徐建兵

（福建華電邵武能源有限公司 福建邵武 354000）

0 引言

隨著各發(fā)電集團(tuán)競相擴(kuò)大火電裝機(jī)規(guī)模， 電力產(chǎn)能出現(xiàn)過剩。 火電利用小時(shí)數(shù)不足加上激烈的市場競價(jià)，造成火電經(jīng)營維艱。 與此同時(shí)，電網(wǎng)峰谷負(fù)荷差逐年增大，火電廠實(shí)行深度調(diào)峰（機(jī)組出力低于40%額定負(fù)荷）的必要性也隨之增加。面對風(fēng)電、 光電等新能源在電網(wǎng)中所占比重快速增大形成的電能消納問題， 各省均推出了機(jī)組深度調(diào)峰輔助服務(wù)補(bǔ)償措施。

根據(jù)《福建省電力輔助服務(wù)交易規(guī)則》，對火電機(jī)組參與深度調(diào)峰進(jìn)行經(jīng)濟(jì)補(bǔ)償，并不影響火電機(jī)組“三公”計(jì)劃電量。為了實(shí)現(xiàn)電力市場收益的最大化， 邵武公司對三期機(jī)組深度調(diào)峰提出了基本要求， 第一步實(shí)現(xiàn)35%～100%額定負(fù)荷調(diào)峰的能力，第二步實(shí)現(xiàn)25%～100%額定出力的深度調(diào)峰水平。 顯然，常規(guī)的50%～100%調(diào)峰負(fù)荷協(xié)調(diào)控制不能滿足要求。 我們對機(jī)組進(jìn)行了多次變負(fù)荷協(xié)調(diào)控制技術(shù)優(yōu)化調(diào)整， 實(shí)現(xiàn)了AGC 協(xié)調(diào)35%～100%變負(fù)荷試運(yùn)行合格。 試驗(yàn)表明這些技術(shù)優(yōu)化方案是切實(shí)有效的。

1 邵武三期概況

安裝2 臺660 MW 超超臨界燃煤機(jī)組，主要設(shè)備為：鍋爐是東鍋生產(chǎn)的DG1958/28.25-II13 型一次中間再熱對沖煤粉爐，制粉采用正壓直吹式中速磨煤機(jī)系統(tǒng)。 汽輪機(jī)是上汽引進(jìn)西門子技術(shù)生產(chǎn)的N660-27/600/610 型， 中壓蒸汽一次再熱、單軸、四缸四排汽、凝汽式雙背壓汽輪機(jī)，回?zé)嵯到y(tǒng)采用九級抽汽。 發(fā)電機(jī)是上海電機(jī)廠生產(chǎn)的QFSN-660-2 型，額定出力660 MW。 機(jī)組分散集中控制DCS 選用南自美卓公司的MAXDNA 分散控制系統(tǒng)。

2 CCS 優(yōu)化調(diào)試

2.1 鍋爐主控變負(fù)荷前饋優(yōu)化

機(jī)組深度調(diào)峰時(shí)因鍋爐響應(yīng)比汽機(jī)響應(yīng)速度慢， 鍋爐燃燒具有滯后性與延時(shí)性，因此鍋爐主控要加上前饋［1］。 前饋有2 種方式：靜態(tài)前饋與動(dòng)態(tài)前饋。 鍋爐的靜態(tài)前饋為指令折線函數(shù)，該函數(shù)反映對應(yīng)的負(fù)荷；而鍋爐動(dòng)態(tài)前饋則引入了負(fù)荷偏差、變負(fù)荷速率與燃料設(shè)定生成速率等，實(shí)現(xiàn)汽壓、汽溫等參數(shù)控制的穩(wěn)定［2］。 采用減少低負(fù)荷期間變負(fù)荷速率、燃料量生成速率設(shè)定，增大給水量生成慣性時(shí)間設(shè)定值，以維持燃料量變化速率與給水量相匹配。 鍋爐主控的燃料指令特性示意如圖1 和圖2 所示。

圖1 升負(fù)荷時(shí)燃料指令特性

圖2 降負(fù)荷時(shí)燃料指令特性

在變動(dòng)負(fù)荷期間， 通過設(shè)定燃料指令變化范圍為±30 t/h來響應(yīng)負(fù)荷動(dòng)態(tài)前饋?zhàn)兓?在低負(fù)荷調(diào)峰期間，為防止減燃料指令的動(dòng)態(tài)前饋引起給煤量過低造成不穩(wěn)定燃燒， 引入負(fù)荷指令系數(shù)于變負(fù)荷前饋中。 由此我們將減弱前饋的措施運(yùn)用于低負(fù)荷（30%～50%）和高負(fù)荷（100%～90%）過程。圖3 為鍋爐主控控制的邏輯示意圖。

