超超临界1050 MW 机组深度调峰控制策略探讨

郭航 林波 常银虎 郭建仙

（神华福能发电有限责任公司 福建石狮 362700）

随着国内大型火电机组日趋增多，电网负荷日益饱和，电网的容量和峰谷比不断增大，迫切要求大型火电机组参与电网调峰运行［1］。神福鸿电地处福建电网负荷中心，调峰任务重、责任大。福建电网水电、核电机组电网负荷占有比例较大，受当地经济架构、季节等影响，经常参与电网调峰。通过神福鸿电百万机组深度调峰控制策略研究，充分发掘机组深度调峰能力，确保机组安全稳定运行。

1 福建电网架构简介

福建地区的调峰任务主要由火电机组来承担。福建电网水电、核电机组电网负荷占有比例较大，受当地经济架构、季节等影响，百万机组需经常参与福建电网调峰运行，要经常进行较大幅度的负荷调整。其运行负荷峰谷差值约为机组总容量的30%，春季多雨季节甚至高达60%。2015 年福建地区电网装机情况见图1。

图1 2015 年福建地区电网装机情况饼状图

2 神福鸿电百万机组设备系统简介

2.1 神福鸿电百万机组设备概况

神福鸿电2×1050 MW 机组的锅炉采用东方锅炉有限公司型号为DG3130/27.46-Π2 型锅炉。型式为高效超超临界参数变压直流炉、对冲燃烧方式、固态排渣、采用单炉膛、一次中间再热、平衡通风、露天布置、全钢构架、全悬吊结构Π 型锅炉。在机组30%至100%负荷范围内以纯直流方式运行，在30%负荷以下带炉水循环泵的再循环方式运行。

汽轮机是采用东方汽轮机有限公司型号为N1050-26.25/600/600 的汽轮机。超超临界、一次中间再热、单轴四缸四排汽、冲动凝汽式，八级回热抽汽。汽机中、低压缸均为双流反向布置。通流级数45 级，其中高压缸为一个双流调节级，8 个压力级；中压缸为2×6 个压力级；低压缸为2×2×6 个压力级。配置2×50% B-MCR 调速汽动给水泵，旁路采用30%一级大旁路。

2.2 神福鸿电百万机组正常运行简介

神福鸿电2×1050 MW 机组正常运行采用CCS 方式，一次调频投入。根据福建电网调度指令投入AGC。正常运行时负荷上限1050 MW，下限400 MW。AGC 方式下限500 MW，负荷变化速率15 MW/min。机组负荷400 MW 以下，CCS 一次调频自动退出，350 MW 以下退出CCS。

3 影响机组深度调峰的主要因素

火力发电机组在深度调峰时的最低负荷往往取决于锅炉最低稳燃负荷。而锅炉最低稳燃负荷又受多种因素影响制约［2］。

3.1 制粉系统的影响

锅炉安全稳定运行与制粉系统的正常运行息息相关，低负荷时，制粉系统对机组的影响更大。在制粉系统中，当煤质变化、设备缺陷、煤质严重偏离设计值时，会导致制粉系统的磨损、振动、燃烧稳定性变差，设备故障或出力受限、受热面积灰、结渣、磨损甚至灭火事件的发生。在低负荷时容易出现水煤比变化，主再热汽温大幅波动、水冷壁甚至出现超温。

3.2 低负荷下燃烧的稳定性影响

深度调峰的主要矛盾是低负荷时能保持稳定燃烧，保证锅炉安全稳定运行。当锅炉在低负荷运行时，由于送入炉内的燃料量减少，一次风和二次风随之减少，热风温度下降。炉内的含氧量相对较多，加上汽化潜热增加，炉内的热负荷和炉膛温度较低，燃烧稳定性随负荷降低变差，容易引起灭火。因此，低负荷通常采用稳燃措施来稳定燃烧。某厂采用的煤种属高发热量煤种，在机组负荷350 MW 下燃烧稳定，不需采用投油稳燃的方式。

3.3 热负荷分布不均匀对受热面的影响

机组深度调峰，长期处于低负荷，锅炉火焰在炉内充满程度较差，导致炉膛热负荷分布不均匀。水冷壁等受热面出现汽水流量分配不均，热偏差过大，可能出现水循环停滞等现象。锅炉水动力特性差，炉内空气动力场分布不均匀，水冷壁冷却效果差，甚至超温爆管。

