600 MW超临界机组深度调峰技术的实践与应用

摘 要：燃煤火电机组开展深度调峰有利于提高电网调峰和新能源消纳能力。现分析了600 MW发电机组低于安全负荷进行深度调峰时存在的风险，并以某电厂超临界600 MW机组为例，通过分析以及实践，结合对深度调峰过程中关键参数的约束，在无设备改造的前提下，实现了在无助燃方式下调峰至220 MW负荷的目标，为同类深度调峰机组提供了借鉴。

关键词：超临界锅炉;深度调峰;低负荷稳燃;汽温

0    引言

“十三五”以来，风电、太阳能等新能源的装机容量呈迅速增长态势，国家不断加大在新能源发电方面的投入，使得风力、太阳能发电和核电的占比不断提高，而风能、太阳能是间歇性能源，核电受安全限制调峰能力弱，导致电网接纳和电网安全等问题日益突出，迫切需要通过火电机组超常规深度低谷调峰来解决这些问题[1]。随着电力市场改革日益深入，调峰补贴不断提高，这也鼓励了火电机组进一步深挖机组调峰能力，实现深度调峰。

机组深度调峰过程中存在诸多因素制约机组的安全运行，如低负荷时燃烧的稳定、汽温的稳定、汽轮机末级叶片的安全、辅助设备调峰能力的限制等等。为避免深度调峰影响机组安全运行，需要深入分析可能出现的风险，并通过合适的运行调节方法或必要的设备改造解决调峰难题。

1    机组概述

茂名热电厂#7机组于2012年建成投入商业运行，该机组采用东方汽轮机厂生产制造的超临界压力、一次中间再热、冲动式、单轴、三缸四排汽、双背压、抽汽凝汽式汽轮机，型号为CC600/523-24.2/4.2/1.0/566/566，额定出力为600 MW;锅炉型号为DG1920/25.4-Ⅱ6，是国产600 MW超临界参数变压直流本生锅炉，一次再热、单炉膛、尾部双烟道结构，采用烟气挡板调节再热汽温，前后墙对冲燃烧[2]。锅炉共配置6台磨煤机，底层为E层和F层燃烧器，E层燃烧器配置有等离子助燃，F层燃烧器配置有微油助燃，其他层燃烧器投产之初配置有大油枪，随后经过改造已全部取消。根据锅炉、汽轮机及控制系统的设计参数，该机组在投AGC模式下调峰负荷范围为300～600 MW，投等离子情况下最低稳燃负荷为240 MW，投AGC情况下负荷增减速率为9 MW/min。

2    深度调峰面临问题和风险分析

制约机组深度调峰的因素主要有：

2.1    锅炉调峰运行最低负荷限制

锅炉的深度调峰最低负荷受锅炉不投等离子（油）稳燃、水动力特性及锅炉干湿态运行等方面的限制[3]。为了降低燃料成本，该机组加大了印尼煤掺烧比例，平时掺烧比例为50%～80%，印尼煤发热量较低、水分含量较高，低负荷时炉膛燃烧抗干扰能力差，有可能燃烧不稳，发生灭火等恶性事故。低负荷运行时，汽水分离器内经常会出现水位，如果调整不好，可能由干态运行转为湿态运行，造成温度突降、壁温越限等后果。

2.2    汽轮机调峰运行最低负荷限制

与锅炉的安全运行相同，汽轮机在低负荷运行期间也会出现蒸汽流量低引起的末级叶片过热、汽轮机振动、末级叶片汽蚀以及辅助系统抽汽量不足等问题。

2.3    环保系统调峰限制

当机组负荷过低时，脱硝入口烟气温度将低于305 ℃，此时必须采取相应的运行或改造措施提高烟温，否则烟气温度低于最低投运温度后反应效率无法达到最优，就会缩短催化剂使用寿命;同时未反应的氨蒸汽会和三氧化硫发生反应生成硫酸氢氨，堵塞空预器、电除尘器，给机组安全稳定运行带来威胁。

2.4    主要辅助系统调峰能力限制

（1）机组负荷低至40%以下时，单台给水泵流量降至350 t/h以下，給水泵进入不稳定工作区域，而且接近给水流量低低跳闸值（310 t/h），且低于330 t/h会导致再循环门全开，使给水泵退出运行，造成给水流量波动，极端情况下甚至会导致给水流量低低跳机。

（2）机组处于低负荷工况，主蒸汽压力较低，会导致小机低压汽源压力不足，易导致给水泵小机停运，给机组安全运行带来很大隐患[3]。

2.5    协调及控制系统调峰限制

机组原控制系统的INFIT-CCS投运低限负荷为260 MW，负荷下限的降低，会导致INFIT-CCS系统自动退出，可能造成机组由干态转为湿态运行，汽温出现大幅度波动，因此必须对控制系统进行更完整的升级，使INFIT-CCS系统满足深度调峰负荷下的控制需求。

3    针对深度调峰的实践及措施

面对日益严格的深度调峰要求，根据低负荷运行时的安全风险，茂名热电厂通过实践，有针对性地制定了一系列措施来控制风险，并成功实现了220 MW负荷下不投等离子（油）助燃安全稳定运行，实现了深度调峰负荷下限的突破，并通过AGC储能项目的实施提高了调峰过程中的中标率，增加了调峰调频收益。

3.1    汽温控制

为了防止受热面超温，在220 MW负荷时应适当降低汽温运行。机组负荷220 MW时，主/再热汽温不宜大于565/560 ℃。任何情况下都不应有过热器/再热器局部超温情况，否则应降低汽温运行直至不超温为止。

