郭航 林波 常銀虎 郭建仙

（神華福能發(fā)電有限責(zé)任公司 福建石獅 362700）

隨著國(guó)內(nèi)大型火電機(jī)組日趨增多，電網(wǎng)負(fù)荷日益飽和，電網(wǎng)的容量和峰谷比不斷增大，迫切要求大型火電機(jī)組參與電網(wǎng)調(diào)峰運(yùn)行［1］。神福鴻電地處福建電網(wǎng)負(fù)荷中心，調(diào)峰任務(wù)重、責(zé)任大。福建電網(wǎng)水電、核電機(jī)組電網(wǎng)負(fù)荷占有比例較大，受當(dāng)?shù)亟?jīng)濟(jì)架構(gòu)、季節(jié)等影響，經(jīng)常參與電網(wǎng)調(diào)峰。通過(guò)神福鴻電百萬(wàn)機(jī)組深度調(diào)峰控制策略研究，充分發(fā)掘機(jī)組深度調(diào)峰能力，確保機(jī)組安全穩(wěn)定運(yùn)行。

1 福建電網(wǎng)架構(gòu)簡(jiǎn)介

福建地區(qū)的調(diào)峰任務(wù)主要由火電機(jī)組來(lái)承擔(dān)。福建電網(wǎng)水電、核電機(jī)組電網(wǎng)負(fù)荷占有比例較大，受當(dāng)?shù)亟?jīng)濟(jì)架構(gòu)、季節(jié)等影響，百萬(wàn)機(jī)組需經(jīng)常參與福建電網(wǎng)調(diào)峰運(yùn)行，要經(jīng)常進(jìn)行較大幅度的負(fù)荷調(diào)整。其運(yùn)行負(fù)荷峰谷差值約為機(jī)組總?cè)萘康?0%，春季多雨季節(jié)甚至高達(dá)60%。2015 年福建地區(qū)電網(wǎng)裝機(jī)情況見(jiàn)圖1。

圖1 2015 年福建地區(qū)電網(wǎng)裝機(jī)情況餅狀圖

2 神福鴻電百萬(wàn)機(jī)組設(shè)備系統(tǒng)簡(jiǎn)介

2.1 神福鴻電百萬(wàn)機(jī)組設(shè)備概況

神福鴻電2×1050 MW 機(jī)組的鍋爐采用東方鍋爐有限公司型號(hào)為DG3130/27.46-Π2 型鍋爐。型式為高效超超臨界參數(shù)變壓直流爐、對(duì)沖燃燒方式、固態(tài)排渣、采用單爐膛、一次中間再熱、平衡通風(fēng)、露天布置、全鋼構(gòu)架、全懸吊結(jié)構(gòu)Π 型鍋爐。在機(jī)組30%至100%負(fù)荷范圍內(nèi)以純直流方式運(yùn)行，在30%負(fù)荷以下帶爐水循環(huán)泵的再循環(huán)方式運(yùn)行。

汽輪機(jī)是采用東方汽輪機(jī)有限公司型號(hào)為N1050-26.25/600/600 的汽輪機(jī)。超超臨界、一次中間再熱、單軸四缸四排汽、沖動(dòng)凝汽式，八級(jí)回?zé)岢槠?。汽機(jī)中、低壓缸均為雙流反向布置。通流級(jí)數(shù)45 級(jí)，其中高壓缸為一個(gè)雙流調(diào)節(jié)級(jí)，8 個(gè)壓力級(jí)；中壓缸為2×6 個(gè)壓力級(jí)；低壓缸為2×2×6 個(gè)壓力級(jí)。配置2×50% B-MCR 調(diào)速汽動(dòng)給水泵，旁路采用30%一級(jí)大旁路。

2.2 神福鴻電百萬(wàn)機(jī)組正常運(yùn)行簡(jiǎn)介

神福鴻電2×1050 MW 機(jī)組正常運(yùn)行采用CCS 方式，一次調(diào)頻投入。根據(jù)福建電網(wǎng)調(diào)度指令投入AGC。正常運(yùn)行時(shí)負(fù)荷上限1050 MW，下限400 MW。AGC 方式下限500 MW，負(fù)荷變化速率15 MW/min。機(jī)組負(fù)荷400 MW 以下，CCS 一次調(diào)頻自動(dòng)退出，350 MW 以下退出CCS。