3.4 汽轮机末级叶片的安全性影响

机组在低负荷运行时，尤其刚从高负荷降至低负荷时，热负荷流失快，再热汽温最低达580 ℃，恢复至设计603 ℃需要较长时间。加上低负荷汽轮机蒸汽流量较低，汽轮机最后几级叶片蒸汽湿度增加，造成汽轮机轴向推力增大，甚至末级叶片断裂损坏。长时间低负荷运行还造成蒸汽做功能力下降，汽轮机汽耗增加，热力循环下降。

3.5 低温腐蚀影响

在低负荷时，烟气本身温度较低，且空预器烟气通道截面小阻力大，极易产生堵灰、结渣［3］。当空预器积灰结渣加剧时，腐蚀和积灰的速度必然加快，传热减弱，受热面壁温降低。一旦空预器受腐蚀泄漏发生漏风，使烟温进一步降低，加速了腐蚀和堵灰过程，形成恶性循环。严重时造成烟气通道堵塞、引风机阻力增大、锅炉正压燃烧、降低锅炉出力甚至被迫停炉的事故。

4 控制策略

机组正常运行负荷范围40%～100%，当机组负荷400 MW时，确认机组各系统状态正常，炉前燃油、炉水循环泵、361 阀、厂用电切换装置均处于正常备用。当接到调度降负荷指令时，尽量采用低负荷速率变负荷。

4.1 汽机侧控制策略

（1）在负荷降至550 MW 以下时，注意监视A/B 汽泵流量的变化。随着负荷下降，给水流量逐渐减小，在单台汽泵流量低于700 t/h 时，缓慢开启该汽泵再循环调门，确保单台汽泵流量不低于680 t/h。机组负荷至350 MW 时，可保持单台汽泵再循环调门全开。

（2）加强辅汽压力监视，尽量维持机组辅汽自带，冷再至辅汽压力设置0.38 MPa，当辅汽压力低于0.38 MPa 时自动开启。将3、4 号机辅汽联络门均打开，保持2 台机联络（见表1）。如辅汽联箱压力异常，及时切为手动控制，人为调节辅助汽联箱压力至正常。

表1 3、4 号机350MW 汽机侧主要参数表

（3）加强给水泵汽轮机进汽切换阀开度、进汽过热度，引风机汽轮机进汽压力、过热度监视。当机组负荷降至350 MW时，给水泵及引风机汽轮机汽源已部分切至辅汽。降负荷过程中，做好备用汽源投用准备工作。若进汽过热度降低过快，可暂时稳定负荷、就地检查管路情况、开启汽源管路疏水，确保小机进汽汽源的稳定切换。

（4）低负荷时，轴封供汽会由自密封向辅汽供汽转变，期间保持轴封母管压力自动。若压力不足，则开启辅汽至轴封供汽旁路电动门。

（5）密切监视汽轮机各TSI 参数，降负荷过程中，注意控制再热汽压力、四抽压力变化平稳。负荷低至400 MW 以下时，由于氢冷器调门开度较小，冬季时还应注意就地氢冷器管路振动情况，防止氢冷器汽端和励端温度变化对机组振动造成影响。

（6）随着机组负荷降低，汽轮机各段抽汽压力降低，可能出现加热器疏水不畅，影响疏水逐级自流等情况［3］。加强加热器液位、端差、疏水情况的监视，必要时适当调整加热器正常疏水旁路手动门。

（7）注意给水泵汽轮机和引风机汽轮机排汽温度上升情况，手动控制后缸喷水，防止减温水突开引起小机振动异常。

（8）由于给水泵密封水增压泵的投入使用，对低负荷的节能降耗起到深远意义。在凝结水泵深度变频调整下，运行人员在深度调峰过程中应针对性采取调整手段，确保机组安全稳定。①除氧器水位控制策略为，机组启动后400 MW 以上由变频调压力、上水调门调水位；机组负荷降至350 MW 以下切回由变频调水位、上水调门调压力。尽量确保负荷在350 MW 以上，避免控制方式来回切换。②机组正常运行时，除氧器上水调门控制凝结水泵出口压力1.6 MPa。当上水调门全开后，变频通过调压力确保除氧器水位，降负荷时反之。降负荷时，提前开启凝泵再循环，加强给泵密封水差压监视，确保凝结水泵出口流量＞900 t/h，避免流量低至凝泵再循环突开导致凝结水流量及压力波动。③低负荷期间，加强除氧器上水调门、凝结水泵再循环调门、给水泵密封水泵变频控制装置及三通管路监视。

4.2 锅炉侧控制策略

（1）合理制粉系统运行方式，低负荷时3 台磨给煤量较低，适当提高磨一次风压和动态分离器转速，控制磨煤机出口温度80 ℃。避免A、D、E 磨组运行方式，必要时保留上层磨运行，提高火焰中心高度，降低锅炉前墙上部水冷壁区域辐射区域热负荷。

