電力現貨市場下660 MW超超臨界機組輔機運行能力探析

韓鐘鐘 鄭書明 潘友國 沈霄華 盛偉斌

（華能（浙江）能源開發有限公司長興分公司，浙江 湖州 313100）

0 引言

原統調模式下，機組負荷跟隨主要考慮負荷計劃兌現率，變化范圍相對較小，機組運行相對穩定。現貨市場下，機組運行負荷范圍增大，當出現高電價時，要及時調整跟隨，爭取高價收益，低電價時恰好相反。寬負荷范圍調節，導致機組參數自動優化調整難度加大，需要及時手動干預，防止機組參數失調。

電力市場化進程中，為應對電力現貨市場的挑戰，進一步增強企業市場競爭力，提升服務價值，能夠快速響應AGC負荷曲線至關重要，在市場高價時能及時發出電量，取得高收益，爭取利益最大化，才能使企業立于不敗之地，贏得生存空間。

1 華能長興電廠概述

華能長興電廠鍋爐HG-1968/29.3-YM5采用П型布置、單爐膛、水平濃淡低NOx分級送風燃燒系統、墻式切圓燃燒方式，爐膛采用內螺紋管垂直上升膜式水冷壁、帶再循環泵的啟動系統、一次中間再熱。每臺鍋爐配有兩臺汽動引風機和一臺電動啟動引風機。兩臺汽動引風機為靜葉可調軸流式風機，并聯運行、汽輪機變速調節；水平對稱布置、垂直進風、水平出風。

給水系統采用單元制，每臺機組設置一臺100%容量汽動給水泵，兩臺機組共用一臺30%容量啟動定速給水泵。制粉系統采用中速磨一次風正壓直吹式制粉系統，配置6臺MP磨煤機，燃用設計煤種時，運行方式為五運一備；每臺磨煤機引出4根煤粉管至鍋爐燃燒器，對應同一層燃燒器；煤粉細度R90=18%；系統配有2臺動葉可調軸流式一次風機；2臺離心式密封風機，一運一備[1]。

2 電廠輔助能力現狀

電廠目前負荷偏低，二次調頻幅度加劇，調整難度加大。

現貨交易階段，機組負荷經常在264 MW左右運行。原統調模式下，機組負荷跟隨主要考慮負荷計劃兌現率，運行負荷相對較高，變化范圍也相對較小，機組的節能調整和參數調整工作量相對較小。現貨模式下，整體負荷調整、價格調整逼迫機組運行負荷范圍增大，當出現高電價時，要及時調整跟隨，爭取高價收益，低電價時恰好相反。寬負荷范圍調節，導致機組參數自動優化調整難度加大，需要及時手動干預，以防機組參數失調。

現貨交易階段，機組負荷長時間低于330 MW，鍋爐本體吹灰條件不滿足，如果負荷長期偏低，鍋爐運行安全將受到威脅。

在華能長興電廠#2機組運行期間，通過對受熱面管壁溫度進行查看，發現#2機組尾部煙道受熱面容易超溫，主要集中在分隔屏2-8管，屏過34-11管、8-12管，一級再熱器68-2管。管壁長時間超溫運行，會加速爐管內壁高溫腐蝕氧化，縮短管壁的使用壽命，甚至存在爆管的可能性，故應控制后屏過熱器壁溫不大于632 ℃。機組負荷偏低，水冷壁區域、過熱器區域積灰，導致低負荷時再熱器壁溫偏高，再熱汽溫提不上去。此種工況下，只能開啟再熱器事故噴水降溫，機組經濟性又得不到保證。

二次調頻幅度變大，當前情況下機組響應能力有限。當前AGC計劃負荷曲線間隔為5 min，為了響應AGC速率，在330～660 MW范圍，機組負荷變化率正常設定為12 MW/min；在264～330 MW范圍，機組負荷變化率正常設定為8 MW/min。負荷變化寬度大，對運行調整要求較高，圖1所示為某次機組負荷曲線圖，根據曲線可以看出，08：00—08：30，要求機組負荷從300 MW升到600 MW，按照AGC計劃曲線跟隨調整，升負荷階段負荷變化率在11 MW/min才能滿足負荷響應，機組實際負荷變化速率330 MW以下是8 MW/min，330 MW以上是12 MW/min。

