余 程

（浙江浙能蘭溪發(fā)電有限責任公司，浙江蘭溪 321100）

0 引言

隨著經(jīng)濟的日益發(fā)展，電網(wǎng)容量不斷增大，新能源所占比重快速升高，尤其國內(nèi)一大批特高壓輸電工程的陸續(xù)投運，風、光、水等清潔電能輸入量的持續(xù)增長對電網(wǎng)系統(tǒng)的調(diào)節(jié)靈活性與可靠性提出了更高的要求。同時，用電結(jié)構(gòu)也發(fā)生了明顯變化，工業(yè)用電比重下降，居民生活用電比重上升，使電網(wǎng)的峰谷差日益增大，電力系統(tǒng)調(diào)峰運行壓力日漸升高。為應對新形勢下機組負荷快速、大幅、頻繁波動的新常態(tài)，開展火電機組深度調(diào)峰熱工試驗勢在必行。

以660 MW 機組超臨界直流鍋爐為例，從熱工角度分析了所面臨的問題，給出了深度調(diào)峰的控制措施及優(yōu)化策略，并展開了深度調(diào)峰試驗。

1 機組概況

某電廠機組為超臨界直流鍋爐燃煤機組，鍋爐采用北京巴威公司制作的超臨界、中間再熱螺旋爐膛直流鍋爐，型號為B&WB-1903/25.40-M。鍋爐采用正壓直吹MPS 型中速磨制粉系統(tǒng)，前后對沖燃燒方式，并配置有36 只低NOx雙調(diào)風旋流煤粉燃燒器，燃燒器上層配有前后各8 個OFA（Over Fire Air，燃盡風）風門。露天戴帽布置，噴燃器以下緊身封閉。在尾部豎井下設置2 臺豪頓華三分倉空氣預熱器，燃用具有中等結(jié)渣性的煙煤，機組配有帶啟動循環(huán)泵的啟動系統(tǒng)。鍋爐在不投油助燃時，設計最低穩(wěn)燃負荷為30%BMCR（Boiler Maximum Continuous Rating，鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量）。

汽輪機采用東方汽輪機廠生產(chǎn)按日本日立公司提供的技術(shù)制造的600 MW 超臨界、中間再熱式、高中壓合缸、三缸四排汽、單軸、凝汽式汽輪機，型號為N600-24.2/566/566。經(jīng)由阿爾斯通技術(shù)服務（上海）有限公司對汽輪機高、中、低壓缸通流部分進行了增容降耗改造，機組增容為660 MW。

發(fā)電機為東方電機股份有限公司引進日本日立公司技術(shù)制造的QFSN-600-22C 型水氫氫冷發(fā)電機。DCS（Distributed Control System，分布式控制系統(tǒng)）采用北京ABB 貝利工程有限公司的Symphony 系統(tǒng)。

2 現(xiàn)狀分析及面臨的問題

深度調(diào)峰后，機組負荷調(diào)節(jié)范圍將更寬，調(diào)節(jié)對象的擾動更加明顯，煤質(zhì)變化、分層摻燒、燃燒器磨組搭配等影響進一步放大，而機組控制系統(tǒng)是以滿足50%Pe以上負荷連續(xù)運行為基準設計的控制策略和保護策略，DCS 控制邏輯未在50%設備容量以下進行連續(xù)運行調(diào)試，協(xié)調(diào)控制及保護定值均未進行長期低負荷運行的試驗驗證，更沒有同時響應電網(wǎng)深度調(diào)峰、調(diào)頻的經(jīng)驗。

深度調(diào)峰的新形勢下，熱工自動控制和熱工保護均面臨了很多新的問題，對機組安全穩(wěn)定運行提出了挑戰(zhàn)。

2.1 低負荷下的燃燒控制

（1）在低負荷期間，鍋爐燃燒需要燃料和氧的高度配合，原煤煤質(zhì)的影響更加明顯，磨煤機低負荷下煤粉管的煤粉質(zhì)量濃度與流速分布本身就不均勻。燃煤摻燒或煤質(zhì)波動時，一次風與送風控制的如無法及時響應，可能造成燃燒不穩(wěn)、水冷壁壁溫超溫、蒸汽溫度和壓力控制困難的問題，從而影響機組的變負荷速率。