3 影響機(jī)組深度調(diào)峰的主要因素

火力發(fā)電機(jī)組在深度調(diào)峰時(shí)的最低負(fù)荷往往取決于鍋爐最低穩(wěn)燃負(fù)荷。而鍋爐最低穩(wěn)燃負(fù)荷又受多種因素影響制約［2］。

3.1 制粉系統(tǒng)的影響

鍋爐安全穩(wěn)定運(yùn)行與制粉系統(tǒng)的正常運(yùn)行息息相關(guān)，低負(fù)荷時(shí)，制粉系統(tǒng)對(duì)機(jī)組的影響更大。在制粉系統(tǒng)中，當(dāng)煤質(zhì)變化、設(shè)備缺陷、煤質(zhì)嚴(yán)重偏離設(shè)計(jì)值時(shí)，會(huì)導(dǎo)致制粉系統(tǒng)的磨損、振動(dòng)、燃燒穩(wěn)定性變差，設(shè)備故障或出力受限、受熱面積灰、結(jié)渣、磨損甚至滅火事件的發(fā)生。在低負(fù)荷時(shí)容易出現(xiàn)水煤比變化，主再熱汽溫大幅波動(dòng)、水冷壁甚至出現(xiàn)超溫。

3.2 低負(fù)荷下燃燒的穩(wěn)定性影響

深度調(diào)峰的主要矛盾是低負(fù)荷時(shí)能保持穩(wěn)定燃燒，保證鍋爐安全穩(wěn)定運(yùn)行。當(dāng)鍋爐在低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，由于送入爐內(nèi)的燃料量減少，一次風(fēng)和二次風(fēng)隨之減少，熱風(fēng)溫度下降。爐內(nèi)的含氧量相對(duì)較多，加上汽化潛熱增加，爐內(nèi)的熱負(fù)荷和爐膛溫度較低，燃燒穩(wěn)定性隨負(fù)荷降低變差，容易引起滅火。因此，低負(fù)荷通常采用穩(wěn)燃措施來(lái)穩(wěn)定燃燒。某廠采用的煤種屬高發(fā)熱量煤種，在機(jī)組負(fù)荷350 MW 下燃燒穩(wěn)定，不需采用投油穩(wěn)燃的方式。

3.3 熱負(fù)荷分布不均勻?qū)κ軣崦娴挠绊?/h3>

機(jī)組深度調(diào)峰，長(zhǎng)期處于低負(fù)荷，鍋爐火焰在爐內(nèi)充滿程度較差，導(dǎo)致?tīng)t膛熱負(fù)荷分布不均勻。水冷壁等受熱面出現(xiàn)汽水流量分配不均，熱偏差過(guò)大，可能出現(xiàn)水循環(huán)停滯等現(xiàn)象。鍋爐水動(dòng)力特性差，爐內(nèi)空氣動(dòng)力場(chǎng)分布不均勻，水冷壁冷卻效果差，甚至超溫爆管。

3.4 汽輪機(jī)末級(jí)葉片的安全性影響

機(jī)組在低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，尤其剛從高負(fù)荷降至低負(fù)荷時(shí)，熱負(fù)荷流失快，再熱汽溫最低達(dá)580 ℃，恢復(fù)至設(shè)計(jì)603 ℃需要較長(zhǎng)時(shí)間。加上低負(fù)荷汽輪機(jī)蒸汽流量較低，汽輪機(jī)最后幾級(jí)葉片蒸汽濕度增加，造成汽輪機(jī)軸向推力增大，甚至末級(jí)葉片斷裂損壞。長(zhǎng)時(shí)間低負(fù)荷運(yùn)行還造成蒸汽做功能力下降，汽輪機(jī)汽耗增加，熱力循環(huán)下降。

3.5 低溫腐蝕影響

在低負(fù)荷時(shí)，煙氣本身溫度較低，且空預(yù)器煙氣通道截面小阻力大，極易產(chǎn)生堵灰、結(jié)渣［3］。當(dāng)空預(yù)器積灰結(jié)渣加劇時(shí)，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(yù)器受腐蝕泄漏發(fā)生漏風(fēng)，使煙溫進(jìn)一步降低，加速了腐蝕和堵灰過(guò)程，形成惡性循環(huán)。嚴(yán)重時(shí)造成煙氣通道堵塞、引風(fēng)機(jī)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(jī)組正常運(yùn)行負(fù)荷范圍40%～100%，當(dāng)機(jī)組負(fù)荷400 MW時(shí)，確認(rèn)機(jī)組各系統(tǒng)狀態(tài)正常，爐前燃油、爐水循環(huán)泵、361 閥、廠用電切換裝置均處于正常備用。當(dāng)接到調(diào)度降負(fù)荷指令時(shí)，盡量采用低負(fù)荷速率變負(fù)荷。

