660MW超臨界機(jī)組深度調(diào)峰熱工研究與試驗(yàn)

余 程

（浙江浙能蘭溪發(fā)電有限責(zé)任公司，浙江蘭溪 321100）

0 引言

隨著經(jīng)濟(jì)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(yùn)，風(fēng)、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(shí)，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(yùn)行壓力日漸升高。為應(yīng)對新形勢下機(jī)組負(fù)荷快速、大幅、頻繁波動(dòng)的新常態(tài)，開展火電機(jī)組深度調(diào)峰熱工試驗(yàn)勢在必行。

以660 MW 機(jī)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(yàn)。

1 機(jī)組概況

某電廠機(jī)組為超臨界直流鍋爐燃煤機(jī)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(fēng)旋流煤粉燃燒器，燃燒器上層配有前后各8 個(gè)OFA（Over Fire Air，燃盡風(fēng)）風(fēng)門。露天戴帽布置，噴燃器以下緊身封閉。在尾部豎井下設(shè)置2 臺(tái)豪頓華三分倉空氣預(yù)熱器，燃用具有中等結(jié)渣性的煙煤，機(jī)組配有帶啟動(dòng)循環(huán)泵的啟動(dòng)系統(tǒng)。鍋爐在不投油助燃時(shí)，設(shè)計(jì)最低穩(wěn)燃負(fù)荷為30%BMCR（Boiler Maximum Continuous Rating，鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量）。

汽輪機(jī)采用東方汽輪機(jī)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(jī)，型號為N600-24.2/566/566。經(jīng)由阿爾斯通技術(shù)服務(wù)（上海）有限公司對汽輪機(jī)高、中、低壓缸通流部分進(jìn)行了增容降耗改造，機(jī)組增容為660 MW。

發(fā)電機(jī)為東方電機(jī)股份有限公司引進(jìn)日本日立公司技術(shù)制造的QFSN-600-22C 型水氫氫冷發(fā)電機(jī)。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(jī)組負(fù)荷調(diào)節(jié)范圍將更寬，調(diào)節(jié)對象的擾動(dòng)更加明顯，煤質(zhì)變化、分層摻燒、燃燒器磨組搭配等影響進(jìn)一步放大，而機(jī)組控制系統(tǒng)是以滿足50%Pe以上負(fù)荷連續(xù)運(yùn)行為基準(zhǔn)設(shè)計(jì)的控制策略和保護(hù)策略，DCS 控制邏輯未在50%設(shè)備容量以下進(jìn)行連續(xù)運(yùn)行調(diào)試，協(xié)調(diào)控制及保護(hù)定值均未進(jìn)行長期低負(fù)荷運(yùn)行的試驗(yàn)驗(yàn)證，更沒有同時(shí)響應(yīng)電網(wǎng)深度調(diào)峰、調(diào)頻的經(jīng)驗(yàn)。

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

2.1 低負(fù)荷下的燃燒控制

（1）在低負(fù)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(jī)低負(fù)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(dòng)時(shí)，一次風(fēng)與送風(fēng)控制的如無法及時(shí)響應(yīng)，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(jī)組的變負(fù)荷速率。

（2）當(dāng)負(fù)荷減至300 MW 以下運(yùn)行時(shí)，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(shí)現(xiàn)協(xié)調(diào)系統(tǒng)的自動(dòng)控制，機(jī)組負(fù)荷響應(yīng)乏力。

（3）隨著機(jī)組負(fù)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(dòng)幅度大，可能造成信號失真或丟失，存在機(jī)組保護(hù)拒動(dòng)或誤動(dòng)的風(fēng)險(xiǎn)。

（4）機(jī)組低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，鍋爐總風(fēng)量低至1200 t/h 以下，如發(fā)生送、引風(fēng)機(jī)故障跳閘，瞬時(shí)風(fēng)量突降，存在鍋爐總風(fēng)量＜25%延時(shí)2 s 的MFT（Main Fuel Trip，主燃料跳閘）的動(dòng)作風(fēng)險(xiǎn)。

2.2 低負(fù)荷下的給水控制

（1）機(jī)組負(fù)荷240 MW 時(shí)，對應(yīng)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(jī)水沖擊的惡性事件，不能保證安全穩(wěn)定運(yùn)行。