（2）當負荷減至300 MW 以下運行時，鍋爐特性變化很大，處于干態(tài)轉(zhuǎn)濕態(tài)的轉(zhuǎn)換過程中，鍋爐一旦轉(zhuǎn)入濕態(tài)，貯水箱水位快速上升，高水位控制管道341 閥開啟，介質(zhì)大量流失，很難實現(xiàn)協(xié)調(diào)系統(tǒng)的自動控制，機組負荷響應乏力。

（3）隨著機組負荷降低，鍋爐燃燒減弱，鍋爐溫度降低，火檢信號減弱，火檢信號波動幅度大，可能造成信號失真或丟失，存在機組保護拒動或誤動的風險。

（4）機組低負荷運行時，鍋爐總風量低至1200 t/h 以下，如發(fā)生送、引風機故障跳閘，瞬時風量突降，存在鍋爐總風量＜25%延時2 s 的MFT（Main Fuel Trip，主燃料跳閘）的動作風險。

2.2 低負荷下的給水控制

（1）機組負荷240 MW 時，對應給水流量低至600 t/h，協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)給水控制接近下限，過熱度趨近于0，如鍋爐轉(zhuǎn)入濕態(tài)，極易造成分離器出口溫度無過熱度，蒸汽帶水，主蒸汽溫度下降，甚至發(fā)生汽輪機水沖擊的惡性事件，不能保證安全穩(wěn)定運行。

（2）機組深度調(diào)峰至300 MW 以下時，機組2 臺汽泵再循環(huán)閥需調(diào)節(jié)開啟，目前均由運行手動干預，如運行人員操作汽泵再循環(huán)閥失誤或發(fā)生單臺給泵跳閘，可能引起給水流量的大波動，觸發(fā)水冷壁流量小于360 t/h 延時1 s 后出現(xiàn)MFT。

（3）汽動給水泵汽源來自再熱器冷段，負荷逐漸降低的過程中，主蒸汽流量逐漸下降，直流鍋爐給水量隨之減少，相應汽動給水泵汽源供汽參數(shù)也明顯降低，做功能力下降，可能會出現(xiàn)無法滿足小機的供汽需要，給給水系統(tǒng)的控制調(diào)節(jié)、穩(wěn)定運行帶來不利影響。

2.2 其他問題

（1）機組深度調(diào)峰至240 MW 時，采用三磨運行方式，A、B、C 磨煤機電源接6 kVA 段，D、E、F 磨煤機電源接6 kVB 段，低負荷時一般都保持中下層磨煤機運行，運行磨煤機電源基本集中于6 kVA 段，如6 kVA 段母線故障，存在MFT 的風險。

（2）機組深度調(diào)峰運行時SCR（Selective Catalytic Reduction，選擇性催化還原系統(tǒng)）反應器入口煙溫可能會降低，影響SCR 脫硝裝置的投運，從而引起NOx 排放超標。

（3）機組深度調(diào)峰，單機運行時需開啟高壓旁路提高再熱汽壓，此時高壓缸的排汽壓力比正常運行偏高，會造成高壓缸排汽溫度升高，如果機組負荷繼續(xù)下降至240 MW 以下仍需供熱，則隨著機組負荷降低，高壓缸的進汽、排汽的壓比下降，高排排汽不暢、溫度升高的現(xiàn)象會更嚴重。

（4）機組負荷240 MW 時，蒸汽流量在585～630 t/h 晃動，鍋爐循環(huán)泵過冷水電動閥自動開啟條件為鍋爐蒸汽流量＜595 t/h，導致過冷水電動閥頻繁開啟。

3 深度調(diào)峰控制措施及優(yōu)化

（1）深度調(diào)峰運行期間，盡可能采用常用煤種并保持穩(wěn)定，適當提高煤粉細度、降低一次風量以及提高磨煤機出口溫度等使煤粉氣流更易著火和燃燒穩(wěn)定。降低一次風量的同時應加強煤粉氣流管道的巡檢與對應燃燒器噴口著火情況的觀察，防止煤粉在管道內(nèi)沉積自燃和著火距離過近燒損噴嘴。

（2）嚴密監(jiān)視爐膛負壓、磨煤機火檢強度等參數(shù)，若發(fā)現(xiàn)爐膛負壓大幅晃動，磨煤機火檢不穩(wěn)等情況，應立即中止試驗并投油助燃，防止鍋爐MFT。

