国电泰州发电有限公司 江苏泰州 225327
摘要：随着国家经济的快速发展，电网装机容量随之增大，新能源在电网中的比例逐渐扩大，对调峰电源的需求也逐渐升高，水电、风电等新能源受环境因素的影响不能满足电网调峰的要求，所以提高火电运行灵活性势在必行。1000MW超超临界二次再热机组在深度调峰时存在着一定的安全风险和技术难点，本文介绍泰州电厂二期机组的AGC实时控制深度调峰试验，为大容量机组深度调峰提供思路和积累经验。
关键词：超超临界 二次再热 深度调峰
前言
随着风电、光伏新能源装机规模不断增加，同时整体受电规模也大幅提升，电网调峰矛盾日益突出，根据江苏省电力调度控制中心文件电调【2017】198号文关于江苏电力调度控制中心关于印发《江苏电网统调发电机组深度调峰技术规范（试行）》要求：原则上要求2018年底全省30万千瓦及以上统调公用燃煤发电机组调峰深度达到机组额定出力40%。在此背景下，泰州电厂二期机组作为世界首台二次再热百万机组，对深度调峰能力进行研究、试验和分析，为今后大容量、高参数的二次再热机组深度调峰积累经验。
1 设备概况
图1 汽轮机本体示意图
泰州电厂二期工程采用上海锅炉厂超超临界、中间二次再热、变压运行直流炉，锅炉型号为SG-2710/33.03-M7050。锅炉设计煤种神华煤，制粉系统采用中速磨冷一次风机直吹式制粉系统，每台锅炉配置6台中速磨煤机，磨煤机B配有8只等离子点火器。同步配置SCR脱硝反应装置、电除尘、湿法脱硫、湿式电除尘。主机采用上海汽轮机厂引进的西门子汽轮机，超超临界、二次中间再热、五缸四排汽、单背压、反动凝气式汽轮机，型号N1000-31/600/610/610。配置两台汽动给水泵，取消了电动给水泵。
2 深度调峰影响因素
影响深度调峰的主要因素是锅炉的燃烧稳定性。低负荷时由于燃烧弱化，稳定性下降，煤种、风量、磨煤机出力等细小的变化都可能引起工况的扰动，甚至造成灭火。其次低负荷锅炉空气动力场发生改变，火焰中心下移且集中，水冷壁温容易超限。
深度调峰虽然负荷已低于脱硝考核要求，但仍需满足超低排放，随着负荷的降低，烟气温度下降，易使催化剂活性降低造成脱硝反应效率下降，环保超标，这也是制约调峰深度的一个重要因素。
其他影响深度调峰的因素，如汽轮机性能、给水泵最小流量、干湿态控制、辅机安全性等均在安全可控范围内，不会产生较大影响。
3深度调峰性能试验
本次深度调峰试验时机组出力由AGC实时控制，提高了调峰时的调节速率和负荷跟踪实时性。
3.1试验要求
调峰深度要求：调峰深度分三档，最低出力等级要求为40% Pe 及以下：
Pe：机组额定出力 P：机组出力
本次试验两台机组均为380MW，为深度调峰第一档。
响应时间要求：机组从50% Pe 调整至最低技术出力所用时间不超过1.5 小时。机组从深度调峰状态恢复出力至50%Pe 的时间不超过1 小时。
进相能力：机组在深度调峰范围内运行时，发电机进相能力不小于50% Pe 时的进相能力。
具备深度调峰能力的机组在深度调峰运行方式期间，需保证低负荷期间的AGC性能，调节速率达到1.0＞S≥0.5（%Pe/min），一次调频DX15 /DX30 /DX45 响应指数必须达到0.2/0.3/0.35。
机组的环保设施正常运行，机组排放满足标准要求。
3.2试验方法
本次试验全程投入AGC，机组负荷最低降至380MW，负荷在500MW以上时，负荷变化速率≥15MW/min，负荷500MW以下时，负荷变化速率≥7MW/min。三号机组试验维持3台磨运行，四号机组试验维持4台磨运行，等离子与油枪均不投入。达到最低负荷后连续稳定运行4小时后试验结束。
3.3试验过程
机组负荷500MW以上时，运行比较稳定，负荷变化速率≥15MW/min，正常进行辅机切换和磨煤机停运工作。当负荷减至500MW以下时，由于燃烧弱化，各项操作和煤量超调均需缓慢，将负荷速率降至7MW/min。
表一 #3炉运行磨组煤种参数
4深度调峰过程分析
（1）深度调峰过程中随着燃料的逐渐减少，一、二次风随之减少，热风温度下降，此时汽化潜热增加，炉膛热负荷和炉膛温度较低，燃烧工况会愈发恶劣，极易产生锅炉灭火的危险，所以最需解决的问题就是低负荷情况下的燃烧稳定性。#3炉试验保留3台磨组运行，每台磨煤量在58t/h左右，4号炉试验保留4台磨组运行，每台磨煤量在45吨左右。相比下来，保留3台磨组燃烧更加集中，整个试验过程中火检稳定未晃动，而4号炉试验时磨煤机E的某一个角火检多次晃动甚至到0，但4台磨组运行提高了深度调峰中遇到磨煤机跳闸、给煤机断煤等事故的容错率，如何选择还需多方考虑。
