深度調(diào)峰技術(shù)在俄供定壓32萬千瓦超臨界機組上的實踐

華能營口電廠 孫濤

0 前言

華能營口電廠一期工程鍋爐為蘇聯(lián)塔干洛戈“紅色鍋爐工作者”廠制造的ТПП—317型超臨界壓力、一次中間再熱、直流鍋爐。汽機為蘇聯(lián)哈爾科夫汽輪機廠制造的超臨界、一次中間再熱、單軸、三缸兩排汽凝汽式汽輪機，分別于1995、1996年投產(chǎn)，2009年完成汽機通流改造，2017年進行深度調(diào)峰優(yōu)化工作，本文將詳細介紹這方面的經(jīng)驗。

1 原設(shè)備和控制系統(tǒng)情況

1.1 俄供定壓超臨界鍋爐深度調(diào)峰的瓶頸

由于鍋爐設(shè)計的運行方式為定壓運行，在實際運行中該鍋爐僅能在60%負荷以上運行，鍋爐調(diào)峰能力不足，已經(jīng)不能滿足現(xiàn)在的電廠運行需求，從2017年開始，面對東北電管局《東北電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場運營規(guī)則（試行）》“只對第二檔深度調(diào)峰予以補償，負荷率超過40%的火電機組全部參與分攤”，不僅本身兩臺32萬千瓦機組無法獲取深度調(diào)峰補償，而且需要進行費用分攤。

1.2 原設(shè)備存在的問題

1）熱控檢測設(shè)備的準確性不高，對控制系統(tǒng)中不作為被調(diào)量的參數(shù)重視程度較差，如干渣機存在漏風(fēng)率大、氧量偏差大等問題。

2）控制再熱器溫的汽汽交換器失修。

3）部分設(shè)備存在缺陷，如脫硝SCR供氨調(diào)門漏流量大、線性度不好等問題。

4）脫硝系統(tǒng)催化劑對低負荷的煙氣溫度要求較高，無法保證。

5）低負荷時小機的供汽參數(shù)較低，無法保證安全穩(wěn)定運行。

6）低負荷時爐膛的氧量偏高，環(huán)保參數(shù)存在超標(biāo)風(fēng)險。

7）燃燒器噴口燒損率較高等。

1.3 原控制系統(tǒng)存在的問題

1）變負荷率一般設(shè)置為0.3萬千瓦/分鐘以下，速率超0.5萬千瓦/分鐘易造成超溫現(xiàn)象。主汽壓力波動明顯，最大動態(tài)偏差達到1000～2000千帕，由于控制波動大，汽溫定值僅能設(shè)置為540℃，主汽年平均汽溫在538℃左右，經(jīng)濟性明顯受損。超溫時需要運行人員頻繁干預(yù)；過熱度控制：過熱度波動幅度很大，調(diào)節(jié)振蕩嚴重，汽汽交換器無法投入自動，再熱汽溫長期平均溫度僅為538℃左右。

2）SCR脫硝控制：控制系統(tǒng)性能不佳，需要進一步優(yōu)化。

3）一次風(fēng)機定壓運行，磨煤機熱風(fēng)門存在明顯的節(jié)流損失，且煤量變化時一次風(fēng)、煤配合不佳，影響機組協(xié)調(diào)控制品質(zhì)，對再熱器溫影響非常大。

4）低負荷一次調(diào)頻對機組負荷影響較大。

2 深度調(diào)峰實施過程與對策

2.1 設(shè)備整治和優(yōu)化

附表：深度調(diào)峰汽機設(shè)備參數(shù)表

1）為滿足精細化調(diào)節(jié)的需求，確保檢測設(shè)備測點的準確性，提高鍋爐煙氣氧量表測量的準確度，進行了氧量表更換和移位。

2）整治設(shè)備缺陷，徹底治理調(diào)門漏流，如SCR供氨調(diào)節(jié)門漏流，為解決供氨調(diào)門線性度差的問題，解決其氨管路調(diào)門低開度的大流量擾動問題，加裝小旁路調(diào)節(jié)。

3）提高控制的精準度，修復(fù)鍋爐汽汽交換器，提高再熱器溫度控制能力。

4）保證燃油系統(tǒng)可靠備用，保證穩(wěn)定油壓運行，起到鍋爐低負荷運行時的穩(wěn)燃需求。

5）鍋爐干渣機存在漏風(fēng)，完善進風(fēng)門自動邏輯。

6）重視對鍋爐FSSS全爐膛滅火保護裝置的維護與管理，保證保護可靠投入和動作的可靠性；為更加有效地對鍋爐低負荷運行起指導(dǎo)性作用，研究將火焰檢測系統(tǒng)中的火焰能量的模擬量信號送控制系統(tǒng)，如果火焰檢測閃爍，自動投入對應(yīng)油槍穩(wěn)燃。

7）根據(jù)燃燒調(diào)整試驗的情況，以試驗數(shù)據(jù)做依據(jù)，提高燃燒器材料等級，一次風(fēng)管的前半段噴口提高材質(zhì)等級，后半段用普通材料。

