（国电电力大连庄河发电有限责任公司 辽宁省大连市庄河市 116431）
摘要：近些年，东北电网装机容量逐年加大，社会用电负荷却增长缓慢。包括庄河公司在内的火力发电企业，发电量随着社会用电量的低迷逐年下滑，特别是在冬季负荷率低于50%，深度调峰成为火电机组运行的一种新常态。“提高调峰灵活性，为消纳可再生能源腾出调峰空间”在2015年国家发改委、国家能源局公布的《关于有序开发用电计划的实施意见》文件中，“灵活性”被重点提出。随着火电在能源供给中的角色从基础性、常规性能源向调峰、备用能源转变，辅助服务收入在火电企业收入中占比不断提高，灵活性改造成为当前火电企业面临的重要课题。庄电公司利用本公司人员技术优势，积极探索火电机组深度调峰灵活性改造方案，取得了较好的效果，总结了一套成熟的机组深度调峰灵活性改造方案，值得在全国范围内推广。
关键词：深度调峰；灵活性；难点；措施
1现状
1.1电网现状
伴随着低碳经济政策的实施，国家在清洁能源发电的投入逐渐加大，清洁能源发电多为间歇性能源（风力发电）和调峰能力弱（核电）的电力能源，这些能源占比逐步提高，带来的电网接纳问题和电网安全问题日益突出，迫切需要探索出一条行之有效的解决途径。特殊的电源构成使电网在低谷阶段安全性受到严重威胁，接纳新能源电力能力严重受限，弃风电、限核电现象比较严重。在供热期、春节期间表现最严重，风电全部停运的情况下，辽宁电网低谷调峰缺口仍高达180万千瓦，迫切需要通过火电机组超常规深度调峰来解决，而火电机组深度调峰技术上和设备上存在的限制条件较多，急需一套成熟的技术措施进行引导。
1.2公司现状
国电电力大连庄河发电有限责任公司装机容量为 2×600MW。锅炉是由哈尔滨锅炉有限责任公司引进三井巴布科克能源公司技术生产的超临界参数变压运行，单炉膛、螺旋水冷壁、一次再热、前后墙对冲、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊Π型布置直流锅炉，型号为 HG-1950/25.4-YM3。汽轮机为哈尔滨汽轮机有限责任公司制造的超临界、一次中间再热、单轴、三缸、四排汽、反动凝汽式汽轮机，型号为CLN600-24.2/566/566。
为满足国家关于 NOX 排放要求，分别于 2012 年 2013 年完成了两台锅炉加装脱硝装置的改造，改造方式为低氮燃烧器+SCR，采用尿素水解制氨工艺。为提高机组在低负荷脱硝入口温度，2014 年在尾部包墙一二级低过之间引出 2 支烟气旁路至脱硝入口烟道，烟道规格为 5000mm*800mm，烟道墙板为 15CrMOG，配合锅炉投运中上排磨运行，在机组 200MW 以上时基本能够满足烟温需要。
庄电公司两台600MW超临界纯凝机组在核定最小运行方式为280MW基础上，组织相关专业技术人员进行深调试验，不断摸索积累经验，不断提升机组深度调峰能力，先后攻克最低出力260WM、240MW、210MW、200MW、180MW稳定运行的技术瓶颈。这一技术成果开创了超临界大机组深度调峰运行的先例，深度调峰至180MW技术处于全国领先水平，为国家今后发展新能源、解决电网接纳清洁能源探索出一条全新途径。
2 机组深度调峰难点分析
为了安全、科学地做好深度调峰工作，庄河公司组织相关专业技术人员对机组深度调峰难点进行细致全面地分析，并在机组计划停运时进行针对性的试验，通过对机组在降低负荷至200MW后的运行参数变化进行分析，摸索出机组“降负荷能力”。通过多次试验后总结出制约机组深度调峰至180MW的十大技术难点：