4.1 汽機(jī)側(cè)控制策略

（1）在負(fù)荷降至550 MW 以下時(shí)，注意監(jiān)視A/B 汽泵流量的變化。隨著負(fù)荷下降，給水流量逐漸減小，在單臺(tái)汽泵流量低于700 t/h 時(shí)，緩慢開(kāi)啟該汽泵再循環(huán)調(diào)門(mén)，確保單臺(tái)汽泵流量不低于680 t/h。機(jī)組負(fù)荷至350 MW 時(shí)，可保持單臺(tái)汽泵再循環(huán)調(diào)門(mén)全開(kāi)。

（2）加強(qiáng)輔汽壓力監(jiān)視，盡量維持機(jī)組輔汽自帶，冷再至輔汽壓力設(shè)置0.38 MPa，當(dāng)輔汽壓力低于0.38 MPa 時(shí)自動(dòng)開(kāi)啟。將3、4 號(hào)機(jī)輔汽聯(lián)絡(luò)門(mén)均打開(kāi)，保持2 臺(tái)機(jī)聯(lián)絡(luò)（見(jiàn)表1）。如輔汽聯(lián)箱壓力異常，及時(shí)切為手動(dòng)控制，人為調(diào)節(jié)輔助汽聯(lián)箱壓力至正常。

表1 3、4 號(hào)機(jī)350MW 汽機(jī)側(cè)主要參數(shù)表

（3）加強(qiáng)給水泵汽輪機(jī)進(jìn)汽切換閥開(kāi)度、進(jìn)汽過(guò)熱度，引風(fēng)機(jī)汽輪機(jī)進(jìn)汽壓力、過(guò)熱度監(jiān)視。當(dāng)機(jī)組負(fù)荷降至350 MW時(shí)，給水泵及引風(fēng)機(jī)汽輪機(jī)汽源已部分切至輔汽。降負(fù)荷過(guò)程中，做好備用汽源投用準(zhǔn)備工作。若進(jìn)汽過(guò)熱度降低過(guò)快，可暫時(shí)穩(wěn)定負(fù)荷、就地檢查管路情況、開(kāi)啟汽源管路疏水，確保小機(jī)進(jìn)汽汽源的穩(wěn)定切換。

（4）低負(fù)荷時(shí)，軸封供汽會(huì)由自密封向輔汽供汽轉(zhuǎn)變，期間保持軸封母管壓力自動(dòng)。若壓力不足，則開(kāi)啟輔汽至軸封供汽旁路電動(dòng)門(mén)。

（5）密切監(jiān)視汽輪機(jī)各TSI 參數(shù)，降負(fù)荷過(guò)程中，注意控制再熱汽壓力、四抽壓力變化平穩(wěn)。負(fù)荷低至400 MW 以下時(shí)，由于氫冷器調(diào)門(mén)開(kāi)度較小，冬季時(shí)還應(yīng)注意就地氫冷器管路振動(dòng)情況，防止氫冷器汽端和勵(lì)端溫度變化對(duì)機(jī)組振動(dòng)造成影響。

（6）隨著機(jī)組負(fù)荷降低，汽輪機(jī)各段抽汽壓力降低，可能出現(xiàn)加熱器疏水不暢，影響疏水逐級(jí)自流等情況［3］。加強(qiáng)加熱器液位、端差、疏水情況的監(jiān)視，必要時(shí)適當(dāng)調(diào)整加熱器正常疏水旁路手動(dòng)門(mén)。

（7）注意給水泵汽輪機(jī)和引風(fēng)機(jī)汽輪機(jī)排汽溫度上升情況，手動(dòng)控制后缸噴水，防止減溫水突開(kāi)引起小機(jī)振動(dòng)異常。

