降低#1机组在AGC方式下负荷波动的实用调整策略

康登发

摘 要：针对甘肃电投某发电公司#1机组在AGC负荷指令至180MW及以下时，当#4高调门开度关至20%及以下，#1、2高调门同时出现波动，导致负荷、各参数较大波幅，机组安全运行受到较大影响的情况，本文通过#1机组在AGC指令稳定工况、减负荷工况的调整特性，提出有效解决本机组低负荷稳定运行的调整策略。

关键词：AGC工况；参数波动；调整策略

DOI：10.16640/j.cnki.37-1222/t.2018.13.048

1 AGC指令稳定运行工况的调整

（1）主汽压力：严格按机组滑压运行曲线燃烧调整控制。

（2）主、再热温度：调整燃烧工况稳定，辅助燃烧器摆角及一、二级减温水和事故喷水调节门控制。

（3）汽包水位：投入给水自动， 控制流量偏差50t/h以内，若流量偏差大于50t/h，汽包水位波动超过±80mm时，立即进行手动干预调整。

2 AGC减负荷过程中的控制

（1）主汽压力调整。1）AGC减负荷幅度<20MW时。第一步：在“负荷控制中心”画面逐渐降低主汽压力设定值（每次设定降低0.2-0.5MPa），使CCS系统系统将各磨煤机容量风门关小，同时监视各分离器出口风压降低，判断鍋炉燃烧减弱。第二步：设定主汽压力值后，如磨煤机容量风门开度仍大于60%，各分离器出口风压降低较小，CCS系统无法调整关小容量风门时，根据分离器出口温度，适当关小一台或两台磨煤机冷、热一次风门，减少磨煤机通风量，达到减弱燃烧、降低主汽压力。第三步：根据各磨煤机料位，调整给煤量。

2）在AGC减负荷幅度为20MW～80MW时。第一步：降低主汽压力设定值，CCS系统自动关小各磨煤机容量风门。第二步：如各磨煤机分离器出口风压大于2.5KPa、一次风母管风压大于6.5KPa时，降低一次风机频率，快速降低一次风母管风压，降低磨煤机通风量，快速减弱燃烧，降低主汽压力。在调整时必须保证各磨煤机分离器出口风压不低于2.0KPa、一次风母管压力不低于6KPa。第三步：根据主汽压力变化、各磨分离器出口风压及温度，自上而下逐台关小磨煤机冷、热一次风门，减少磨煤机通风量，继续减弱燃烧。严密监视C、B磨煤机分离器出口风压不低于1.6KPa，A磨分离器出口风压不低于1.8KPa，防止燃烧突然减弱导致锅炉灭火。两台磨煤机运行时，保持最下层磨煤机分离器出口风压不得降低至1.8KPa。在调整中如风压低至最低规定值，立即开大冷、热一次风门或快速开大对应磨煤机旁路风门开度，提高分离器出口风压，防止灭火。第四步：根据各磨煤机料位情况减少给煤量。第五步：如AGC负荷指令瞬间快速降低，幅度大于80MW以上时，除上述四步调整的同时，必须采取停止一台磨煤机的方式进行压力调整。

（2）主再热温度调整。在机组减负荷过程中，主、再热温度的通过调整燃烧器摆角及一、二级减温水、事故喷水进行控制。当实际负荷降至180MW以下运行时，应采取如下调整：

1）停止炉膛、尾部烟道吹灰工作，加强对水平烟道再热器区域吹灰工作。2）通过燃烧器喷口摆动来调节再热汽温，将喷燃器摆角调整至70%。3）全关再热器减温水调整门，再热汽温仍达不到正常值时，关闭再热器减温水调整门前、后电动门，电动门如有漏流，应关闭再热器减温水电动总门。4）在加负荷开始时，应立即开启再热器减温水电动总门，炉膛压力应调整至-100～-150Pa，提高火焰中心。5）二次风门的调整：AA1、AA2二次风门开至100%，运行磨煤机的辅助二次风门开至50～70%，CCOFA-A、CCOFA-B二次风门关至25～30%，将已停运磨煤机的辅助二次风门开至25～35%，将CFS二次风门关至20～25%。6）尽量保持较高的过热蒸汽温度，以提高高压缸排汽温度，从而提高再热汽温。7）适当增加送风量，氧量调整控制在4.2%～5%运行。

（3）汽包水位调整。1）当AGC减负荷幅度<80MW时，汽包水位的调节通过给水自动进行调节，值班员必须严密监视主汽流量和给水流量随时保持相对应，自动调整过程中，流量偏差应控制在50t/h以内，若流量偏差大于50t/h时，值班员应密切注意汽包水位保变化情况，当汽包水位波动超过±80mm时，立即进行手动干预调整，使汽包水位稳定在±50mm以内。

当AGC减负荷幅度>80MW时，为防止减负荷过程中水位自动调节波动超过±100mm，首先将四段抽汽供小机的汽泵再循环调整门开至10%，在汽包水位自动调节滞后时，立即对汽泵转速进行相应设置或将水位自动调节切为手动调节以快速调整控制给水流量，使给水流量与主蒸汽流量偏差控制在50～80t/h以内，以确保汽包水位在正常范围。

3 AGC减负荷至180MW及以下调整策略

根据#1机组运行的实际情况，当AGC负荷指令快速降低至180MW及以下时，CCS系统自动减负荷过程中，由于在AGC减负荷前实际负荷所对应的主汽压力较高或采取快速调整降压手段后，主汽压力仍大于13.8MPa时，当实际负荷降低至180MW以下，则汽轮机#4高调门开度关至20%及以下时，#1、2高调门同时参与调节。此时，因#1、2高调门调节特性较差，负荷会出现大幅度波动，导致各参数随即出现大的波动，若处理不果断、及时，将会负荷、汽包水位等参数的大幅波动，造成机组保护动作而跳闸，为有效解决机组低负荷稳定运行的问题，提出以下调整策略。

（1） 机组AGC投入，汽轮机高调门在顺序阀控制方式。在减负荷过程中，若主汽压力偏高，当实际负荷降至对应的#4高调门开度关至21%-23%时，应立即申请解除AGC，稳定负荷，通过调整降压手段将主汽压力降至满足负荷在180MW以下对应的滑压压力13.8-14.0MPa，确认#4高调门开度在21%以上相对稳定后，申请投入AGC。

（2）由于B汽泵供汽由本机四段抽汽供汽，在减负荷过程中，严密监视A、B汽泵及给水自动的运行情况，当四段抽汽压力降低无法满足B汽泵调节要求时，立即将B汽泵自动解除，采用A汽泵进行调节，当汽包水位低，A汽泵调整缓慢时，立即启动电动给水泵参与调节，保证汽包水位的正常稳定运行。

（3）在#1、2、4高调特性差情况未得到解决前，在机组AGC投入情况下，通过采取汽轮机高调门在单阀控制的运行方式维持运行，也可以保持机组负荷稳定，参数可控。

本机组在经过多次低负荷调整中，验证了本操作方法的可行性，并能保证机组安全运行。