圖1 某次機組負荷曲線圖

現貨市場的放開，對機組的負荷響應能力（啟停機響應、變負荷響應）提出了更高的要求，既要保證電壓、頻率穩定，又要保證機組安全；大幅度的負荷變動，也對運行人員提出了更高的要求，尤其是在自動協調控制無法實時跟蹤調節時（諸如磨煤機堵煤、主汽壓力高、汽動給水泵轉速高、汽引轉速高、環保調整等情況）。機組負荷變化率提高，低負荷時，鍋爐管道、閥門本體等特別是汽輪機轉子的熱應力就會增大，長此以往，機組必然故障頻出，服役期縮短。所以，要及時調研探討當前形勢下機組輔助能力的改善，方能增收止損。

3 機組運行過程中存在的問題及建議措施

3.1 制粉系統運行

制粉系統出力要求的提高帶來的不利影響：（1）磨煤機電流大；（2）容易堵煤。

建議措施：（1）對啟停磨的時間要有新的認識，根據負荷曲線及時啟動或停運磨煤機；（2）燃燒印尼煤期間，要做好防爆措施，且每班應將磨煤機煤量手動調至35 t/h運行；（3）嚴格監視制粉系統運行參數，關注機組水煤比、過熱度等參數變化，發生失調及時干預。

3.2 給水泵轉速高，高調開度大

華能長興電廠#2機組在正常運行時，電動給水泵不作備用，只通過一臺汽動給水泵為機組提供給水。如圖2所示，汽動給水泵有三路汽源：輔助蒸汽、四抽、冷段再熱蒸汽。機組啟動中，需通過輔助蒸汽沖轉汽動給水泵；但機組并網后四抽壓力至0.4 MPa，汽動給水泵汽源切換為四級抽汽，機組滿負荷運行時，四抽壓力能夠滿足汽動給水泵運行；當機組超出額定出力運行、四抽壓力不足時（汽動給水泵低壓調門開至75%），開啟冷再至高壓調門，冷再汽源參與給水調節。在機組迅速加負荷至630 MW時，隨著給水流量快速增大，汽動給水泵轉速明顯提高，當給水泵低壓調門開至75%后高壓調門開啟[2-3]，此時汽動給水泵轉速一般在4 700 r/min以上，若繼續加至滿負荷660 MW，汽動給水泵高壓調門開啟至60%以上，會瞬間導致汽動給水泵超出力運行[4]，此時汽動給水泵出口流量會超出額定滿負荷給水流量1 810 t/h，對給水泵的安全運行帶來不利影響。

圖2 汽動給水泵汽源簡圖

下面就如何控制高壓調門開度，提出幾點建議：

3.2.1 提前開啟疏水

機組從高負荷繼續往上爬升的時候，提前開啟冷再至給水泵汽源管路疏水，防止進汽溫度低焓值下降，造成汽輪機調門開大，調節裕度變小。

建議：增加邏輯，高壓進汽溫度低于315 ℃且負荷＞580 MW，給水泵高壓進汽溫度異常報警。

3.2.2 監視轉速偏差

嚴密監視給水泵轉速，在高負荷時，給水泵受負荷響應速率快的影響，其調節速度往往滯后于轉速設定值，造成給水泵轉速偏差大。轉速偏差大的情況下，注意減溫水的使用量不可過大，且需及時停止吹灰。轉速偏差在170 r/min左右給水泵可能會退出自動模式，跳至手動，因此當機組轉速偏差＞150 r/min且轉速偏差繼續增大時，應申請撤出機組AGC。

3.2.3 監視給水泵調門開度及轉速，盡量防止高調開啟

保持機組真空良好，必要時投運高速循泵。汽動給水泵在快速加負荷過程中轉速上升，如高壓調門開啟，須嚴密監視高壓調門開度。最理想的狀態是保持高壓調門關閉狀態或微開。一般高壓調門的開啟說明低壓汽源熱值不足，應想辦法適當降低給水泵轉速，適當調整燃燒，調整過熱度，減少減溫水的使用量，調整壓力偏置，停止吹灰，對給水泵的運行提供適量的裕度。檢查兩臺機組輔汽壓力，提高鄰機輔汽壓力設定值至大于本機壓力設定值。

3.2.4 調節要緩慢，防止給水泵參數超限

負荷變化快，給水泵的響應速率快，給水泵運行本身就在一個臨界狀態，所以調節過程中，要盡量減少其相關因子的大幅度調節，比如汽溫，如果調節過度造成汽溫快速上升，減溫水使用量不得已急劇上升，對給水泵運行帶來的干擾必然進一步加大。所以，快速加負荷過程中，可將汽溫提前往下調整，減少減溫水的使用量，運行負荷到位后緩慢調整汽溫至正常。過熱度調節對給水流量的波動也有一定的影響。