一、磨煤机煤量过低，单台磨因煤量低振动大；
二、汽动引风机汽源压力低、轴封供汽压力不足；
三、汽动给水泵汽源压力低，无法满足异常工况供汽要求；
四、脱硝入口烟气温度低于290℃；
五、机炉协调控制、给水调节品质变差，热控需优化给水调整品质；
六、锅炉水动力变差，垂直管屏容易超温；
七、脱硝喷氨调节品质差，容易发生喷氨过量导致催化剂及空预器堵塞；
八、炉膛内温度降低，着火稳定性变差；
九、高真空导致汽轮机排汽温度低，易造成低压缸胀差超限和机组振动大；
十、汽轮机排汽量达到厂家规定的最低极限值易造成末级叶片损坏，汽轮机安全运行可靠性降低。
3 解决方案及措施
3.1磨煤机煤量过低，单台磨因煤量低振动大难点解决方案
由于庄电公司设计煤种为5070kj/kg的烟煤，在机组负荷低于240MW时给煤量100T/h，此时如果运行三台磨煤机，势必造成每台磨煤机低出力运行，磨组便会出现异常振动；如运行两台磨煤机，火焰又会过于集中，势必造成屏过和水冷壁超温，而且运行极不稳定，如果发生磨煤机跳闸，便会造成燃烧不稳，甚至造成锅炉灭火。
为使机组具备调峰至180MW的能力，在保证安全运行的基础上打破原有限制，对机组协调系统进行如下参数变更：
1、协调控制系统优化
原控制系统完全按照设计烟煤单一煤种设计，虽然设计有煤种修正功能但十分有限，完全不适应庄河公司复杂多变的锅炉燃用煤种的实际情况，造成负荷变化率偏低，主汽压力变化大，主汽温度波动大等问题，严重威胁机组安全运行。
控制系统优化则完全推翻原设计控制思路，重点对锅炉主控和燃料控制进行优化。锅炉主控采用以设计煤种热量为统一标准的运算体系、精准的热量平衡原理控制方案，解决了全烧设计煤种、掺烧褐煤、全烧褐煤控制的统一性、适应性问题。既固定负荷对应固定热量，通过已知热量确定每台运行磨煤机实际煤量，保证煤量稳定性，有利于主汽压力稳定。通过近几年成熟的褐煤掺烧经验，在低负荷下采取两烟一褐或三台褐煤磨运行，解决了低负荷煤量低磨煤机震动问题，保证了低负荷下锅炉燃烧温的稳定，保证了机组安全稳定运行。
锅炉主控PID调节器调节参数采用自动变参数控制，及时适应不同工况下特别低负荷状态下的调节需求，提高了控制品质。
燃料控制引入每台磨煤机煤质热值输入功能，运行人员根据每台磨煤机燃用的煤种，参照化验人员当天化验的热值，输入对应的磨煤机，使每台磨煤机输入锅炉的热量更加精确，进而使任意负荷下锅炉所需要的热量和锅炉输入的热量相匹配的更加精确。使锅炉在加减负荷和低负荷过程中稳定性增强。
燃料控制耦合中间点过热度控制，通过适当调节燃料量保证中间点过热度在合理范围内，维持主汽温度的稳定性。
磨组RB控制采用机组磨实际能量决定RB目标值的控制方式 ，控制更加实际灵活。
2、锅炉动态能量变化自动检测系统
目前协调控制系统在负荷变化时均无法准确调节，均采用微分预判和主汽压力变化时进行调节的方式。这种方式在机组小幅度变化时还基本满足要求，当大幅度变化时（连续变化50MW及以上）主汽压力控制在合理范围基本不可能。而锅炉动态能量变化自动检测系统则有效解决此问题，它能随时检侧锅炉能量动态需求变化，提前3-4分钟内发现能量需求变化，及时提前参与调整，保证协调控制的及时性，确保主汽压力在负荷变化的全程范围内保持稳定。
3.2汽动引风机汽源压力低，轴封供汽不足难点解决方案
1、利用机组停机机会在辅汽供汽动引风机电动总门后增加辅汽供汽动引风机电动调节门，并在该管路后增加疏水气动门。