圖3 鍋爐主控控制邏輯原理

圖3 中：折線函數(shù)為F（x2）表1 所列，折線函數(shù)F（x3）為表2所列。

表1 折線函數(shù)F（x2）

表2 折線函數(shù)F（x3）

2.2 調(diào)峰時(shí)滑壓運(yùn)行的優(yōu)化

眾所周知，當(dāng)主給水處于全開狀態(tài)時(shí)，給水母管壓力與主汽壓力差越大，那么給水流量就越大；給水母管壓力與主汽壓力差越小，則給水流量也就越小。 為維持主汽與給水流量的平衡，當(dāng)主汽壓力降低時(shí)，給水母管壓力也隨之降低。 給水流量的公式如下：

式中：ρ 為給水密度；ΔP 為差壓；K 為流量系數(shù)；Q 為給水流量。

當(dāng)機(jī)組出力在接近30%額定負(fù)荷時(shí)， 通常在11.8 MPa 水平設(shè)定主汽壓力值，則超調(diào)將在減負(fù)荷階段出現(xiàn)。 調(diào)試中主汽壓力實(shí)際值為10.6 MPa，汽動(dòng)給水泵轉(zhuǎn)速下降至3 008 r/min，為預(yù)防給泵組低轉(zhuǎn)速（＜3 000 r/min）時(shí)跳出遙控和自動(dòng)，我們適度調(diào)高低負(fù)荷運(yùn)行期間主汽壓力的設(shè)定值。 如圖4 所示，壓力設(shè)定1 是原設(shè)計(jì)滑壓曲線， 經(jīng)過優(yōu)化改進(jìn)后的滑壓運(yùn)行折線即為圖4 中的壓力設(shè)定2。

圖4 滑壓運(yùn)行曲線設(shè)定

深度調(diào)峰時(shí)主汽壓力設(shè)定值的適度調(diào)高， 相應(yīng)即是提高小汽輪機(jī)轉(zhuǎn)速，以增大汽動(dòng)給水泵出力。 這時(shí)給泵小汽機(jī)最小流量再循環(huán)調(diào)節(jié)門需切換成自動(dòng)模式， 防止給泵出口流量低引起小汽機(jī)跳閘［3］。

2.3 深度調(diào)峰的運(yùn)行措施

低負(fù)荷階段， 維持鍋爐的穩(wěn)定燃燒是深度調(diào)峰最關(guān)鍵的環(huán)節(jié)。 為了防止鍋爐滅火，本優(yōu)化控制還采取了以下的運(yùn)行改進(jìn)措施。

（1）煤場要備好試驗(yàn)所需燃煤，要求煤質(zhì)盡可能達(dá)到或優(yōu)于設(shè)計(jì)值的優(yōu)質(zhì)動(dòng)力煤種。 在進(jìn)行低負(fù)荷深度調(diào)峰時(shí)，要預(yù)先做好給煤機(jī)下煤不通暢、制粉出力不足等風(fēng)險(xiǎn)防范。 該階段主要問題在于，當(dāng)燃料量大幅減少時(shí)將會(huì)導(dǎo)致水煤比失調(diào)，在運(yùn)磨煤機(jī)燃料量跟蹤不及時(shí)而導(dǎo)致機(jī)組迅速轉(zhuǎn)入濕態(tài)運(yùn)行，此時(shí)應(yīng)避免操作不當(dāng)導(dǎo)致汽水分離器水位高、 鍋爐MFT 保護(hù)動(dòng)作等發(fā)生。

（2）將2 臺給煤機(jī)A/E（即最下層）的低限給煤量設(shè)定為20 t/h，當(dāng)燃料主控輸出小于此整定值時(shí)發(fā)出指令“閉鎖—負(fù)荷減”，使最下層燃燒的穩(wěn)定性能夠持續(xù)［4］。

（3）在機(jī)組出力小于40%時(shí)將等離子點(diǎn)火裝置投入，以利于爐膛燃燒的穩(wěn)定性。 低負(fù)荷時(shí)對監(jiān)視火檢特別重要，火焰電視的跳動(dòng)也應(yīng)留意；當(dāng)監(jiān)視發(fā)現(xiàn)火檢有擺動(dòng)時(shí)，及時(shí)予以燃燒調(diào)整［5］。