（3）應提前采取預控措施避免鍋爐轉(zhuǎn)入濕態(tài)運行，若出現(xiàn)鍋爐的干、濕態(tài)轉(zhuǎn)換跡象，應立即通過控制煤水比、增加負荷等有效手段，使鍋爐盡快其恢復至干態(tài)方式運行，同時應防止因水動力不穩(wěn)定而發(fā)生水冷壁等受熱面超溫現(xiàn)象。

（4）監(jiān)控SCR 反應器入口的煙溫，控制SCR 反應器進、出口NOx濃度在合適范圍內(nèi)，若經(jīng)調(diào)整后SCR 反應器入口煙溫仍小于280 ℃且持續(xù)2 min 以上則退出SCR 脫硝裝置運行。

（5）深度調(diào)峰低負荷運行時，為防止出現(xiàn)汽泵供汽不足的情況，應作好汽源切換、汽源投用的準備工作，輔汽作為備用汽源，應提前作好準備。

（6）深度調(diào)峰運行時，機組兩臺汽泵再循環(huán)需調(diào)節(jié)開啟，優(yōu)化自動控制邏輯，增加機組負荷小于300 MW、2 臺汽泵再循環(huán)開度小于10%的大屏報警，便于提醒運行人員及時開啟汽泵再循環(huán)閥。

（7）優(yōu)化鍋爐循環(huán)泵過冷水電動閥自動開啟邏輯，增加“鍋爐循環(huán)泵在運行”的條件，防止爐循環(huán)泵過冷水電動閥頻繁開啟。

（8）增加深度調(diào)峰階段負荷速率自動切換邏輯，機組300 MW以下時，將機組升降負荷速率由10 MW/min 降為7.2 MW/min。

（9）優(yōu)化送、引風機跳閘動葉指令疊加邏輯，在一臺送、引風機跳閘時增加另一側(cè)風機動葉開度，防止風量瞬間降低可能造成總風量低低MFT 的風險。

（10）優(yōu)化汽機主控負荷分路自適應系數(shù)及控制死區(qū)，在保證主汽壓力可靠的前提下，增加低負荷階段AGC（Automatic Generation Control，自動調(diào)度系統(tǒng)）的響應能力。

4 深度調(diào)峰熱工試驗介紹

深度調(diào)峰熱工試驗共2 個，分別為AGC 試驗和一次調(diào)頻試驗。此試驗以機組最低穩(wěn)燃試驗為基礎進行，對各系統(tǒng)和設備的適應響應情況進行研究。

主要研究以下4 個方面：①檢驗機組控制在設備容量的40%～50%，AGC 功能的通信情況、負荷調(diào)節(jié)品質(zhì)、響應速率以及AGC 自動閉環(huán)控制運行情況；②評估機組深度調(diào)峰運行時，大量設備接近極限工況運行下，熱工保護定值、熱工報警定值、自動切除等功能回路是否有誤動或切手動的風險；③負荷變動過程中鍋爐側(cè)、汽機側(cè)主機、輔機是否安全穩(wěn)定運行，燃料、給水、減溫水等協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)自動控制品質(zhì)能否滿足自動連續(xù)低負荷運行的要求；④一次調(diào)頻在設備容量50%負荷工況和設備容量40%負荷工況下，檢測一次調(diào)頻功能是否完善，一次調(diào)頻實際性能是否滿足要求。

5 機組深度調(diào)峰AGC 試驗和一次調(diào)頻試驗

5.1 AGC 試驗

AGC 試驗方式：由省調(diào)手動改變負荷指令ADS（Automatic Dispatch System，自動調(diào)度系統(tǒng)），機組接收的目標負荷一次性階躍變化，該方式與協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)負荷擺動試驗基本相同，通過AGC 范圍內(nèi)的負荷階躍變化試驗，檢驗機組的快遞響應能力。

試驗過程如下：

（1）檢驗DCS 經(jīng)升壓站NCS（Networked Control System，網(wǎng)絡監(jiān)控系統(tǒng)）至省調(diào)的遙調(diào)、遙信、遙測信號連接正常。將機組撤出AGC 方式，在DCS 側(cè)分別模擬改變各信號，由省調(diào)確認信號動作正確，省調(diào)發(fā)出遙調(diào)指令，在DCS 側(cè)觀察信號是否收到，精度能否滿足要求。