2、将辅汽供汽动引风机电动调整门投入自动，设定压力0.24MPa，并将汽动引风机供汽母管疏水气动门设定逻辑为在母管压力低至0.25MPa自动打开，高于0.26MPa自动关闭，采取该措施后能够保证汽动引风机供汽母管压力不低于0.24MPa，满足180MW负荷时的供汽需求。
3、汽动引风机轴封供汽压力低，当两路轴封供汽调门开度一路全开，另一路开度超过70%时，可将就地旁路手动门稍开，以确保轴封供汽压力在10kpa。
3.3汽动给水泵运行稳定性差难点解决方案
1、机组低负荷至240MW以下，给水流量降至600吨/小时，单台给水泵流量降至300吨/小时以下，给水泵进入不稳定工作区域，两台给水泵时常发生抢水，致使锅炉给水流量波动较大，控制难度加大，为解决此问题，公司采用低负荷阶段逐渐开启再循环门，适当增加单台给水泵流量的办法，将运行工况点拉回稳定区，这样牺牲一部分给水泵效率的情况下，保正了给水流量的稳定，为机组深度调峰解决了给水的问题。
2、同时，当机组处于低负荷工况，低压汽源压力不足或是低压主汽门、低压调节门出现故障都可能引起给水泵小机停运，给机组安全运行带来很大隐患。在机组低负荷工况下，将高压备用汽源长期投入，并定时疏水。在控制逻辑中增加小机调速指令大于76%时，缓慢开启高压备用调门，在指令达到96%时，高压备用调门开启至50%。这样既保证了机组给水系统的安全稳定运行，同时保证给水泵小机不能超速。
图一
4 脱硝入口烟气温度低于290℃难点解决方案
1、在省煤器入口烟气温度低于315℃时开启省煤器烟气旁路挡板，当省煤器入口烟气温度高于330℃时关闭省煤器入口烟气旁路挡板。
2、为了适应机组负荷降低至180MW时省煤器入口烟气温度不低于295℃，我公司设置了省煤器水侧旁路系统，其目的是在低负荷时，减少进入省煤器给水流量，提高烟气温度。其锅炉水旁路结构图如图三：
3、在机组负荷220MW时开始投入省煤器水旁路。投入操作是先开启水侧旁路调门至60%，然后关小憋压阀至10%。旁路投入后要注意省煤器出口温度、省煤器悬吊管壁温、省煤器出口欠热度等在正常要求范围内。
图二
5 机炉协调控制、给水调节品质差难点解决方案
1、锅炉给水控制优化
机组低负荷状态下，给水流量较低，如果一台给水泵跳闸，另一台给水泵按常规PID方式调节存在“响应速度慢”缺点，易发生“给水流量低低”MFT保护动作。针对此问题，设计出给水泵跳闸另一台给水泵在保证不发生超速情况下的自动根据负荷流量快速调节前馈控制方案，保证超低负荷下的给水调节可靠性问题。
优化“水煤比”控制方案，自动适应不同热量的煤种，彻底解决不同煤种“水煤比”失调导致的主汽温度大幅度波动问题。
2、协调系统参数优化
1）给水流量自动调整低限由调至525t/h。
2）锅炉主控输出低限调至28%。
3）主汽压力设定值偏置调整范围修改为±1.5MPa。
4）两台一次风机动叶限值由15%调整为10%。
5）240MW以下降负荷速率自动设为2MW/MIN，运行人员可设定0-2MW/MIN，升负荷速率可修改。
6）为了防止在180MW负荷时给水控制出现积分饱和导致再次增加负荷时给水调节不跟踪，故要求给水中间点控制在水旁路投入后改为-6。
6 锅炉水动力差，垂直管屏容易超温难点解决方案
1、保证煤质稳定，尤其对于多煤种混配掺烧时，一定要混配均匀，防止因煤质波动造成给水控制失控导致垂直管屏超温。