（4）視情況對再熱器煙氣擋板進(jìn)行提前量的調(diào)整，適當(dāng)開大再熱器側(cè)煙氣擋板，以盡可能提高脫硝入口煙溫，保持脫硝系統(tǒng)的正常運(yùn)行［5］。

（5）在減負(fù)荷至495 MW、330 MW、264 MW 時(shí)，按上層往下層順序分別停運(yùn)F 磨、C 磨、D 磨。當(dāng)最低230 MW 負(fù)荷時(shí)保持下層3 臺磨穩(wěn)定運(yùn)行，1 臺磨通風(fēng)備用； 并盡可能維持較高的主再熱汽溫。

（6）減負(fù)荷期間，應(yīng)注意汽動(dòng)給水泵供汽方式的變換，先將冷再至輔汽聯(lián)箱調(diào)門改為自動(dòng)， 以防止汽動(dòng)給水泵出力跟不上，使四抽壓力在減負(fù)荷時(shí)能保持正常供汽。 必要時(shí)應(yīng)提前將機(jī)組輔汽由四抽改切為冷再供汽。

3 優(yōu)化CCS 后的運(yùn)行情況

我們對#4 機(jī)組于4 月30 日進(jìn)行AGC 模式下的變負(fù)荷動(dòng)態(tài)試驗(yàn)，結(jié)果如圖5 示。

3.1 降負(fù)荷調(diào)整階段

15∶18 分，機(jī)組進(jìn)入AGC 控制模式，出力從660 MW 下降至495 MW，負(fù)荷以10 MW/min 變化速率調(diào)整。 16∶18 分，AGC控制模式的機(jī)組出力由495 MW 向330 MW 變動(dòng)， 負(fù)荷仍以10 MW/min 變化速率調(diào)整。 16∶48 分，機(jī)組出力從330 MW 下降到264 MW 時(shí)，負(fù)荷變化速率改為7.3 MW/min 控制。 17∶06分， 在AGC 控制模式下的機(jī)組出力由264 MW 向230 MW 變動(dòng)，負(fù)荷亦為7.3 MW/min 變化速率控制。 17∶24 分維持機(jī)組出力230 MW 運(yùn)行。

3.2 升負(fù)荷調(diào)整階段

17∶38 分，在AGC 控制模式下機(jī)組出力由264 MW 向330 MW 變動(dòng)，負(fù)荷以7.3 MW/min 變化速率控制。 17∶58 分，機(jī)組AGC 控制模式下機(jī)組出力由330 MW 向495 MW 變動(dòng)， 負(fù)荷以10 MW/min 變化速率控制。18∶38 分，機(jī)組AGC 控制模式下機(jī)組出力由495 MW 向660 MW 變動(dòng)， 負(fù)荷變化速率控制為10 MW/min。

整個(gè)調(diào)試期間，負(fù)荷超調(diào)最大為4 MW，機(jī)組的主汽溫度與壓力、再熱器溫度與壓力、爐膛負(fù)壓以及除氧器水位等都能控制在正常運(yùn)行范圍內(nèi)。 性能指標(biāo)符合《火力發(fā)電廠模擬量控制系統(tǒng)驗(yàn)收測試規(guī)程》（DL/T 657—2015）要求，協(xié)調(diào)控制的品質(zhì)達(dá)到優(yōu)良。

4 結(jié)論

上述試驗(yàn)表明， 我們所采用的660 MW 超超臨界煤電機(jī)組深度調(diào)峰CCS 方案在額定出力35%～100%之間運(yùn)行中取得了良好的調(diào)整品質(zhì)，能適應(yīng)自動(dòng)跟蹤變負(fù)荷的需要，各技術(shù)指標(biāo)參數(shù)均能保持在規(guī)定范圍內(nèi)，機(jī)組運(yùn)行穩(wěn)定可靠，可供同類型機(jī)組借鑒。 接下來我們將繼續(xù)在積累調(diào)峰的實(shí)踐中，再深入研究低出力調(diào)峰與機(jī)組靈活性運(yùn)行以及系統(tǒng)流程技術(shù)改進(jìn)，進(jìn)一步探索優(yōu)化CCS 技術(shù)措施， 爭取做到25%～100%額定出力的深度調(diào)峰水平。

圖5 試驗(yàn)數(shù)據(jù)曲線記錄