660MW超临界机组深度调峰热工研究与试验

余 程

（浙江浙能兰溪发电有限责任公司，浙江兰溪 321100）

0 引言

随着经济的日益发展，电网容量不断增大，新能源所占比重快速升高，尤其国内一大批特高压输电工程的陆续投运，风、光、水等清洁电能输入量的持续增长对电网系统的调节灵活性与可靠性提出了更高的要求。同时，用电结构也发生了明显变化，工业用电比重下降，居民生活用电比重上升，使电网的峰谷差日益增大，电力系统调峰运行压力日渐升高。为应对新形势下机组负荷快速、大幅、频繁波动的新常态，开展火电机组深度调峰热工试验势在必行。

以660 MW 机组超临界直流锅炉为例，从热工角度分析了所面临的问题，给出了深度调峰的控制措施及优化策略，并展开了深度调峰试验。

1 机组概况

某电厂机组为超临界直流锅炉燃煤机组，锅炉采用北京巴威公司制作的超临界、中间再热螺旋炉膛直流锅炉，型号为B&WB-1903/25.40-M。锅炉采用正压直吹MPS 型中速磨制粉系统，前后对冲燃烧方式，并配置有36 只低NOx双调风旋流煤粉燃烧器，燃烧器上层配有前后各8 个OFA（Over Fire Air，燃尽风）风门。露天戴帽布置，喷燃器以下紧身封闭。在尾部竖井下设置2 台豪顿华三分仓空气预热器，燃用具有中等结渣性的烟煤，机组配有带启动循环泵的启动系统。锅炉在不投油助燃时，设计最低稳燃负荷为30%BMCR（Boiler Maximum Continuous Rating，锅炉最大连续蒸发量）。

汽轮机采用东方汽轮机厂生产按日本日立公司提供的技术制造的600 MW 超临界、中间再热式、高中压合缸、三缸四排汽、单轴、凝汽式汽轮机，型号为N600-24.2/566/566。经由阿尔斯通技术服务（上海）有限公司对汽轮机高、中、低压缸通流部分进行了增容降耗改造，机组增容为660 MW。

发电机为东方电机股份有限公司引进日本日立公司技术制造的QFSN-600-22C 型水氢氢冷发电机。DCS（Distributed Control System，分布式控制系统）采用北京ABB 贝利工程有限公司的Symphony 系统。

2 现状分析及面临的问题

深度调峰后，机组负荷调节范围将更宽，调节对象的扰动更加明显，煤质变化、分层掺烧、燃烧器磨组搭配等影响进一步放大，而机组控制系统是以满足50%Pe以上负荷连续运行为基准设计的控制策略和保护策略，DCS 控制逻辑未在50%设备容量以下进行连续运行调试，协调控制及保护定值均未进行长期低负荷运行的试验验证，更没有同时响应电网深度调峰、调频的经验。

深度调峰的新形势下，热工自动控制和热工保护均面临了很多新的问题，对机组安全稳定运行提出了挑战。

2.1 低负荷下的燃烧控制

（1）在低负荷期间，锅炉燃烧需要燃料和氧的高度配合，原煤煤质的影响更加明显，磨煤机低负荷下煤粉管的煤粉质量浓度与流速分布本身就不均匀。燃煤掺烧或煤质波动时，一次风与送风控制的如无法及时响应，可能造成燃烧不稳、水冷壁壁温超温、蒸汽温度和压力控制困难的问题，从而影响机组的变负荷速率。

（2）当负荷减至300 MW 以下运行时，锅炉特性变化很大，处于干态转湿态的转换过程中，锅炉一旦转入湿态，贮水箱水位快速上升，高水位控制管道341 阀开启，介质大量流失，很难实现协调系统的自动控制，机组负荷响应乏力。

（3）随着机组负荷降低，锅炉燃烧减弱，锅炉温度降低，火检信号减弱，火检信号波动幅度大，可能造成信号失真或丢失，存在机组保护拒动或误动的风险。

（4）机组低负荷运行时，锅炉总风量低至1200 t/h 以下，如发生送、引风机故障跳闸，瞬时风量突降，存在锅炉总风量＜25%延时2 s 的MFT（Main Fuel Trip，主燃料跳闸）的动作风险。

2.2 低负荷下的给水控制

（1）机组负荷240 MW 时，对应给水流量低至600 t/h，协调控制系统给水控制接近下限，过热度趋近于0，如锅炉转入湿态，极易造成分离器出口温度无过热度，蒸汽带水，主蒸汽温度下降，甚至发生汽轮机水冲击的恶性事件，不能保证安全稳定运行。