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

（3）汽動(dòng)給水泵汽源來自再熱器冷段，負(fù)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(yīng)汽動(dòng)給水泵汽源供汽參數(shù)也明顯降低，做功能力下降，可能會(huì)出現(xiàn)無法滿足小機(jī)的供汽需要，給給水系統(tǒng)的控制調(diào)節(jié)、穩(wěn)定運(yùn)行帶來不利影響。

2.2 其他問題

（1）機(jī)組深度調(diào)峰至240 MW 時(shí)，采用三磨運(yùn)行方式，A、B、C 磨煤機(jī)電源接6 kVA 段，D、E、F 磨煤機(jī)電源接6 kVB 段，低負(fù)荷時(shí)一般都保持中下層磨煤機(jī)運(yùn)行，運(yùn)行磨煤機(jī)電源基本集中于6 kVA 段，如6 kVA 段母線故障，存在MFT 的風(fēng)險(xiǎn)。

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

（3）機(jī)組深度調(diào)峰，單機(jī)運(yùn)行時(shí)需開啟高壓旁路提高再熱汽壓，此時(shí)高壓缸的排汽壓力比正常運(yùn)行偏高，會(huì)造成高壓缸排汽溫度升高，如果機(jī)組負(fù)荷繼續(xù)下降至240 MW 以下仍需供熱，則隨著機(jī)組負(fù)荷降低，高壓缸的進(jìn)汽、排汽的壓比下降，高排排汽不暢、溫度升高的現(xiàn)象會(huì)更嚴(yán)重。

（4）機(jī)組負(fù)荷240 MW 時(shí)，蒸汽流量在585～630 t/h 晃動(dòng)，鍋爐循環(huán)泵過冷水電動(dòng)閥自動(dòng)開啟條件為鍋爐蒸汽流量＜595 t/h，導(dǎo)致過冷水電動(dòng)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(yùn)行期間，盡可能采用常用煤種并保持穩(wěn)定，適當(dāng)提高煤粉細(xì)度、降低一次風(fēng)量以及提高磨煤機(jī)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(fēng)量的同時(shí)應(yīng)加強(qiáng)煤粉氣流管道的巡檢與對應(yīng)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(yán)密監(jiān)視爐膛負(fù)壓、磨煤機(jī)火檢強(qiáng)度等參數(shù)，若發(fā)現(xiàn)爐膛負(fù)壓大幅晃動(dòng)，磨煤機(jī)火檢不穩(wěn)等情況，應(yīng)立即中止試驗(yàn)并投油助燃，防止鍋爐MFT。

（3）應(yīng)提前采取預(yù)控措施避免鍋爐轉(zhuǎn)入濕態(tài)運(yùn)行，若出現(xiàn)鍋爐的干、濕態(tài)轉(zhuǎn)換跡象，應(yīng)立即通過控制煤水比、增加負(fù)荷等有效手段，使鍋爐盡快其恢復(fù)至干態(tài)方式運(yùn)行，同時(shí)應(yīng)防止因水動(dòng)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(yīng)器入口的煙溫，控制SCR 反應(yīng)器進(jìn)、出口NOx濃度在合適范圍內(nèi)，若經(jīng)調(diào)整后SCR 反應(yīng)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(yùn)行。

（5）深度調(diào)峰低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，為防止出現(xiàn)汽泵供汽不足的情況，應(yīng)作好汽源切換、汽源投用的準(zhǔn)備工作，輔汽作為備用汽源，應(yīng)提前作好準(zhǔn)備。

（6）深度調(diào)峰運(yùn)行時(shí)，機(jī)組兩臺(tái)汽泵再循環(huán)需調(diào)節(jié)開啟，優(yōu)化自動(dòng)控制邏輯，增加機(jī)組負(fù)荷小于300 MW、2 臺(tái)汽泵再循環(huán)開度小于10%的大屏報(bào)警，便于提醒運(yùn)行人員及時(shí)開啟汽泵再循環(huán)閥。

