超超臨界1050 MW 機組深度調峰控制策略探討

郭航 林波 常銀虎 郭建仙

（神華福能發電有限責任公司 福建石獅 362700）

隨著國內大型火電機組日趨增多，電網負荷日益飽和，電網的容量和峰谷比不斷增大，迫切要求大型火電機組參與電網調峰運行［1］。神福鴻電地處福建電網負荷中心，調峰任務重、責任大。福建電網水電、核電機組電網負荷占有比例較大，受當地經濟架構、季節等影響，經常參與電網調峰。通過神福鴻電百萬機組深度調峰控制策略研究，充分發掘機組深度調峰能力，確保機組安全穩定運行。

1 福建電網架構簡介

福建地區的調峰任務主要由火電機組來承擔。福建電網水電、核電機組電網負荷占有比例較大，受當地經濟架構、季節等影響，百萬機組需經常參與福建電網調峰運行，要經常進行較大幅度的負荷調整。其運行負荷峰谷差值約為機組總容量的30%，春季多雨季節甚至高達60%。2015 年福建地區電網裝機情況見圖1。

圖1 2015 年福建地區電網裝機情況餅狀圖

2 神福鴻電百萬機組設備系統簡介

2.1 神福鴻電百萬機組設備概況

神福鴻電2×1050 MW 機組的鍋爐采用東方鍋爐有限公司型號為DG3130/27.46-Π2 型鍋爐。型式為高效超超臨界參數變壓直流爐、對沖燃燒方式、固態排渣、采用單爐膛、一次中間再熱、平衡通風、露天布置、全鋼構架、全懸吊結構Π 型鍋爐。在機組30%至100%負荷范圍內以純直流方式運行，在30%負荷以下帶爐水循環泵的再循環方式運行。

汽輪機是采用東方汽輪機有限公司型號為N1050-26.25/600/600 的汽輪機。超超臨界、一次中間再熱、單軸四缸四排汽、沖動凝汽式，八級回熱抽汽。汽機中、低壓缸均為雙流反向布置。通流級數45 級，其中高壓缸為一個雙流調節級，8 個壓力級；中壓缸為2×6 個壓力級；低壓缸為2×2×6 個壓力級。配置2×50% B-MCR 調速汽動給水泵，旁路采用30%一級大旁路。

2.2 神福鴻電百萬機組正常運行簡介

神福鴻電2×1050 MW 機組正常運行采用CCS 方式，一次調頻投入。根據福建電網調度指令投入AGC。正常運行時負荷上限1050 MW，下限400 MW。AGC 方式下限500 MW，負荷變化速率15 MW/min。機組負荷400 MW 以下，CCS 一次調頻自動退出，350 MW 以下退出CCS。

3 影響機組深度調峰的主要因素

火力發電機組在深度調峰時的最低負荷往往取決于鍋爐最低穩燃負荷。而鍋爐最低穩燃負荷又受多種因素影響制約［2］。

3.1 制粉系統的影響

鍋爐安全穩定運行與制粉系統的正常運行息息相關，低負荷時，制粉系統對機組的影響更大。在制粉系統中，當煤質變化、設備缺陷、煤質嚴重偏離設計值時，會導致制粉系統的磨損、振動、燃燒穩定性變差，設備故障或出力受限、受熱面積灰、結渣、磨損甚至滅火事件的發生。在低負荷時容易出現水煤比變化，主再熱汽溫大幅波動、水冷壁甚至出現超溫。

3.2 低負荷下燃燒的穩定性影響

深度調峰的主要矛盾是低負荷時能保持穩定燃燒，保證鍋爐安全穩定運行。當鍋爐在低負荷運行時，由于送入爐內的燃料量減少，一次風和二次風隨之減少，熱風溫度下降。爐內的含氧量相對較多，加上汽化潛熱增加，爐內的熱負荷和爐膛溫度較低，燃燒穩定性隨負荷降低變差，容易引起滅火。因此，低負荷通常采用穩燃措施來穩定燃燒。某廠采用的煤種屬高發熱量煤種，在機組負荷350 MW 下燃燒穩定，不需采用投油穩燃的方式。

3.3 熱負荷分布不均勻對受熱面的影響

機組深度調峰，長期處于低負荷，鍋爐火焰在爐內充滿程度較差，導致爐膛熱負荷分布不均勻。水冷壁等受熱面出現汽水流量分配不均，熱偏差過大，可能出現水循環停滯等現象。鍋爐水動力特性差，爐內空氣動力場分布不均勻，水冷壁冷卻效果差，甚至超溫爆管。