2.2 調(diào)整設(shè)備運行方式

1）分析上排磨煤機投運造成的NOX異常上升原因，通過試驗，對二次風(fēng)擋板開度調(diào)整進行進一步調(diào)整，降低配氧量，防止鍋爐結(jié)焦現(xiàn)象。

2）細化深調(diào)期間磨煤機的運行方式，改變觀念，嚴格控制磨煤機運行臺數(shù)，保證煤粉濃度從而保證鍋爐的穩(wěn)燃性。兼顧制粉系統(tǒng)耗電率。

3）低負荷時脫硝參數(shù)管理，明確低負荷時SCR入口煙溫、入口NOx含量的管理。

4）小機進汽汽源能力試驗，在不混配汽源的情況下，試驗出小機進汽的三路汽源帶負荷能力。摸索低負荷小機進汽能力和相關(guān)實際操作步驟，進行程序邏輯固化。

5）試驗確定一期送風(fēng)機的性能下限，電氣變頻器下限20%無問題，將控制系統(tǒng)輸出下限暫定為30%。

6）進一步試驗驗證小機進汽選擇單一汽源的可操作性，減少兌汽對小機出力的影響。通過試驗掌握溫度、配比變化對小機運行的影響，低負荷時小機汽源的三抽壓力無法滿足要求，采取了關(guān)小低壓缸進汽蝶閥的方法，提高小機進汽壓力，滿足了小機的做功能力。

7）將煙氣CO值作為重要的參考值，認真分析氧量控制，深挖潛力。

2.3 控制邏輯參數(shù)優(yōu)化

2.3.1 確定深調(diào)調(diào)峰邊界限制值

1） 機組給水低限值由420噸/小時修改為390噸/小時。

2） 給煤量低限值由70噸/小時修改為60噸/小時。

3）負荷低限跳協(xié)調(diào)定值由15萬千瓦修改為11萬千瓦。

4）送風(fēng)機擋板指令下限從40%修改為38%。

5）脫硝煙氣溫度低跳閘從310℃修改為300℃。

6）給水流量低聯(lián)啟電泵聯(lián)鎖定值由350噸/小時修改為300噸/小時。

7）試驗14萬千瓦以上，#6高加疏水壓力滿足導(dǎo)除氧器要求，將#6高加疏水導(dǎo)凝汽器RN疏水門639壓力聯(lián)開由700千帕降至500千帕。

8）完成AGC指令量程的修改，修改DCS、NCS和調(diào)度側(cè)等三處的量程。

2.3.2 控制系統(tǒng)優(yōu)化

1）完善低負荷油槍自投功能聯(lián)鎖邏輯。

2）一次調(diào)頻邏輯優(yōu)化和參數(shù)修改，低負荷一次調(diào)頻進行弱化和切除。

3）進行了控制系統(tǒng)優(yōu)化改造項目，優(yōu)化協(xié)調(diào)控制策略，提高了負荷控制、主汽壓力控制、主汽溫度控制、再熱汽溫控制、脫硝控制等系統(tǒng)的品質(zhì)。由汽機調(diào)節(jié)負荷，燃料、給水同步調(diào)節(jié)主汽壓力，燃料/給水比率調(diào)節(jié)中間點溫度和主汽溫度，同時設(shè)計了多項解耦策略來彌補機/爐側(cè)動態(tài)響應(yīng)特性的明顯偏差。

2.4 深度調(diào)峰控制效果

控制性能得到大幅提升，變負荷過程中各主要被控參數(shù)波動很小，因此深度調(diào)峰性能也得到大幅改善，機組最低CCS工況運行負荷下探至11.5萬千瓦。圖1是#2機組以0.6萬千瓦/分鐘速率在11.5萬千瓦～16.5萬千瓦負荷段進行變負荷試驗的運行曲線，過程中機組主要被控參數(shù)的控制性能如下：

圖1 #2機組深度調(diào)峰控制曲線

1）負荷控制：實際負荷嚴格按照設(shè)定變負荷速率變化，動態(tài)過程非常平穩(wěn)，無振蕩，過調(diào)量很小，與高負荷段調(diào)節(jié)性能無明顯區(qū)別。

2）主汽壓力控制：基本與壓力設(shè)定保持一致，動態(tài)過程平穩(wěn)，無振蕩和過調(diào)，平均實際動態(tài)偏差僅為100～200千帕，完全滿足正常運行需要。

3）主汽溫度控制：控制非常平穩(wěn)，最大動態(tài)偏差可控制在±5℃以內(nèi)，主汽溫控制性能非常優(yōu)秀。

4）再熱汽溫控制：控制非常平穩(wěn)，最大動態(tài)偏差可控制在±5℃以內(nèi)，再熱汽溫控制性能非常優(yōu)秀。

5）脫硝SCR控制：控制非常平穩(wěn)，煙囪出口NOx波動幅度〈±10毫克/標(biāo)方，完全滿足正常運行需求。

2.5 主要創(chuàng)新點

2.5.1 低負荷反切

受前蘇聯(lián)火電機組設(shè)計理念影響，機組常規(guī)帶基本負荷，可調(diào)范圍很小，主汽壓力保持定壓運行，被視為機組正常運行的生命線，這就為深度調(diào)峰帶來很大挑戰(zhàn)。為了保持主汽壓力穩(wěn)定在24000千帕以上，進行反切，將直流鍋爐汽水控制切為調(diào)門控制，確保了主汽壓力穩(wěn)定，保證機組安全穩(wěn)定運行。