（7）優(yōu)化鍋爐循環(huán)泵過冷水電動(dòng)閥自動(dòng)開啟邏輯，增加“鍋爐循環(huán)泵在運(yùn)行”的條件，防止?fàn)t循環(huán)泵過冷水電動(dòng)閥頻繁開啟。

（8）增加深度調(diào)峰階段負(fù)荷速率自動(dòng)切換邏輯，機(jī)組300 MW以下時(shí)，將機(jī)組升降負(fù)荷速率由10 MW/min 降為7.2 MW/min。

（9）優(yōu)化送、引風(fēng)機(jī)跳閘動(dòng)葉指令疊加邏輯，在一臺(tái)送、引風(fēng)機(jī)跳閘時(shí)增加另一側(cè)風(fēng)機(jī)動(dòng)葉開度，防止風(fēng)量瞬間降低可能造成總風(fēng)量低低MFT 的風(fēng)險(xiǎn)。

（10）優(yōu)化汽機(jī)主控負(fù)荷分路自適應(yīng)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(fù)荷階段AGC（Automatic Generation Control，自動(dòng)調(diào)度系統(tǒng)）的響應(yīng)能力。

4 深度調(diào)峰熱工試驗(yàn)介紹

深度調(diào)峰熱工試驗(yàn)共2 個(gè)，分別為AGC 試驗(yàn)和一次調(diào)頻試驗(yàn)。此試驗(yàn)以機(jī)組最低穩(wěn)燃試驗(yàn)為基礎(chǔ)進(jìn)行，對各系統(tǒng)和設(shè)備的適應(yīng)響應(yīng)情況進(jìn)行研究。

主要研究以下4 個(gè)方面：①檢驗(yàn)機(jī)組控制在設(shè)備容量的40%～50%，AGC 功能的通信情況、負(fù)荷調(diào)節(jié)品質(zhì)、響應(yīng)速率以及AGC 自動(dòng)閉環(huán)控制運(yùn)行情況；②評估機(jī)組深度調(diào)峰運(yùn)行時(shí)，大量設(shè)備接近極限工況運(yùn)行下，熱工保護(hù)定值、熱工報(bào)警定值、自動(dòng)切除等功能回路是否有誤動(dòng)或切手動(dòng)的風(fēng)險(xiǎn)；③負(fù)荷變動(dòng)過程中鍋爐側(cè)、汽機(jī)側(cè)主機(jī)、輔機(jī)是否安全穩(wěn)定運(yùn)行，燃料、給水、減溫水等協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)自動(dòng)控制品質(zhì)能否滿足自動(dòng)連續(xù)低負(fù)荷運(yùn)行的要求；④一次調(diào)頻在設(shè)備容量50%負(fù)荷工況和設(shè)備容量40%負(fù)荷工況下，檢測一次調(diào)頻功能是否完善，一次調(diào)頻實(shí)際性能是否滿足要求。

5 機(jī)組深度調(diào)峰AGC 試驗(yàn)和一次調(diào)頻試驗(yàn)

5.1 AGC 試驗(yàn)

AGC 試驗(yàn)方式：由省調(diào)手動(dòng)改變負(fù)荷指令A(yù)DS（Automatic Dispatch System，自動(dòng)調(diào)度系統(tǒng)），機(jī)組接收的目標(biāo)負(fù)荷一次性階躍變化，該方式與協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)負(fù)荷擺動(dòng)試驗(yàn)基本相同，通過AGC 范圍內(nèi)的負(fù)荷階躍變化試驗(yàn)，檢驗(yàn)機(jī)組的快遞響應(yīng)能力。

試驗(yàn)過程如下：

（1）檢驗(yàn)DCS 經(jīng)升壓站NCS（Networked Control System，網(wǎng)絡(luò)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(jī)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(rèn)信號動(dòng)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(jī)組有功出力下限修改為235 MW。

（3）機(jī)組處于協(xié)調(diào)控制CCS（Common Channel Signalling，公共信道信令）方式運(yùn)行，投入AGC 方式，處于300 MW 穩(wěn)定運(yùn)行，各項(xiàng)參數(shù)均穩(wěn)定正常，負(fù)荷變化率設(shè)為7.2 MW/min。