（2）省調(diào)測機組有功出力下限修改為235 MW。

（3）機組處于協(xié)調(diào)控制CCS（Common Channel Signalling，公共信道信令）方式運行，投入AGC 方式，處于300 MW 穩(wěn)定運行，各項參數(shù)均穩(wěn)定正常，負荷變化率設為7.2 MW/min。

（4）省調(diào)下發(fā)ADS 指令機組降負荷，目標負荷240 MW，15 s后負荷開始響應，直至實際負荷達到目標值，機組運行穩(wěn)定，各項參數(shù)正常。

（5）省調(diào)繼續(xù)下發(fā)ADS 指令機組升負荷，目標負荷300 MW，10 s 后負荷開始響應，直至實際負荷達到目標值，機組運行穩(wěn)定，各項參數(shù)正常。

試驗曲線如圖1 和圖2 所示。機組主要參數(shù)變動如表1 所示。

試驗結(jié)果表明，機組在240～300 MW 負荷段內(nèi)功率變化響應迅速，實際變負荷速率可達到6.6 MW/min 以上，機組AGC滿足要求，且調(diào)節(jié)過程安全穩(wěn)定，機組運行正常，具備正常投入?yún)f(xié)調(diào)控制，進行深度調(diào)峰的能力。

5.2 一次調(diào)頻試驗

一次調(diào)頻功能是機組本身具備的一種基本功能，實時響應電網(wǎng)頻率變化的能力大小，反映了一臺機組綜合動態(tài)性能的好壞。通過一次調(diào)頻試驗能夠檢驗發(fā)電機組一次調(diào)頻實際性能，通過試驗也可以確定機組一次調(diào)頻的最佳控制策略，并對其相關(guān)參數(shù)進行優(yōu)化整定。

試驗過程如下。

（1）檢查一次調(diào)頻控制回路功能正常，一次調(diào)頻的控制邏輯和參數(shù)設置正常。

（2）機組投入?yún)f(xié)調(diào)方式運行，機組負荷穩(wěn)定運行于50%額定負荷處，機組各項參數(shù)控制在正常值，并穩(wěn)定運行10 min 左右。

圖1 240 MW→300 MW 的AGC 負荷曲線

圖2 300 MW→240 MW 的AGC 負荷曲線

（3）在汽輪機數(shù)字電液控制系統(tǒng)及CCS 頻差校正回路中同時人工施加0.066 7 Hz（+4 r/min）頻率階躍變化量，模擬持續(xù)時間不少于1 min，觀察機組功率及其它參數(shù)響應情況，直至參數(shù)穩(wěn)定。

（4）重復（3）步驟，依次開展-0.066 7 Hz（-4 r/min）、±0.1 Hz（±6 r/min）頻差擾動試驗。

（5）機組投入?yún)f(xié)調(diào)方式運行，機組負荷穩(wěn)定運行于40%額定負荷處，機組各項參數(shù)控制在正常值，并穩(wěn)定運行10 分鐘左右。

（6）在DEH 及CCS頻差校正回路中同時人工施加-0.183 Hz（-11 r/min）頻率階躍變化量，模擬持續(xù)時間不少于1 min，觀察機組功率及其他參數(shù)響應情況，直至參數(shù)穩(wěn)定。

試驗完成，記錄曲線、數(shù)據(jù)，并進行試驗結(jié)果分析。

一次調(diào)頻試驗數(shù)據(jù)及性能分析如表2所示。

從試驗數(shù)據(jù)分析，機組在240～300 MW的負荷范圍內(nèi)，一次調(diào)頻控制回路功能正確，參數(shù)設置合理，機組一次調(diào)頻調(diào)節(jié)性能良好，滿足標準的要求，且調(diào)節(jié)過程安全穩(wěn)定，機組運行正常，具備深度調(diào)峰一次調(diào)頻的能力。

6 結(jié)束語

通過對深度調(diào)峰熱工控制系統(tǒng)運行現(xiàn)狀的分析研究，發(fā)現(xiàn)了很多的問題，針對機組自身特性，從報警、保護、控制調(diào)節(jié)、環(huán)保排放、運行控制方式等各方面的做了統(tǒng)籌優(yōu)化，有效地解決了這一難題。目前，此電廠4 臺機組均已通過了國網(wǎng)浙江電科院的深度調(diào)峰驗證試驗，具備了深度調(diào)峰至240 MW電負荷的運行能力。

表1 AGC 試驗參數(shù)

表2 一次調(diào)頻動態(tài)響應性能分析