2.5.2 關(guān)供熱蝶閥

小機汽源是否能夠滿足本機自供要求是制約深度調(diào)峰的關(guān)鍵因素，在假設(shè)全廠四臺機組均進入深度調(diào)峰、高壓輔助調(diào)試汽源無法投入使用的前提下，一期兩臺抽汽式供熱機組利用適當(dāng)關(guān)閉中壓缸排汽蝶閥提高小機進汽壓力，并經(jīng)過反復(fù)試驗確定深度負荷與中壓缸排氣蝶閥開度對應(yīng)關(guān)系，在既能將小機進汽壓力提高150千帕的同時，又盡量減少對原熱力系統(tǒng)的影響，解決了制約深度調(diào)峰過程中的一大難題。

2.5.3 控制系統(tǒng)和一次調(diào)頻優(yōu)化

完成協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)和一次調(diào)頻優(yōu)化，提高低負荷區(qū)間機組的動態(tài)響應(yīng)能力，保證主要控制參數(shù)穩(wěn)定。

2.5.4一次風(fēng)滑壓優(yōu)化

傳統(tǒng)采用磨煤機入口熱一次風(fēng)量控制，一次風(fēng)母管保持壓力恒定，本次優(yōu)化打破傳統(tǒng)觀念，改一次風(fēng)母管壓力為滑壓控制，磨煤機入口熱一次風(fēng)量調(diào)門維持全開，既實現(xiàn)了控制的穩(wěn)定性，也起到了節(jié)能的作用。

3 取得的效果

3.1 產(chǎn)生的直接效果

經(jīng)過多次摸底試驗和控制系統(tǒng)優(yōu)化試驗，2號機組實現(xiàn)了協(xié)調(diào)工況減負荷至11.5萬千瓦，變負荷速率2%（0.6萬千瓦/分鐘），試驗期間鍋爐水動力穩(wěn)定，燃燒穩(wěn)定，各項運行參數(shù)均正常。脫硝SCR入口溫度滿足要求，各項環(huán)保參數(shù)未出現(xiàn)超標(biāo)現(xiàn)象，突破了第二檔深度調(diào)峰負荷率40%的瓶頸，成為了全國第一臺實現(xiàn)能夠參與深度調(diào)峰的俄供定壓超臨界機組。

俄供定壓超臨界機組突破了深度調(diào)峰負荷率40%的瓶頸，成為了全國第一臺實現(xiàn)能夠協(xié)調(diào)工況下減至36%負荷的俄供定壓超臨界機組。成為國內(nèi)同類型機組新標(biāo)桿，具有很大的經(jīng)濟社會效益和推廣意義。

3.2 產(chǎn)生的經(jīng)濟效益

2016年，東北電網(wǎng)將我廠一期和二期機組分別統(tǒng)計負荷率進行分攤補償，因一期機組負荷高于18萬千瓦（60%），無法參與深度調(diào)峰，年分攤虧損1700余萬元，二期機組補償盈利8400余萬元，合計盈利6700余萬元。

2017年電網(wǎng)規(guī)則改變，全廠合并統(tǒng)計負荷率，未進行深度調(diào)峰優(yōu)化前，營口電廠因無法實現(xiàn)全廠額定出力40%以下的難題，1～4月平均每月虧損500萬元，此次實現(xiàn)突破后，將實現(xiàn)止虧增盈，預(yù)計年內(nèi)最低獲得增加利潤6000余萬元。

4 結(jié)束語

進行俄供超臨界機組設(shè)備整治和控制優(yōu)化后，在滿足深度調(diào)峰40%的前提下，進一步實現(xiàn)了36%負荷投用協(xié)調(diào)控制的目標(biāo)，創(chuàng)造了國內(nèi)首臺俄供定壓超臨界機組深度調(diào)峰新的記錄，在深度調(diào)峰過程中各項控制指標(biāo)均滿足要求，總體來說是非常成功的，為國內(nèi)其他俄供超臨界機組的深度調(diào)峰工作提供了經(jīng)驗。

：

[1]赫廣迅. 康劍南.火電機組參與靈活性調(diào)峰的可行性研究[J].機械工程師,2017.9.

[2]馬佳燕.火電機組運行靈活性及高效賽負荷技術(shù)綜述[J].熱力透平, 2017,46(2).

[3]龔勝.石奇光.冒玉晨等. 我國火電機組靈活性現(xiàn)狀與技術(shù)發(fā)展[J].應(yīng)用能源技術(shù), 2017,5.