（2）尽量燃用高挥发分、低水分、低灰分煤种。加强各受热面壁温监视，若偏烧明显，可偏置各台给煤机煤量、调整二次风门、各磨煤机风量、备用制粉系统通风等方法进行调整。

（3）低负荷运行时，由于进入磨煤机煤量较低，加强火检状态监视，若火检消失及时联系检修处理。运行中尽量保持下层磨＞55 t/h 煤量，二次风门采用束腰配风方式，二次风箱与炉膛压差控制在0.4 kPa 左右，提高二次风的穿透力。

（4）确保深度调峰期间，锅炉燃油系统备用良好，油库燃油充足。油枪缺陷及时联系检修处理，投油时油枪投入前，应将燃油压力适当提高，避免燃油压力低造成OFT。3 台磨运行时，当出现给煤机断煤、皮带打滑或制粉系统故障跳闸时，首先应迅速投入油枪稳定燃烧。加强水冷壁温度监视，避免出现水冷壁超温（见表2）。

表2 3、4 号机350MW 锅炉侧主要参数表

（5）由于燃油吹扫压力0.32 MPa 以下闭锁油枪投运，350 MW 负荷时，还应控制辅汽至燃油吹扫母管压力＞0.32 MPa，并预暖保证吹扫蒸汽温度。

（6）暂停炉膛吹灰，防止发生二次燃烧、空预器保证连续吹灰。锅炉低负荷期间，加强看火检查，同时排查干除渣系统、人孔门、观察窗、减少锅炉漏风。

（7）该厂引风机汽轮机转速至3 000 转以下时，解除引风机汽轮机转速真自动，负压控制由转速调整转变为静叶调节，锅炉总风量氧量控制自动解除。深度调峰期间，控制锅炉总风量，加强风烟系统参数监视，避免低负荷启停脱硫氧化风机、浆液循环泵，防止引风机失速等异常发生。

（8）降负荷过程中，保持引风机稳定运行，防止炉膛负压大幅度波动。加强电除尘入口烟温监视，防止低负荷未燃尽的煤粉在电除尘内聚集，导致二次燃烧。

（9）降负荷过程中，加强主、再热汽温调整燃烧，通过二次风门、提高一次风压增加一次风压刚度、保留上层磨组运行方式等方法，尽量抬高火焰中心高度，保证空预器和脱硝SCR 反应器入口温度＞310 ℃，提高排烟温度防止低温腐蚀及NOx 浓度超标。

（10）若长时间低负荷，控制锅炉总风量不宜过大，避免氨逃逸率升高，导致空预器差压增大，造成空预器堵塞。同时加强CO 浓度监视，避免飞灰含碳量不正常升高。

4.3 电气侧控制策略

（1）加强各电气画面监视，确保500 kV、6 kV、400 V 母线电压正常、AVC 投入正常，对系统报警及时确认复归，有关保护报警处理按照规程规定，及时联系值班人员确认。

（2）监视发电机机端电压、频率、电流、负序电流监视，确保运行参数在正常范围。

（3）加强就地各配电室、保护室巡检，确保配电室温湿度正常，台风天气做好防止配电室漏雨管控措施。

（4）确保就地各6 kV 母线、各PC 段运行方式正常，500 kV各测控屏、保护室、快切、备自投装置正常，无异常报警。

（5）合理安排380 V PC、MCC 母线上各辅机运行方式，有备用辅机的尽量做到交叉布置，负荷平均分配。

（6）加强UPS、直流系统、柴油发电机及保安系统巡检，柴油发电机试启正常，确保保安电源运行正常，柴油发电机完好备用，做好机组保安段、空压机房MCC 段跳闸事故预想。

（7）沟通并协调辅控及输煤运行，尽量在高负荷段完成辅机启停或切换操作，尽量避免低负荷上煤、同时启停大负载电机。

5 结语

基于福建地区地域特点和区域内电网装机情况，火电机组的调峰任务也愈来愈突出。深度调峰期间，确保双机350 MW 不投油运行，有效节省燃油开支，最大程度适应电网调度，避免机组调停。但机组深度调峰同时带来机组各项经济指标下降，低负荷燃烧工况差，调整难度大，送、引风机工况扰动时易抢风等影响。可见，随着调峰深度的增加，机组安全性大大降低。如何在电网调峰过程中确保机组长周期安全稳定运行，仍有较大的探讨和提高空间。