（2）机组深度调峰至300 MW 以下时，机组2 台汽泵再循环阀需调节开启，目前均由运行手动干预，如运行人员操作汽泵再循环阀失误或发生单台给泵跳闸，可能引起给水流量的大波动，触发水冷壁流量小于360 t/h 延时1 s 后出现MFT。

（3）汽动给水泵汽源来自再热器冷段，负荷逐渐降低的过程中，主蒸汽流量逐渐下降，直流锅炉给水量随之减少，相应汽动给水泵汽源供汽参数也明显降低，做功能力下降，可能会出现无法满足小机的供汽需要，给给水系统的控制调节、稳定运行带来不利影响。

2.2 其他问题

（1）机组深度调峰至240 MW 时，采用三磨运行方式，A、B、C 磨煤机电源接6 kVA 段，D、E、F 磨煤机电源接6 kVB 段，低负荷时一般都保持中下层磨煤机运行，运行磨煤机电源基本集中于6 kVA 段，如6 kVA 段母线故障，存在MFT 的风险。

（2）机组深度调峰运行时SCR（Selective Catalytic Reduction，选择性催化还原系统）反应器入口烟温可能会降低，影响SCR 脱硝装置的投运，从而引起NOx 排放超标。

（3）机组深度调峰，单机运行时需开启高压旁路提高再热汽压，此时高压缸的排汽压力比正常运行偏高，会造成高压缸排汽温度升高，如果机组负荷继续下降至240 MW 以下仍需供热，则随着机组负荷降低，高压缸的进汽、排汽的压比下降，高排排汽不畅、温度升高的现象会更严重。

（4）机组负荷240 MW 时，蒸汽流量在585～630 t/h 晃动，锅炉循环泵过冷水电动阀自动开启条件为锅炉蒸汽流量＜595 t/h，导致过冷水电动阀频繁开启。

3 深度调峰控制措施及优化

（1）深度调峰运行期间，尽可能采用常用煤种并保持稳定，适当提高煤粉细度、降低一次风量以及提高磨煤机出口温度等使煤粉气流更易着火和燃烧稳定。降低一次风量的同时应加强煤粉气流管道的巡检与对应燃烧器喷口着火情况的观察，防止煤粉在管道内沉积自燃和着火距离过近烧损喷嘴。

（2）严密监视炉膛负压、磨煤机火检强度等参数，若发现炉膛负压大幅晃动，磨煤机火检不稳等情况，应立即中止试验并投油助燃，防止锅炉MFT。

（3）应提前采取预控措施避免锅炉转入湿态运行，若出现锅炉的干、湿态转换迹象，应立即通过控制煤水比、增加负荷等有效手段，使锅炉尽快其恢复至干态方式运行，同时应防止因水动力不稳定而发生水冷壁等受热面超温现象。

（4）监控SCR 反应器入口的烟温，控制SCR 反应器进、出口NOx浓度在合适范围内，若经调整后SCR 反应器入口烟温仍小于280 ℃且持续2 min 以上则退出SCR 脱硝装置运行。

（5）深度调峰低负荷运行时，为防止出现汽泵供汽不足的情况，应作好汽源切换、汽源投用的准备工作，辅汽作为备用汽源，应提前作好准备。

（6）深度调峰运行时，机组两台汽泵再循环需调节开启，优化自动控制逻辑，增加机组负荷小于300 MW、2 台汽泵再循环开度小于10%的大屏报警，便于提醒运行人员及时开启汽泵再循环阀。

（7）优化锅炉循环泵过冷水电动阀自动开启逻辑，增加“锅炉循环泵在运行”的条件，防止炉循环泵过冷水电动阀频繁开启。

（8）增加深度调峰阶段负荷速率自动切换逻辑，机组300 MW以下时，将机组升降负荷速率由10 MW/min 降为7.2 MW/min。

（9）优化送、引风机跳闸动叶指令叠加逻辑，在一台送、引风机跳闸时增加另一侧风机动叶开度，防止风量瞬间降低可能造成总风量低低MFT 的风险。

（10）优化汽机主控负荷分路自适应系数及控制死区，在保证主汽压力可靠的前提下，增加低负荷阶段AGC（Automatic Generation Control，自动调度系统）的响应能力。