（8）由于給水泵密封水增壓泵的投入使用，對(duì)低負(fù)荷的節(jié)能降耗起到深遠(yuǎn)意義。在凝結(jié)水泵深度變頻調(diào)整下，運(yùn)行人員在深度調(diào)峰過(guò)程中應(yīng)針對(duì)性采取調(diào)整手段，確保機(jī)組安全穩(wěn)定。①除氧器水位控制策略為，機(jī)組啟動(dòng)后400 MW 以上由變頻調(diào)壓力、上水調(diào)門(mén)調(diào)水位；機(jī)組負(fù)荷降至350 MW 以下切回由變頻調(diào)水位、上水調(diào)門(mén)調(diào)壓力。盡量確保負(fù)荷在350 MW 以上，避免控制方式來(lái)回切換。②機(jī)組正常運(yùn)行時(shí)，除氧器上水調(diào)門(mén)控制凝結(jié)水泵出口壓力1.6 MPa。當(dāng)上水調(diào)門(mén)全開(kāi)后，變頻通過(guò)調(diào)壓力確保除氧器水位，降負(fù)荷時(shí)反之。降負(fù)荷時(shí)，提前開(kāi)啟凝泵再循環(huán)，加強(qiáng)給泵密封水差壓監(jiān)視，確保凝結(jié)水泵出口流量＞900 t/h，避免流量低至凝泵再循環(huán)突開(kāi)導(dǎo)致凝結(jié)水流量及壓力波動(dòng)。③低負(fù)荷期間，加強(qiáng)除氧器上水調(diào)門(mén)、凝結(jié)水泵再循環(huán)調(diào)門(mén)、給水泵密封水泵變頻控制裝置及三通管路監(jiān)視。

4.2 鍋爐側(cè)控制策略

（1）合理制粉系統(tǒng)運(yùn)行方式，低負(fù)荷時(shí)3 臺(tái)磨給煤量較低，適當(dāng)提高磨一次風(fēng)壓和動(dòng)態(tài)分離器轉(zhuǎn)速，控制磨煤機(jī)出口溫度80 ℃。避免A、D、E 磨組運(yùn)行方式，必要時(shí)保留上層磨運(yùn)行，提高火焰中心高度，降低鍋爐前墻上部水冷壁區(qū)域輻射區(qū)域熱負(fù)荷。

（2）盡量燃用高揮發(fā)分、低水分、低灰分煤種。加強(qiáng)各受熱面壁溫監(jiān)視，若偏燒明顯，可偏置各臺(tái)給煤機(jī)煤量、調(diào)整二次風(fēng)門(mén)、各磨煤機(jī)風(fēng)量、備用制粉系統(tǒng)通風(fēng)等方法進(jìn)行調(diào)整。

（3）低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，由于進(jìn)入磨煤機(jī)煤量較低，加強(qiáng)火檢狀態(tài)監(jiān)視，若火檢消失及時(shí)聯(lián)系檢修處理。運(yùn)行中盡量保持下層磨＞55 t/h 煤量，二次風(fēng)門(mén)采用束腰配風(fēng)方式，二次風(fēng)箱與爐膛壓差控制在0.4 kPa 左右，提高二次風(fēng)的穿透力。

（4）確保深度調(diào)峰期間，鍋爐燃油系統(tǒng)備用良好，油庫(kù)燃油充足。油槍缺陷及時(shí)聯(lián)系檢修處理，投油時(shí)油槍投入前，應(yīng)將燃油壓力適當(dāng)提高，避免燃油壓力低造成OFT。3 臺(tái)磨運(yùn)行時(shí)，當(dāng)出現(xiàn)給煤機(jī)斷煤、皮帶打滑或制粉系統(tǒng)故障跳閘時(shí)，首先應(yīng)迅速投入油槍穩(wěn)定燃燒。加強(qiáng)水冷壁溫度監(jiān)視，避免出現(xiàn)水冷壁超溫（見(jiàn)表2）。

表2 3、4 號(hào)機(jī)350MW 鍋爐側(cè)主要參數(shù)表

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

（6）暫停爐膛吹灰，防止發(fā)生二次燃燒、空預(yù)器保證連續(xù)吹灰。鍋爐低負(fù)荷期間，加強(qiáng)看火檢查，同時(shí)排查干除渣系統(tǒng)、人孔門(mén)、觀察窗、減少鍋爐漏風(fēng)。

（7）該廠引風(fēng)機(jī)汽輪機(jī)轉(zhuǎn)速至3 000 轉(zhuǎn)以下時(shí)，解除引風(fēng)機(jī)汽輪機(jī)轉(zhuǎn)速真自動(dòng)，負(fù)壓控制由轉(zhuǎn)速調(diào)整轉(zhuǎn)變?yōu)殪o葉調(diào)節(jié)，鍋爐總風(fēng)量氧量控制自動(dòng)解除。深度調(diào)峰期間，控制鍋爐總風(fēng)量，加強(qiáng)風(fēng)煙系統(tǒng)參數(shù)監(jiān)視，避免低負(fù)荷啟停脫硫氧化風(fēng)機(jī)、漿液循環(huán)泵，防止引風(fēng)機(jī)失速等異常發(fā)生。

