660 MW 火電機組深度調峰控制技術探討

徐建兵

（福建華電邵武能源有限公司 福建邵武 354000）

0 引言

隨著各發電集團競相擴大火電裝機規模， 電力產能出現過剩。 火電利用小時數不足加上激烈的市場競價，造成火電經營維艱。 與此同時，電網峰谷負荷差逐年增大，火電廠實行深度調峰（機組出力低于40%額定負荷）的必要性也隨之增加。面對風電、 光電等新能源在電網中所占比重快速增大形成的電能消納問題， 各省均推出了機組深度調峰輔助服務補償措施。

根據《福建省電力輔助服務交易規則》，對火電機組參與深度調峰進行經濟補償，并不影響火電機組“三公”計劃電量。為了實現電力市場收益的最大化， 邵武公司對三期機組深度調峰提出了基本要求， 第一步實現35%～100%額定負荷調峰的能力，第二步實現25%～100%額定出力的深度調峰水平。 顯然，常規的50%～100%調峰負荷協調控制不能滿足要求。 我們對機組進行了多次變負荷協調控制技術優化調整， 實現了AGC 協調35%～100%變負荷試運行合格。 試驗表明這些技術優化方案是切實有效的。

1 邵武三期概況

安裝2 臺660 MW 超超臨界燃煤機組，主要設備為：鍋爐是東鍋生產的DG1958/28.25-II13 型一次中間再熱對沖煤粉爐，制粉采用正壓直吹式中速磨煤機系統。 汽輪機是上汽引進西門子技術生產的N660-27/600/610 型， 中壓蒸汽一次再熱、單軸、四缸四排汽、凝汽式雙背壓汽輪機，回熱系統采用九級抽汽。 發電機是上海電機廠生產的QFSN-660-2 型，額定出力660 MW。 機組分散集中控制DCS 選用南自美卓公司的MAXDNA 分散控制系統。

2 CCS 優化調試

2.1 鍋爐主控變負荷前饋優化

機組深度調峰時因鍋爐響應比汽機響應速度慢， 鍋爐燃燒具有滯后性與延時性，因此鍋爐主控要加上前饋［1］。 前饋有2 種方式：靜態前饋與動態前饋。 鍋爐的靜態前饋為指令折線函數，該函數反映對應的負荷；而鍋爐動態前饋則引入了負荷偏差、變負荷速率與燃料設定生成速率等，實現汽壓、汽溫等參數控制的穩定［2］。 采用減少低負荷期間變負荷速率、燃料量生成速率設定，增大給水量生成慣性時間設定值，以維持燃料量變化速率與給水量相匹配。 鍋爐主控的燃料指令特性示意如圖1 和圖2 所示。

圖1 升負荷時燃料指令特性

圖2 降負荷時燃料指令特性

在變動負荷期間， 通過設定燃料指令變化范圍為±30 t/h來響應負荷動態前饋變化。 在低負荷調峰期間，為防止減燃料指令的動態前饋引起給煤量過低造成不穩定燃燒， 引入負荷指令系數于變負荷前饋中。 由此我們將減弱前饋的措施運用于低負荷（30%～50%）和高負荷（100%～90%）過程。圖3 為鍋爐主控控制的邏輯示意圖。

圖3 鍋爐主控控制邏輯原理

圖3 中：折線函數為F（x2）表1 所列，折線函數F（x3）為表2所列。

表1 折線函數F（x2）

表2 折線函數F（x3）

2.2 調峰時滑壓運行的優化

眾所周知，當主給水處于全開狀態時，給水母管壓力與主汽壓力差越大，那么給水流量就越大；給水母管壓力與主汽壓力差越小，則給水流量也就越小。 為維持主汽與給水流量的平衡，當主汽壓力降低時，給水母管壓力也隨之降低。 給水流量的公式如下：

式中：ρ 為給水密度；ΔP 為差壓；K 為流量系數；Q 為給水流量。

當機組出力在接近30%額定負荷時， 通常在11.8 MPa 水平設定主汽壓力值，則超調將在減負荷階段出現。 調試中主汽壓力實際值為10.6 MPa，汽動給水泵轉速下降至3 008 r/min，為預防給泵組低轉速（＜3 000 r/min）時跳出遙控和自動，我們適度調高低負荷運行期間主汽壓力的設定值。 如圖4 所示，壓力設定1 是原設計滑壓曲線， 經過優化改進后的滑壓運行折線即為圖4 中的壓力設定2。