3.2    负荷速率控制

低负荷下变负荷速率过大会导致煤量过调引起不稳定，造成汽温波动过大，且蒸汽参数降低，接近布莱登汽封不稳定运行区间180 MW，可能引起汽流激振或局部动静碰磨，导致#1、#2轴振升高，设备异常磨损。因此，低负荷运行区间（220～300 MW）应降低负荷变化速率，严格控制蒸汽温度、压力变化速率在规程限值范围内。通过实践可知，不同负荷段的变负荷速率控制不应大于表1数值。

3.3    给水控制

根据给水泵运行情况及时调整再循环门开度，两台汽泵运行，负荷降至250 MW时需要全开再循环门。减负荷过程中给水泵不应长时间达到最低转速3 000 r/min，最低负荷时仍需有100 r/min左右的调节余量，否则应开大再循环门或提高主汽压力。INFIT系统退出后，调整给水时应根据水煤比适当微调，根据过热度和低过入口汽温变化及时调整，做到勤调、细调，避免大幅调整给水，以免水煤比长时间偏离正常值。

3.4    燃烧调整

投、切磨煤机过程中应及时调整相应的二次风门和燃尽风门。机组减负荷过程中降至280 MW以下，开始投入等离子助燃，250 MW以下投入不少于3支等离子助燃。负荷稳定后，在负压以及燃烧稳定情况下间隔30 min逐个退出等离子直至全部退出，炉膛负压波动超过300 Pa时及时投入等离子稳燃。应尽量提高磨煤机入口风温和出口温度，在磨煤机排渣量正常和出口温度允许的情况下适当减少一次风量。INFIT系统退出运行时储水罐水位不宜长时间高于15 m，否则应通过强化燃烧、水冷壁吹灰、适当提高主汽温度等措施及时降低该水位。

3.5    脱硝控制

减负荷过程中及时预先降低NOx排放定值，避免排放超标。低负荷运行时注意脱硝反应器入口烟温是否满足条件，否则应适当调节烟气挡板偏再热器侧，尽量满足最低烟温要求。

在锅炉屏过不超温、屏过出口汽温合理的情况下，尽量开大燃尽风门开度，降低脱硝反应器入口NOx浓度。

3.6    小机汽源

保持小机低压汽源备用汽源（辅汽至小机汽源）以及高压汽源在暖管备用状态，小机低压汽源压力低于0.3 MPa或者低压调门全开时及时进行转换汽源操作，负荷在220 MW时可适当设高主汽压力，确保四段抽汽压力不低于0.3 MPa。

3.7    进行INFIT-CCS升级改造

#7机组原DCS协调控制系统由于控制策略不完善，整体调节性能较差。2018年5月份，对原有协调控制系统进行完善，增加INFIT-CCS控制，更有利于调整汽温、汽压及脱硝稳定。INFIT-CCS系统投入原最低负荷为260 MW，通过升级改造，将投入该系统负荷下限改为240 MW，更利于低负荷情况下系统调整稳定，今后还可再进一步降低投入最低负荷。

3.8    实施AGC储能项目

为了提高AGC调节性能，增加AGC调频中标率，茂名热电厂实施了储能系统应用项目。配置一套公用电储能系统，同时接入5、6、7号机组6 kV母线段，并实现储能系统与5、6、7号机组接入的互锁和切换功能，以提高AGC调频性能。

4    深度调峰收益估算

2019年10月份，#7机组开始进行深度调峰试验，在保证机组安全稳定运行基础上，通过不断总结经验，目前基本可以保证220 MW负荷下无助燃方式的稳定运行，多次顺利完成了调峰任务，同时创造了良好的经济效益。

根据南方电网《关于调整广东部分辅助服务补偿标准的通知》规定，燃煤机组、生物质机组深度调峰出力在额定容量40%～50%的，按照3×R4的标准补偿;深度调峰出力在额定容量40%以下的，按照6×R4的标准补偿[4]。之前最低调峰负荷为240 MW（额定负荷40%），可以补偿的标准为66元/MWh;现在通过多方面采取措施，将最低负荷调整至220 MW（额定负荷36.7%），可以补偿的标准为132元/MWh。按照以往经验，深度调峰多发生在01：00—06：00，按照每月深度调峰100 h估算，深度调峰到220 MW每月可比之前增加补偿收益为（240-220）×132×100=264 000元，深度调峰收益显著。

5    结语

本文以茂名热电厂#7机组为例，对深度调峰面临的问题和风险进行了分析，通过不断实践完善，制定了一系列针对性措施和调整方法，实现了220 MW负荷下无助燃方式的稳定运行，多次顺利完成调峰任务，满足了电网深度调峰需求，同时创造了良好的收益，初步估算，每月可以增加调峰补偿26.4万元。今后还可在给水泵控制逻辑完善、增加小机低压汽源自动切换、增加低负荷下稳燃自动投入、完善INFIT-CCS功能、空预器在线冲洗技术以及燃烧器风粉均衡调整等方面进行技术尝试，进一步深入挖掘机组深度调峰的能力，结合电网的深度调峰补贴政策，完善出一个与机组设备、煤质、运行状况相匹配的最佳方案，从而实现收益最大化。

[参考文献]

[1] 电力发展“十三五”规划（2016—2020年）[EB/OL].（2016-11-

08）[2020-04-05].http：//www.chinapower.com.cn/focus/

20161108/64097.html.

[2] 600 MW機组集控运行规程主机部分：Q/MZN-103.501—2016[S].

[3] 刘向治.浅谈600 MW超临界机组深度调峰技术[J].企业技术开发（学术版），2014，33（11）：44-45.

[4] 南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（2017版）[Z].

收稿日期：2020-04-08

作者简介：姜杉（1981—），男，浙江江山人，高级政工师，研究方向：火力发电、热能与动力、集控运行技术、人力资源管理。