发生给煤量已达额定值而负荷未达目标值的现象发生。

1.2.3汽动给水泵调整

机组负荷在135MW～180MW区间运行时，给水流量变小（400T/H～600T/H）主汽压力需要保持在高于负荷对应滑压2MPa左右，其目的是防止汽动给水泵转速低于3450r/min，原因为当汽动给水泵转速低于3450r/min后，汽动给水泵的对给水流量的调节性能变差，会导致汽包水位调节失控，引发MFT保护动作。

给水量下降至650T/H以下、两台汽动给水泵并列运行时，汽动给水泵再循环调门动作，此时需加强对汽动给水泵的运行监视，防止发生再循环调门卡涩、再循环调门全开、全关现象的发生。

给水量下降至400T/H ～550T/H区间时，调整一台汽动给水泵主出力，另一台配合出力，保持给水稳定，;当负荷过低、汽动给水泵调节性能下降，出力不稳定时，启动电动给水泵，保持一台汽动给水泵手动固定出力、一台汽动给水泵空转不出力、电动给水泵配合出力。

1.2.4管壁超温

机组负荷在210 MW～250 MW区间运行时，最上层磨煤机频繁启停，锅炉火焰中心位置上下移动频繁，此时容易出现再热器管壁超温现象，而长时间的管壁超温会导致换热管高温蠕变加剧，从而引发再热器管壁爆管泄露。当发现再热器管壁有超温现象时，可按以下方法调整：

（1）锅炉上、下喷燃器摆角及时向下调整，将炉膛火焰中心向下移动;

（2）过热器一级减温水目标温度设置在520～530℃，增加过热器换热能力、降低流经再热器处锅炉烟气温度;

（3）开大SOFA风风门开度直至满开，将火焰中心向下压缩;

（4）将锅炉SOFA风风门摆角向下摆动。

（5）适当减小一次风压，降低喷燃器出口处煤粉混合物风速，但不能太低防止磨煤机堵煤及喷燃器出口煤粉着火点距离喷燃器太近，造成喷燃器周围管壁超温及喷燃器高温损坏;

（6）适当减小锅炉周界风、辅助风风门开度，降低火焰中心位置;

（7）提高磨煤机出口风温，缩短火焰长度;

（8）增加下层磨煤机出力、减小上层磨煤机出力，将炉内燃料分布程塔型，使炉膛火焰中心下移;

（9）调整燃煤煤种，提高燃煤挥发分，缩短火焰长度;

（10）调整炉膛负压;炉膛负压提高时，火焰中心上移。

1.2.5凝结水压力的调整

机组负荷低于200MW时，凝结水系统母管压力下降至1.2MPa及以下。为避免母管压力下降至1.0MPa，备用凝结水泵连锁启动及大机低压缸轴封温度调节性能变差，需要手动关小凝结水至除氧器上水调节旁路电动门开度及关闭轴封加热器旁路电动门，使凝结水母管压力保持在1.2MPa以上;当机组负荷上涨，凝结水母管压力同时上涨时，可根据母管实际压力变化调整凝结水至除氧器上水调门开度，使母管压力保持1.2MPa～1.3MPa区间运行。

1.2.6大机真空调整

机组投运ACE运行后，大机真空将随着机组负荷变化而变化，同时机组在空冷纯凝工况运行时，大机真空会受到外界环境温度变化的影响加剧。根据空冷机组实际运行经验总结，当环境温度高于27℃后，空冷风机满变频运行后，机组真空维持在-70KPa左右区间，受机组真空影响此时为机组最高可接带270MW负荷;为提高机组接待负荷能力，可投入空冷水喷淋系统，以降低空冷散热片冷却风温度来提高空冷机组真空。

1.2.7引风机运行调整

夏季随着燃煤热值下降、烟气量变大，机组在高负荷区间运行时，引风机全压相较冬季会大幅上涨（锅炉满负荷运行，引风机冬季全压7.3～7.5KPa，引风机夏季全压7.8～8.0 KPa），可能会出现引风机失速现象。为避免因引风机全压高诱发的引风机失速，在引风机电机电流接近300A时将引风机动叶由自动调整为手动或当引风机全压达7.8 KPa时将机组负荷保持，以减少烟气系统其它设备对引风机出力的扰动。同时加强与脱硫、脱销运行人员的信息沟通，避免脱硫、脱销系统运行调整导致引风机失速的发生。

1.2.8锅炉部分异常情况

夏季由于燃煤热值的下降以及燃煤煤种的不稳定，锅炉将会出现以下情况：

（1）炉膛内水冷壁出现大面积结焦。炉膛内水冷壁出现大面积结焦时，需对锅炉加强定期吹灰，同时在低负荷时避免吹灰，防止吹灰过程中大块焦掉落导致的锅炉灭火;