在深度调峰前应提前联系调整加仓方式，适当掺烧高挥发份煤种，以及提高煤粉细度、降低一次风速、增加氧量等方法提高着火稳定性。加仓煤质应均匀，不要加湿度过大的煤，防止深度调峰期间煤质变化造成燃烧不稳和断煤的可能。低负荷期间应禁止炉膛吹灰，以免发生掉焦造成炉膛灭火，可以在深度调峰前对炉膛进行适当吹灰。
本次应试验要求未投入等离子和油枪，在后续深度调峰时，可以投入B层等离子稳燃，火检晃动时亦可投入对应角油枪助燃，相信燃烧稳定性还是可以得到保证的。
（2）深度调峰不同于启停机期间的低负荷，脱硝系统需要投入，NOx的排放仍需满足超低排放的环保要求。泰州电厂二期工程配置SCR脱硝反应装置，深度调峰时烟温下降，催化剂活性降低使得反应效率下降，易使脱硝排放超标，严重时甚至会造成硫酸氢铵结露堵塞反应装置。两台机组深度调峰试验380MW时SCR脱硝反应装置入口烟温最低至313℃，均高于303℃的跳闸值。
四号机组试验从500MW往下减负荷时，SCR进口NOx最高升至502mg/Nm3，后通过关小煤、油层二次风门开度至15-20左右后，SCR进口NOx下降至400 mg/Nm3左右。减负荷应提前控制喷氨量，并根据二次风压减少氧量运行。对比三四号机组数据，三台磨组运行时燃烧较为集中，燃烧区域氧量较少，故原烟气NOx远低于四台磨组运行。
（3）当负荷减至380MW时，给水流量仅有1000t/h左右，分配至两台汽泵均为500t/h，我厂汽动给水泵逻辑为入口流量＜500 t/h时，再循环调阀自动开启；给水泵入口流量＜300 t/h时，再循环调阀超驰全开。为防止再循环调门动作造成给水流量扰动，在减负荷过程中，手动开启再循环保持入口流量在600t/h左右，虽然存在着不经济的情况，但可以保证给水流量的稳定。相比退出一台汽泵，既减少的操作，也提高设备故障的容错性。
若今后深度调峰负荷进一步降低时，抽汽压力和给水流量也随之降低，必然需要切换小机汽源并退出一台汽泵运行，切换汽源时应在高负荷短进行，密切监视进汽调门动作情况，保证汽泵转速、流量稳定。
（4）试验全程投入AGC，由调度控制负荷加减，500MW以下负荷变化率为7MW/min，因负荷过低，燃烧稳定性变差，每台磨煤量分配较少，原有的超调量过大，容易造成磨煤机振动，甚至灭火的可能。因此在试验前对500MW一下的超调逻辑进行了优化。
表4 协调优化对比
（5）随着负荷降低抽汽压力下降，高低加疏水可能发生疏水不畅，无法逐级自流的情况，在减负荷过程中需要关注高低加水位，可提前降低水位设定值或用危急疏水控制，防止高低加解列或低加疏水泵调整的情况。低负荷高加解列后给水温度突降，极易发生过热度下降由干态转湿态的情况，而后续为保证蒸发量增加燃料又易使水冷壁超温。
深度调峰过程中还存在着风机失速、轴封压力温度低、主机本体参数异常等危险点，需要运行人员加强分析与调整，避免发生工况恶化甚至危害设备安全的情况。
5 结语
深度调峰对设备稳定性、运行人员水平等都是一个严峻的挑战，只有做好负荷预判，提前进行调峰前的准备工作，清楚设备的微薄点，才能保证深度调峰过程的安全稳定。本次试验确认了百万千瓦二次再热机组深度调峰的可行性，在今后的调峰运行中，还将优化运行方式，进行灵活性改造等，在保障机组安全运行的前提下继续挖掘深度调峰潜力。
参考文献：
[1]孙海彦，高炜，刘润华，王渡，陆剑锋.1000 MW超超临界机组深度调峰研究与实践[J].上海电力学院学报，2017，33（06）：559-562.
[2]焦庆丰，雷霖，李明，何辉，徐曙，宋海华.国产600MW超临界机组宽度调峰试验研究[J].中国电力，2013，46（10）：1-4+34.
作者简介：
张昊（1990-），男，江苏镇江人，助理工程师，从事集控运行工作。
论文作者:张昊,孙斌,曹江华
论文发表刊物:《基层建设》2018年第33期
论文发表时间:2018/12/17
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