（8）降負(fù)荷過(guò)程中，保持引風(fēng)機(jī)穩(wěn)定運(yùn)行，防止?fàn)t膛負(fù)壓大幅度波動(dòng)。加強(qiáng)電除塵入口煙溫監(jiān)視，防止低負(fù)荷未燃盡的煤粉在電除塵內(nèi)聚集，導(dǎo)致二次燃燒。

（9）降負(fù)荷過(guò)程中，加強(qiáng)主、再熱汽溫調(diào)整燃燒，通過(guò)二次風(fēng)門(mén)、提高一次風(fēng)壓增加一次風(fēng)壓剛度、保留上層磨組運(yùn)行方式等方法，盡量抬高火焰中心高度，保證空預(yù)器和脫硝SCR 反應(yīng)器入口溫度＞310 ℃，提高排煙溫度防止低溫腐蝕及NOx 濃度超標(biāo)。

（10）若長(zhǎng)時(shí)間低負(fù)荷，控制鍋爐總風(fēng)量不宜過(guò)大，避免氨逃逸率升高，導(dǎo)致空預(yù)器差壓增大，造成空預(yù)器堵塞。同時(shí)加強(qiáng)CO 濃度監(jiān)視，避免飛灰含碳量不正常升高。

4.3 電氣側(cè)控制策略

（1）加強(qiáng)各電氣畫(huà)面監(jiān)視，確保500 kV、6 kV、400 V 母線電壓正常、AVC 投入正常，對(duì)系統(tǒng)報(bào)警及時(shí)確認(rèn)復(fù)歸，有關(guān)保護(hù)報(bào)警處理按照規(guī)程規(guī)定，及時(shí)聯(lián)系值班人員確認(rèn)。

（2）監(jiān)視發(fā)電機(jī)機(jī)端電壓、頻率、電流、負(fù)序電流監(jiān)視，確保運(yùn)行參數(shù)在正常范圍。

（3）加強(qiáng)就地各配電室、保護(hù)室巡檢，確保配電室溫濕度正常，臺(tái)風(fēng)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(yùn)行方式正常，500 kV各測(cè)控屏、保護(hù)室、快切、備自投裝置正常，無(wú)異常報(bào)警。

（5）合理安排380 V PC、MCC 母線上各輔機(jī)運(yùn)行方式，有備用輔機(jī)的盡量做到交叉布置，負(fù)荷平均分配。

（6）加強(qiáng)UPS、直流系統(tǒng)、柴油發(fā)電機(jī)及保安系統(tǒng)巡檢，柴油發(fā)電機(jī)試啟正常，確保保安電源運(yùn)行正常，柴油發(fā)電機(jī)完好備用，做好機(jī)組保安段、空壓機(jī)房MCC 段跳閘事故預(yù)想。

（7）溝通并協(xié)調(diào)輔控及輸煤運(yùn)行，盡量在高負(fù)荷段完成輔機(jī)啟停或切換操作，盡量避免低負(fù)荷上煤、同時(shí)啟停大負(fù)載電機(jī)。

5 結(jié)語(yǔ)

基于福建地區(qū)地域特點(diǎn)和區(qū)域內(nèi)電網(wǎng)裝機(jī)情況，火電機(jī)組的調(diào)峰任務(wù)也愈來(lái)愈突出。深度調(diào)峰期間，確保雙機(jī)350 MW 不投油運(yùn)行，有效節(jié)省燃油開(kāi)支，最大程度適應(yīng)電網(wǎng)調(diào)度，避免機(jī)組調(diào)停。但機(jī)組深度調(diào)峰同時(shí)帶來(lái)機(jī)組各項(xiàng)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)下降，低負(fù)荷燃燒工況差，調(diào)整難度大，送、引風(fēng)機(jī)工況擾動(dòng)時(shí)易搶風(fēng)等影響?？梢?jiàn)，隨著調(diào)峰深度的增加，機(jī)組安全性大大降低。如何在電網(wǎng)調(diào)峰過(guò)程中確保機(jī)組長(zhǎng)周期安全穩(wěn)定運(yùn)行，仍有較大的探討和提高空間。