（2）过、再热器泄露。锅炉烟气中飞灰量的增多会加剧对折烟角区域过、再热器换热管束的磨损，且由于燃煤热值下降炉膛内火焰中心上移，使得再热器部分管束频繁超温加剧高温蠕变可能导致过、再热器的泄露。因此运行人员需加强对炉膛燃烧的调整和对四管泄露装置的监视，才发现异常时及时做出运行调整并联系点检检查处理。

（3）过、再热器频繁超温。由于夏季燃煤热值下降，炉膛火焰中心拉长、上移，对流换热增强，过、再热器会频繁超温。此时需要按照1.2.4条进行运行调整。

1.2.9、空预器运行调整

5～6月、9～10月大同地区昼夜温差大，空预器入口冷风温度变化剧烈，空预器低温腐蚀严重且氮氧化物结晶量增大，使得空预器换热片堵灰严重，出入口烟气差压增大，烟气流动阻力增大。此时需做出以下调整：

（1）加强对空预器吹灰，减少空预器内堵灰，降低空预器出入口差压;

（2）按照实际情况投入一、二次风暖风器，提高空预器入口冷风温度，保证空预器出口烟气温度在120℃以上，避免低温腐蚀和大量氮氧化物结晶的发生。

2非纯凝工况（供热期）（10-4月）

2.1、机组运行参数

机组在非纯凝工况下投运ACE后，负荷变化率一般设置为3-5MW/MIN，负荷区间为160-300MW;在极寒天气时机组负荷区间为135-300MW（机组切缸运行），主汽压力变化范围为10～16.5MPa，机组真空为-65～-87KPa。

2.2、机组运行特点及参数调整方法

2.2.1、供热期内（非切缸运行）

机组低真空运行，有效回收机组乏汽余热、同时通过热网加热器对外供热，此期间锅炉接待负荷较高，在机组连续降负荷时容易发生主汽压力超压。当机组连续降负荷时除按照1.2.1方法调整外，还可通常关小汽轮机低压缸调门、开大热网加热器进汽调门达到快速降负荷，同时降低主汽压力的目的。

2.2.2、供热期内（切缸运行）

机组高真空运行，有效回收机组乏汽余热、同时通过热网加热器对外大量供热，此期间机组负荷在135～160MW，机组负荷变化率在2～3MW/MIN，负荷变化率小，主汽压力较低，不存在主汽压力超压问题。但机组在切缸期间需加强对低压缸排汽温度及低压缸末级叶片温度的监视与调整，应严格按照切缸期间相关参数要求进行调整。

2.2.3、供热期与非供热期相对比

由于存在热网加热器用汽，主汽流量较大，汽动给水泵调整相对稳定，但在低负荷区间时也需进行手动干预，可参考1.2.3条进行调整。

2.2.4、供热期内炉膛管壁超温问题

可参考1.2.4条进行调整。

2.2.5、供热期内凝结水压力的调整

由于受热网加热器用汽的影响，在凝结水母管压力低于1.2MPa后可参考1.2.5条进行调整。

2.2.6、供热期内机组真空的调整

根据机组供热需求，会出现高真空（81～86KPa）与低真空（65～70KPa）不同的真空调整要求。同时由于供热期外界环境温度较低，将出现空冷防冻问题，这需要根据环境温度及供热要求制定相应的空冷运行调整方案。

2.2.7、引风机的调整

供热期间机组燃煤热值较高，相较非供热期锅炉满负荷时烟气量会大幅下降，在保证空预器严格按照吹灰制度吹灰及不出现其它设备故障的情况下，引风机基本不会出现失速的现象。

2.2.8、锅炉暖风器的调整

供热期内，外界环境温度较低，为保证空预器正常运行，需投入一、二次风暖风器，调整空预器出口烟气温度在120℃以上，防止空预器发生低温腐蚀与氮氧化物结晶堵塞换热片的现象。

一、二次风暖风器正常运行期间由五段抽汽经低压辅汽联箱供汽，经长期运行观察外界环境温度低于-15℃后五段抽汽供汽温度将不能满足一、二次风暖风器加热所需，此时需由四段抽汽经高压辅汽联箱供低压辅汽联箱至一、二次风暖风器用汽。

3结束语

机组投运ACE后，机组运行工况频繁且无序变化，对机组设备寿命的损耗加剧，使设备的可靠性迅速下降，这就要求运行人员在面对大量操作的同时加强对运行设备参数的监视与调整，这是考验也是锻炼。

【参考文献】  《300MW机组集控主机运行规程》、《300MW机组集控辅机运行规程》

作者简介：刘帅，工程师，从事火电厂集控运行。