3.4 汽輪機末級葉片的安全性影響

機組在低負荷運行時，尤其剛從高負荷降至低負荷時，熱負荷流失快，再熱汽溫最低達580 ℃，恢復至設計603 ℃需要較長時間。加上低負荷汽輪機蒸汽流量較低，汽輪機最后幾級葉片蒸汽濕度增加，造成汽輪機軸向推力增大，甚至末級葉片斷裂損壞。長時間低負荷運行還造成蒸汽做功能力下降，汽輪機汽耗增加，熱力循環下降。

3.5 低溫腐蝕影響

在低負荷時，煙氣本身溫度較低，且空預器煙氣通道截面小阻力大，極易產生堵灰、結渣［3］。當空預器積灰結渣加劇時，腐蝕和積灰的速度必然加快，傳熱減弱，受熱面壁溫降低。一旦空預器受腐蝕泄漏發生漏風，使煙溫進一步降低，加速了腐蝕和堵灰過程，形成惡性循環。嚴重時造成煙氣通道堵塞、引風機阻力增大、鍋爐正壓燃燒、降低鍋爐出力甚至被迫停爐的事故。

4 控制策略

機組正常運行負荷范圍40%～100%，當機組負荷400 MW時，確認機組各系統狀態正常，爐前燃油、爐水循環泵、361 閥、廠用電切換裝置均處于正常備用。當接到調度降負荷指令時，盡量采用低負荷速率變負荷。

4.1 汽機側控制策略

（1）在負荷降至550 MW 以下時，注意監視A/B 汽泵流量的變化。隨著負荷下降，給水流量逐漸減小，在單臺汽泵流量低于700 t/h 時，緩慢開啟該汽泵再循環調門，確保單臺汽泵流量不低于680 t/h。機組負荷至350 MW 時，可保持單臺汽泵再循環調門全開。

（2）加強輔汽壓力監視，盡量維持機組輔汽自帶，冷再至輔汽壓力設置0.38 MPa，當輔汽壓力低于0.38 MPa 時自動開啟。將3、4 號機輔汽聯絡門均打開，保持2 臺機聯絡（見表1）。如輔汽聯箱壓力異常，及時切為手動控制，人為調節輔助汽聯箱壓力至正常。

表1 3、4 號機350MW 汽機側主要參數表

（3）加強給水泵汽輪機進汽切換閥開度、進汽過熱度，引風機汽輪機進汽壓力、過熱度監視。當機組負荷降至350 MW時，給水泵及引風機汽輪機汽源已部分切至輔汽。降負荷過程中，做好備用汽源投用準備工作。若進汽過熱度降低過快，可暫時穩定負荷、就地檢查管路情況、開啟汽源管路疏水，確保小機進汽汽源的穩定切換。

（4）低負荷時，軸封供汽會由自密封向輔汽供汽轉變，期間保持軸封母管壓力自動。若壓力不足，則開啟輔汽至軸封供汽旁路電動門。

（5）密切監視汽輪機各TSI 參數，降負荷過程中，注意控制再熱汽壓力、四抽壓力變化平穩。負荷低至400 MW 以下時，由于氫冷器調門開度較小，冬季時還應注意就地氫冷器管路振動情況，防止氫冷器汽端和勵端溫度變化對機組振動造成影響。

（6）隨著機組負荷降低，汽輪機各段抽汽壓力降低，可能出現加熱器疏水不暢，影響疏水逐級自流等情況［3］。加強加熱器液位、端差、疏水情況的監視，必要時適當調整加熱器正常疏水旁路手動門。

（7）注意給水泵汽輪機和引風機汽輪機排汽溫度上升情況，手動控制后缸噴水，防止減溫水突開引起小機振動異常。

（8）由于給水泵密封水增壓泵的投入使用，對低負荷的節能降耗起到深遠意義。在凝結水泵深度變頻調整下，運行人員在深度調峰過程中應針對性采取調整手段，確保機組安全穩定。①除氧器水位控制策略為，機組啟動后400 MW 以上由變頻調壓力、上水調門調水位；機組負荷降至350 MW 以下切回由變頻調水位、上水調門調壓力。盡量確保負荷在350 MW 以上，避免控制方式來回切換。②機組正常運行時，除氧器上水調門控制凝結水泵出口壓力1.6 MPa。當上水調門全開后，變頻通過調壓力確保除氧器水位，降負荷時反之。降負荷時，提前開啟凝泵再循環，加強給泵密封水差壓監視，確保凝結水泵出口流量＞900 t/h，避免流量低至凝泵再循環突開導致凝結水流量及壓力波動。③低負荷期間，加強除氧器上水調門、凝結水泵再循環調門、給水泵密封水泵變頻控制裝置及三通管路監視。

4.2 鍋爐側控制策略

（1）合理制粉系統運行方式，低負荷時3 臺磨給煤量較低，適當提高磨一次風壓和動態分離器轉速，控制磨煤機出口溫度80 ℃。避免A、D、E 磨組運行方式，必要時保留上層磨運行，提高火焰中心高度，降低鍋爐前墻上部水冷壁區域輻射區域熱負荷。