（4）省調(diào)下發(fā)ADS 指令機(jī)組降負(fù)荷，目標(biāo)負(fù)荷240 MW，15 s后負(fù)荷開始響應(yīng)，直至實(shí)際負(fù)荷達(dá)到目標(biāo)值，機(jī)組運(yùn)行穩(wěn)定，各項(xiàng)參數(shù)正常。

（5）省調(diào)繼續(xù)下發(fā)ADS 指令機(jī)組升負(fù)荷，目標(biāo)負(fù)荷300 MW，10 s 后負(fù)荷開始響應(yīng)，直至實(shí)際負(fù)荷達(dá)到目標(biāo)值，機(jī)組運(yùn)行穩(wěn)定，各項(xiàng)參數(shù)正常。

試驗(yàn)曲線如圖1 和圖2 所示。機(jī)組主要參數(shù)變動(dòng)如表1 所示。

試驗(yàn)結(jié)果表明，機(jī)組在240～300 MW 負(fù)荷段內(nèi)功率變化響應(yīng)迅速，實(shí)際變負(fù)荷速率可達(dá)到6.6 MW/min 以上，機(jī)組AGC滿足要求，且調(diào)節(jié)過程安全穩(wěn)定，機(jī)組運(yùn)行正常，具備正常投入?yún)f(xié)調(diào)控制，進(jìn)行深度調(diào)峰的能力。

5.2 一次調(diào)頻試驗(yàn)

一次調(diào)頻功能是機(jī)組本身具備的一種基本功能，實(shí)時(shí)響應(yīng)電網(wǎng)頻率變化的能力大小，反映了一臺(tái)機(jī)組綜合動(dòng)態(tài)性能的好壞。通過一次調(diào)頻試驗(yàn)?zāi)軌驒z驗(yàn)發(fā)電機(jī)組一次調(diào)頻實(shí)際性能，通過試驗(yàn)也可以確定機(jī)組一次調(diào)頻的最佳控制策略，并對其相關(guān)參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化整定。

試驗(yàn)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(shè)置正常。

（2）機(jī)組投入?yún)f(xié)調(diào)方式運(yùn)行，機(jī)組負(fù)荷穩(wěn)定運(yùn)行于50%額定負(fù)荷處，機(jī)組各項(xiàng)參數(shù)控制在正常值，并穩(wěn)定運(yùn)行10 min 左右。

圖1 240 MW→300 MW 的AGC 負(fù)荷曲線

圖2 300 MW→240 MW 的AGC 負(fù)荷曲線

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

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

（5）機(jī)組投入?yún)f(xié)調(diào)方式運(yùn)行，機(jī)組負(fù)荷穩(wěn)定運(yùn)行于40%額定負(fù)荷處，機(jī)組各項(xiàng)參數(shù)控制在正常值，并穩(wěn)定運(yùn)行10 分鐘左右。

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

試驗(yàn)完成，記錄曲線、數(shù)據(jù)，并進(jìn)行試驗(yàn)結(jié)果分析。

一次調(diào)頻試驗(yàn)數(shù)據(jù)及性能分析如表2所示。

從試驗(yàn)數(shù)據(jù)分析，機(jī)組在240～300 MW的負(fù)荷范圍內(nèi)，一次調(diào)頻控制回路功能正確，參數(shù)設(shè)置合理，機(jī)組一次調(diào)頻調(diào)節(jié)性能良好，滿足標(biāo)準(zhǔn)的要求，且調(diào)節(jié)過程安全穩(wěn)定，機(jī)組運(yùn)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(yùn)行現(xiàn)狀的分析研究，發(fā)現(xiàn)了很多的問題，針對機(jī)組自身特性，從報(bào)警、保護(hù)、控制調(diào)節(jié)、環(huán)保排放、運(yùn)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(tái)機(jī)組均已通過了國網(wǎng)浙江電科院的深度調(diào)峰驗(yàn)證試驗(yàn)，具備了深度調(diào)峰至240 MW電負(fù)荷的運(yùn)行能力。

表1 AGC 試驗(yàn)參數(shù)

表2 一次調(diào)頻動(dòng)態(tài)響應(yīng)性能分析