3.3 汽引轉速高

在升負荷過程中，盡量保持汽動引風機轉速小于5 650 r/min，具體方法如下：

3.3.1 加強吹灰

在600 MW以下負荷，加強對空預器、SCR的吹灰，保持煙道通暢，減少阻力。低省的吹灰在負荷變化快時最好改為手動，防止輔汽壓力波動大。兩臺機組不要同時進行低省吹灰。

目前已經對鍋爐吹灰工作進行了靈活調整，具體如下：機組負荷＞330 MW時，白班吹水冷壁C、D層，夜班吹水冷壁A、B層，中班吹水冷壁A、B、C、D層；長吹：白班吹R/L1、3、5、9，夜班吹R/L2、6、8、12，中班吹R/L3、4、7、10。這只是針對當前情況的一種暫時調整。

3.3.2 停止吹灰

在600 MW以上負荷，停止空預器、低省、SCR、爐膛吹灰，因為吹灰過程中爐膛正壓，對引風機轉速影響較大。

3.3.3 減少磨煤機冷一次風門開度

磨煤機冷一次風風壓較高，對爐膛壓力影響較大。磨煤機運行過程中，可適當提高磨煤機出口溫度，減小冷一次風門開度。

3.3.4 調整爐膛負壓

如果汽引出力接近臨界值，應先適當調整爐膛負壓，減少汽引出力。

3.3.5 提前放開二次風門

在加負荷過程中，提前放開二次風門，保持二次風箱微正壓（0.1 kPa左右）。氧量不宜調整過高，以引風機出力不超限為準。

3.3.6 監視汽引參數

維持引風機真空良好，監視引風機振動，若環境溫度較高，建議保持汽動引風機循環水泵運行，必要時投運高速循泵，密切關注引風機及主機真空、排汽溫度、汽引轉速。

3.4 主汽壓力高，防止PCV動作

目前PCV安全閥動作壓力整定值高于30.4 MPa自動開，低于29.49 MPa自動關。為防止主汽壓力上升過快，造成PCV安全閥動作，需要做到以下幾點：

3.4.1 降低過熱度，調整燃燒，減少過熱器減溫水的使用

過熱度過高，裕度變小，對調節汽溫不利；過熱度過高，可能導致過熱器減溫水開度變大，造成主汽壓力偏高。可根據負荷曲線提前啟動磨煤機，調整過程中注意提前降低過熱度。但在主汽壓力上升較快的情況下，應及時關小或關閉過熱器減溫水。

3.4.2 降低壓力偏置

負荷至580 MW，及時將壓力偏置調整到0；如果主汽壓力超過29 MPa，將壓力偏置往負值調整；若壓力偏高快超限時（29.5 MPa）負荷還未升到位，匯報值長，撤出AGC，繼續調整主汽壓力偏置；壓力達到29.7 MPa時快速手動調整BTU，適當調整過熱度設定值稍高于實際值，主汽減溫水收小。上述調整均按實際情況提前進行。

3.4.3 監視磨煤機風速，防止堵煤

監視磨煤機出口運行風速，如果風速發生下降，及時按照堵煤方案處理。如果堵煤嚴重且機組又是高負荷，應做好切換磨煤機的準備，嚴禁在高負荷下吹掃停運的堵煤磨煤機，必要時撤出機組AGC，降低機組負荷。

3.4.4 嚴禁對負荷設限來降低機組負荷

主汽壓力快速上升且無有效調整手段時，嚴禁將負荷高限設定得低于實際負荷，這個操作將會導致機組降負荷，機側關調門，主汽壓力進一步上升。

3.4.5 一般的處理要點

（1）收減溫水開度；

（2）壓力偏值往下調整；

（3）調整過熱度設定值，要略大于實際值；

（4）BTU往上調整，減煤；

（5）機組切至TF方式，注意機組負荷、發電機運行參數，防止超限。

4 結論及建議

（1）電力市場試運行期間，對于目前的機組來說，負荷往上升，影響最大的還是磨煤機出力、給水泵出力、汽引出力、主汽壓力。

（2）提早了解機組出清曲線以及相關設備隱患，做到心中有數。如果監盤發現問題，要及時匯報，加強溝通，不能隨意調整AGC速率和設置負荷高低限，可撤出AGC進行穩定操作并記錄好時間，寫明理由。

（3）在負荷穩定時還需監視其他參數，比如排煙溫度、空預器電流、供熱壓力等。

（4）監視制粉系統參數，了解機組燃燒的煤種，確保磨煤機運行穩定。