4 深度调峰热工试验介绍

深度调峰热工试验共2 个，分别为AGC 试验和一次调频试验。此试验以机组最低稳燃试验为基础进行，对各系统和设备的适应响应情况进行研究。

主要研究以下4 个方面：①检验机组控制在设备容量的40%～50%，AGC 功能的通信情况、负荷调节品质、响应速率以及AGC 自动闭环控制运行情况；②评估机组深度调峰运行时，大量设备接近极限工况运行下，热工保护定值、热工报警定值、自动切除等功能回路是否有误动或切手动的风险；③负荷变动过程中锅炉侧、汽机侧主机、辅机是否安全稳定运行，燃料、给水、减温水等协调控制系统自动控制品质能否满足自动连续低负荷运行的要求；④一次调频在设备容量50%负荷工况和设备容量40%负荷工况下，检测一次调频功能是否完善，一次调频实际性能是否满足要求。

5 机组深度调峰AGC 试验和一次调频试验

5.1 AGC 试验

AGC 试验方式：由省调手动改变负荷指令ADS（Automatic Dispatch System，自动调度系统），机组接收的目标负荷一次性阶跃变化，该方式与协调控制系统负荷摆动试验基本相同，通过AGC 范围内的负荷阶跃变化试验，检验机组的快递响应能力。

试验过程如下：

（1）检验DCS 经升压站NCS（Networked Control System，网络监控系统）至省调的遥调、遥信、遥测信号连接正常。将机组撤出AGC 方式，在DCS 侧分别模拟改变各信号，由省调确认信号动作正确，省调发出遥调指令，在DCS 侧观察信号是否收到，精度能否满足要求。

（2）省调测机组有功出力下限修改为235 MW。

（3）机组处于协调控制CCS（Common Channel Signalling，公共信道信令）方式运行，投入AGC 方式，处于300 MW 稳定运行，各项参数均稳定正常，负荷变化率设为7.2 MW/min。

（4）省调下发ADS 指令机组降负荷，目标负荷240 MW，15 s后负荷开始响应，直至实际负荷达到目标值，机组运行稳定，各项参数正常。

（5）省调继续下发ADS 指令机组升负荷，目标负荷300 MW，10 s 后负荷开始响应，直至实际负荷达到目标值，机组运行稳定，各项参数正常。

试验曲线如图1 和图2 所示。机组主要参数变动如表1 所示。

试验结果表明，机组在240～300 MW 负荷段内功率变化响应迅速，实际变负荷速率可达到6.6 MW/min 以上，机组AGC满足要求，且调节过程安全稳定，机组运行正常，具备正常投入协调控制，进行深度调峰的能力。

5.2 一次调频试验

一次调频功能是机组本身具备的一种基本功能，实时响应电网频率变化的能力大小，反映了一台机组综合动态性能的好坏。通过一次调频试验能够检验发电机组一次调频实际性能，通过试验也可以确定机组一次调频的最佳控制策略，并对其相关参数进行优化整定。

试验过程如下。

（1）检查一次调频控制回路功能正常，一次调频的控制逻辑和参数设置正常。

（2）机组投入协调方式运行，机组负荷稳定运行于50%额定负荷处，机组各项参数控制在正常值，并稳定运行10 min 左右。

图1 240 MW→300 MW 的AGC 负荷曲线

图2 300 MW→240 MW 的AGC 负荷曲线

（3）在汽轮机数字电液控制系统及CCS 频差校正回路中同时人工施加0.066 7 Hz（+4 r/min）频率阶跃变化量，模拟持续时间不少于1 min，观察机组功率及其它参数响应情况，直至参数稳定。

（4）重复（3）步骤，依次开展-0.066 7 Hz（-4 r/min）、±0.1 Hz（±6 r/min）频差扰动试验。

（5）机组投入协调方式运行，机组负荷稳定运行于40%额定负荷处，机组各项参数控制在正常值，并稳定运行10 分钟左右。

（6）在DEH 及CCS频差校正回路中同时人工施加-0.183 Hz（-11 r/min）频率阶跃变化量，模拟持续时间不少于1 min，观察机组功率及其他参数响应情况，直至参数稳定。

试验完成，记录曲线、数据，并进行试验结果分析。

一次调频试验数据及性能分析如表2所示。

从试验数据分析，机组在240～300 MW的负荷范围内，一次调频控制回路功能正确，参数设置合理，机组一次调频调节性能良好，满足标准的要求，且调节过程安全稳定，机组运行正常，具备深度调峰一次调频的能力。

6 结束语

通过对深度调峰热工控制系统运行现状的分析研究，发现了很多的问题，针对机组自身特性，从报警、保护、控制调节、环保排放、运行控制方式等各方面的做了统筹优化，有效地解决了这一难题。目前，此电厂4 台机组均已通过了国网浙江电科院的深度调峰验证试验，具备了深度调峰至240 MW电负荷的运行能力。

表1 AGC 试验参数

表2 一次调频动态响应性能分析