圖4 滑壓運行曲線設定

深度調峰時主汽壓力設定值的適度調高， 相應即是提高小汽輪機轉速，以增大汽動給水泵出力。 這時給泵小汽機最小流量再循環調節門需切換成自動模式， 防止給泵出口流量低引起小汽機跳閘［3］。

2.3 深度調峰的運行措施

低負荷階段， 維持鍋爐的穩定燃燒是深度調峰最關鍵的環節。 為了防止鍋爐滅火，本優化控制還采取了以下的運行改進措施。

（1）煤場要備好試驗所需燃煤，要求煤質盡可能達到或優于設計值的優質動力煤種。 在進行低負荷深度調峰時，要預先做好給煤機下煤不通暢、制粉出力不足等風險防范。 該階段主要問題在于，當燃料量大幅減少時將會導致水煤比失調，在運磨煤機燃料量跟蹤不及時而導致機組迅速轉入濕態運行，此時應避免操作不當導致汽水分離器水位高、 鍋爐MFT 保護動作等發生。

（2）將2 臺給煤機A/E（即最下層）的低限給煤量設定為20 t/h，當燃料主控輸出小于此整定值時發出指令“閉鎖—負荷減”，使最下層燃燒的穩定性能夠持續［4］。

（3）在機組出力小于40%時將等離子點火裝置投入，以利于爐膛燃燒的穩定性。 低負荷時對監視火檢特別重要，火焰電視的跳動也應留意；當監視發現火檢有擺動時，及時予以燃燒調整［5］。

（4）視情況對再熱器煙氣擋板進行提前量的調整，適當開大再熱器側煙氣擋板，以盡可能提高脫硝入口煙溫，保持脫硝系統的正常運行［5］。

（5）在減負荷至495 MW、330 MW、264 MW 時，按上層往下層順序分別停運F 磨、C 磨、D 磨。當最低230 MW 負荷時保持下層3 臺磨穩定運行，1 臺磨通風備用； 并盡可能維持較高的主再熱汽溫。

（6）減負荷期間，應注意汽動給水泵供汽方式的變換，先將冷再至輔汽聯箱調門改為自動， 以防止汽動給水泵出力跟不上，使四抽壓力在減負荷時能保持正常供汽。 必要時應提前將機組輔汽由四抽改切為冷再供汽。

3 優化CCS 后的運行情況

我們對#4 機組于4 月30 日進行AGC 模式下的變負荷動態試驗，結果如圖5 示。

3.1 降負荷調整階段

15∶18 分，機組進入AGC 控制模式，出力從660 MW 下降至495 MW，負荷以10 MW/min 變化速率調整。 16∶18 分，AGC控制模式的機組出力由495 MW 向330 MW 變動， 負荷仍以10 MW/min 變化速率調整。 16∶48 分，機組出力從330 MW 下降到264 MW 時，負荷變化速率改為7.3 MW/min 控制。 17∶06分， 在AGC 控制模式下的機組出力由264 MW 向230 MW 變動，負荷亦為7.3 MW/min 變化速率控制。 17∶24 分維持機組出力230 MW 運行。

3.2 升負荷調整階段

17∶38 分，在AGC 控制模式下機組出力由264 MW 向330 MW 變動，負荷以7.3 MW/min 變化速率控制。 17∶58 分，機組AGC 控制模式下機組出力由330 MW 向495 MW 變動， 負荷以10 MW/min 變化速率控制。18∶38 分，機組AGC 控制模式下機組出力由495 MW 向660 MW 變動， 負荷變化速率控制為10 MW/min。

整個調試期間，負荷超調最大為4 MW，機組的主汽溫度與壓力、再熱器溫度與壓力、爐膛負壓以及除氧器水位等都能控制在正常運行范圍內。 性能指標符合《火力發電廠模擬量控制系統驗收測試規程》（DL/T 657—2015）要求，協調控制的品質達到優良。

4 結論

上述試驗表明， 我們所采用的660 MW 超超臨界煤電機組深度調峰CCS 方案在額定出力35%～100%之間運行中取得了良好的調整品質，能適應自動跟蹤變負荷的需要，各技術指標參數均能保持在規定范圍內，機組運行穩定可靠，可供同類型機組借鑒。 接下來我們將繼續在積累調峰的實踐中，再深入研究低出力調峰與機組靈活性運行以及系統流程技術改進，進一步探索優化CCS 技術措施， 爭取做到25%～100%額定出力的深度調峰水平。

圖5 試驗數據曲線記錄