（2）盡量燃用高揮發分、低水分、低灰分煤種。加強各受熱面壁溫監視，若偏燒明顯，可偏置各臺給煤機煤量、調整二次風門、各磨煤機風量、備用制粉系統通風等方法進行調整。

（3）低負荷運行時，由于進入磨煤機煤量較低，加強火檢狀態監視，若火檢消失及時聯系檢修處理。運行中盡量保持下層磨＞55 t/h 煤量，二次風門采用束腰配風方式，二次風箱與爐膛壓差控制在0.4 kPa 左右，提高二次風的穿透力。

（4）確保深度調峰期間，鍋爐燃油系統備用良好，油庫燃油充足。油槍缺陷及時聯系檢修處理，投油時油槍投入前，應將燃油壓力適當提高，避免燃油壓力低造成OFT。3 臺磨運行時，當出現給煤機斷煤、皮帶打滑或制粉系統故障跳閘時，首先應迅速投入油槍穩定燃燒。加強水冷壁溫度監視，避免出現水冷壁超溫（見表2）。

表2 3、4 號機350MW 鍋爐側主要參數表

（5）由于燃油吹掃壓力0.32 MPa 以下閉鎖油槍投運，350 MW 負荷時，還應控制輔汽至燃油吹掃母管壓力＞0.32 MPa，并預暖保證吹掃蒸汽溫度。

（6）暫停爐膛吹灰，防止發生二次燃燒、空預器保證連續吹灰。鍋爐低負荷期間，加強看火檢查，同時排查干除渣系統、人孔門、觀察窗、減少鍋爐漏風。

（7）該廠引風機汽輪機轉速至3 000 轉以下時，解除引風機汽輪機轉速真自動，負壓控制由轉速調整轉變為靜葉調節，鍋爐總風量氧量控制自動解除。深度調峰期間，控制鍋爐總風量，加強風煙系統參數監視，避免低負荷啟停脫硫氧化風機、漿液循環泵，防止引風機失速等異常發生。

（8）降負荷過程中，保持引風機穩定運行，防止爐膛負壓大幅度波動。加強電除塵入口煙溫監視，防止低負荷未燃盡的煤粉在電除塵內聚集，導致二次燃燒。

（9）降負荷過程中，加強主、再熱汽溫調整燃燒，通過二次風門、提高一次風壓增加一次風壓剛度、保留上層磨組運行方式等方法，盡量抬高火焰中心高度，保證空預器和脫硝SCR 反應器入口溫度＞310 ℃，提高排煙溫度防止低溫腐蝕及NOx 濃度超標。

（10）若長時間低負荷，控制鍋爐總風量不宜過大，避免氨逃逸率升高，導致空預器差壓增大，造成空預器堵塞。同時加強CO 濃度監視，避免飛灰含碳量不正常升高。

4.3 電氣側控制策略

（1）加強各電氣畫面監視，確保500 kV、6 kV、400 V 母線電壓正常、AVC 投入正常，對系統報警及時確認復歸，有關保護報警處理按照規程規定，及時聯系值班人員確認。

（2）監視發電機機端電壓、頻率、電流、負序電流監視，確保運行參數在正常范圍。

（3）加強就地各配電室、保護室巡檢，確保配電室溫濕度正常，臺風天氣做好防止配電室漏雨管控措施。

（4）確保就地各6 kV 母線、各PC 段運行方式正常，500 kV各測控屏、保護室、快切、備自投裝置正常，無異常報警。

（5）合理安排380 V PC、MCC 母線上各輔機運行方式，有備用輔機的盡量做到交叉布置，負荷平均分配。

（6）加強UPS、直流系統、柴油發電機及保安系統巡檢，柴油發電機試啟正常，確保保安電源運行正常，柴油發電機完好備用，做好機組保安段、空壓機房MCC 段跳閘事故預想。

（7）溝通并協調輔控及輸煤運行，盡量在高負荷段完成輔機啟停或切換操作，盡量避免低負荷上煤、同時啟停大負載電機。

5 結語

基于福建地區地域特點和區域內電網裝機情況，火電機組的調峰任務也愈來愈突出。深度調峰期間，確保雙機350 MW 不投油運行，有效節省燃油開支，最大程度適應電網調度，避免機組調停。但機組深度調峰同時帶來機組各項經濟指標下降，低負荷燃燒工況差，調整難度大，送、引風機工況擾動時易搶風等影響。可見，隨著調峰深度的增加，機組安全性大大降低。如何在電網調峰過程中確保機組長周期安全穩定運行，仍有較大的探討和提高空間。