2、根据垂直管温度情况，合理调整中间点温度设定值，防止垂直管超温。
3、根据入炉煤质情况，及时修改各磨热值，保证合适的煤水比。
4、合理设置水-煤比，确保在炉膛内吸热增加，维持稳定的汽水分离器过热度大于3℃即可满足锅炉连续直流状态运行。此外由于燃料系统已经进行了优化，炉内热负荷相对均匀，因此只要锅炉给水稳定，就不会出现局部过热、中间点过热度丧失等问题。
7 脱硝喷氨调节品质差，容易发生喷氨过量导致催化剂及空预器堵塞解决方案
1、及时消除脱硝系统喷氨流量、氨逃逸、单侧氮氧化物浓度等表计缺陷，防止表计不准确导致喷氨过大。
2、在机组负荷至200MW以下要保证空预器连续吹灰状态。
3、要检查喷氨流量和喷氨调门开度的对应关系，一旦发现喷氨量与喷氨调门不对应，要及时查找原因，防止喷氨过量。
4、每天在高负荷阶段（400MW以上）时，进一步加强炉膛和空预器吹灰，避免冷端硫酸氢铵集聚，有效避免了空预器堵塞。
8 炉膛内温度降低，着火稳定性变差难点解决方案
1、机组负荷在180MW时要注意确保有一至两台磨煤机处于热备用状态，随时能启动。
2、注意加强对运行磨火检检查，及时发现火检变差的情况要立即投油稳燃。
9 高真空导致汽轮机排汽温度低，易造成低压缸胀差超限和机组振动大难点解决方案
1、低负荷时要注意对循环水流量的控制，适当调整变频循环泵转速和凝汽器循环水出口门开度，使低压缸排汽室温度不低于25℃以下。
2、加强对低差的监视，保持轴封供汽温度在140-150℃，防止低负荷时轴封温度过高，造成低差增大。
3、加强对机组本体振动的监视，确保润滑油温在40℃左右，防止油温低油膜异常导致机组振动增大。
10 汽轮机排汽量达到厂家规定的最低极限值易造成末级叶片损坏，汽轮机安全运行可靠性降低难点解决方案
1、控制汽轮机低压缸排汽温度，防止排汽温度过低，湿度增大，末级叶片水蚀严重损坏。
2、利用每次停机机会，对低压缸末级叶片进行检查，发现水蚀严重的叶片及时进行处理。
结束语：在经过精心组织、实验论证、逐步推进后，庄电公司完成了600MW超临界直流机组在180MW超低负荷深度调峰项目上的突破,一举攻克了大容量机组的不投油稳燃最低负荷运行、深度调峰负荷协调系统投运以及制粉系统燃烧优化、水动力特性、给水系统并列运行、环保设施低负荷投运等多项深度调峰难题，在打破设计规范保持安全稳定运行的基础上仍在向更低的调峰负荷前进。
此次技术突破具有鲜明的指导意义，也是辽宁省电网内施行有偿调峰政策后取得积极效果最有力的证明，激励着企业向着市场环境快速转变发展，对全国发展新能源、接纳清洁能源探索出一条切实可行的途径，具有很强的推广价值。
参考文献：
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[2] 胡荫平 《电站锅炉手册》中国电力出版社，2005-4.
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[4] 肖增弘 盛伟 《汽轮机设备及系统》中国电力出版社
[5] 通用电气 锅炉省煤器水旁路控制导则 水旁路运行控制说明书
作者简介：
张国富，1973.10，本科学历,高级为工程师。研究方向:火电厂集控运行管理。
论文作者:张国富
论文发表刊物:《电力设备》2017年第36期
论文发表时间:2018/5/14
标签：机组论文; 负荷论文; 锅炉论文; 省煤器论文; 旁路论文; 温度论文; 深度论文; 《电力设备》2017年第36期论文;