330MW燃煤发电机组停、启调峰研究

树海涛 匡柳 陈佳达

（华能淮阴电厂 江苏省淮安市 223001）

发展清洁能源，是改善能源结构、保障能源安全、推进生态文明建设的重要任务，在党的十九大报告中已经指出。近年来，在现行政策的大力扶持下，我国风力发电、光伏发电等新能源发展迅猛，2018年底中国电力清洁能源装机容量于水电、风电及光伏发电分别同比增长12.85%、167.03%及134.54%，至此清洁能源装机占权益装机容量总额约32.88%，此情况在江苏电网尤为突出，预计至2020年江苏电网清洁能源装机占权益装机容量总额将达四成。此外随着当前超临界及超超临界大容量机组的广泛应用，电力体制改革的进一步深化，大用户直供电及火电机组竞价上网，330MW 级燃煤发电机组的生存压力越来越大。机组停启调峰可以充分发挥其调峰深度大的优势，从而适应电力市场需求，延长330MW 级燃煤发电机组的市场应用寿命。通过对华能淮阴电厂#3 机组停启调峰应用案例，分析存在的问题，提出注意的事项及改进建议，对机组今后适应电力市场需求很有必要。

1 概况

新能源出力不确定性较强，难以准确预测，且具有一定的反调峰特性，其快速发展给传统的电网调度管理模式带来较大的冲击，尤其节假日日用电负荷起伏大时段，火电机组深度调峰已成为常态，甚至不得不安排火电机组临时停机，因而停启调峰应运而生。机组停启调峰运行，一方面要控制启停过程中机组各高温部件寿命损耗在最低程度，确保长期运行的安全性；另一方面在机组热态启动时，锅炉能以较快的速度升温，以满足汽轮机启动时的缸温及并网机组尽快带满负荷，减少启停热损失，提高机组运行的经济性。机组正常采用深度调峰来满足电网深度调峰需要，停启调峰主要用于特殊时段，每年采用的次数很少，因此对火电机组设备长期安全运行产生影响较小。

华能淮阴电厂为4*330MW 燃煤汽轮发电机组。汽轮机为北汽N330-17.75/540/540 单轴、三缸、亚临界、一次中间再热、双排汽、凝汽式汽轮机，旁路系统为西门子电站自动化有限公司的产品，选用二级串联装置，高旁容量为70%，低旁容量为2×65%，控制装置为上海新华控制工程有限公司的XDPS，能实现综合性调节控制、顺序控制和数据采集功能；执行机构采用电液执行系统，能适应大提升力和快速动作要求。锅炉为哈锅HG—1018/18.6—PM19 亚临界自然循环、单炉膛四角切圆、一次中间再热、平衡通风、钢炉架、露天布置、固态排渣、π 型煤炉，B 层煤燃烧器设内置小油枪，可低负荷稳燃。

2 机组停启调峰的过程与控制

2.1 停启调峰总体情况

2019年10月1日早班11 时至15 时按江苏省电力调度中心安排进行了#3 机组停、启调峰试验。本次试验时间4 小时左右，停机不停炉。停机采用滑参数停机方式，具有较高的运行经济性和快速降负荷的适应性；可以大大减少机组的寿命损耗；关键能有效地降低汽轮机缸体与转子的温度，为后续热态开机的主蒸汽参数达到冲转要求做好准备，对汽轮机本体差胀的控制也非常有利。

2.2 机组停、启调峰前工况

机组负荷236MW，磨组ABCD 磨运行，总煤量104t/h，总风量996t/h，氧量3.8%，机组滑压运行，主、再汽温，炉膛负压，汽包水位正常；机组各辅机运行正常，WGGH、SCR 系统运行正常。

2.3 机组停机过程

9:50 #3 机组开始滑停；10:14 负荷180MW，厂用电切换成功；10:24 负荷160MW，汽泵切至A 给泵运行；10:58 有功、无功负荷降至0，汽机集控室手动停机，就地手拍解脱滑阀停机，程序逆功率保护动作于解列灭磁，厂用电切换正常，高中压主汽门、调门、抽汽逆止门关闭正常；主汽压6.68MPa，主汽温438℃，再热汽温430℃，保持磨煤机B 煤量26t/h，B 层4 支小油枪运行。

2.4 停机后维持过程

保持B 给煤机、B 层4 支小油枪运行；总风量不低于800T/H，维持炉膛负压、汽包水位正常；主汽压力6.8Mpa 左右，WGGH 投加热维持运行。

维持除氧器、凝汽器水位，维持机组真空稳定。保持高旁开度43%，低旁自动，加强凝汽器排汽温度、缸温、顶轴油、盘车系统监视。

停机后维持过程参数：汽轮机主汽压力6.8Mpa，主汽温度470℃左右，再热汽温470℃左右，凝汽器温度43℃，真空93.5kpa，凝结水压力1.32Mpa，高旁开度43%，差胀（高、中、低）：-0.17、-0.59、1.91mm，低旁开度46%、46%；锅炉总风量800t/h，磨煤机B 煤量26t/h，一次风压8.3kpa，二次风压0.32kpa。

2.5 机组启动过程

机组再启动的关键在于主蒸汽参数的选择，应该以大机调节级金属温度的最佳匹配为依据。严格按照锅炉与汽轮机的热态启动曲线与规程要求执行，通过调整锅炉燃烧和高、低旁调阀开度控制锅炉升温升压速率。锅炉点火后，应尽快提高汽温，以适应机冲转要求，如升压快，升温慢，应适当开大机高低旁开度。

11:39 汽轮机高压主汽门前阀体温度470℃、中主汽门进口中金属温度372℃、主汽温464℃、再热汽温476℃，为了提高再热汽温，使之温度与中主汽门进口中金属温度向匹配，逐步增加给煤机B 煤量，启动给煤机C，增加燃料。主汽温528℃、再热汽温518℃，高压主汽门前阀体温度451℃、中主汽门进口中金属温度465℃，14:17 汽机挂闸、冲转，15:02 发变组并网成功；15:47 厂用电切换成功，完成电泵切汽泵操作，#3 机涨负荷投入AGC。

2.6 降负荷与停机过程中运行注意事项

认真进行油系统启动试验操作，对油泵电流、油压的变化应正确分析并记录，确保设备、系统动作正常，确保在停机过程中将要投入的设备能够正常投入运行，特别是盘车电机试转就地应有专人检查确认转动正常。

负荷180MW 以下进行汽泵切至电泵运行操作，防止切换后一台电泵出力不能满足负荷调整要求。切换为电泵后应关闭出口及中间抽头电动门防止抢水。

检查开启辅汽至除氧器加热电动门后疏水，疏水排尽后关闭，防止辅汽至除热器加热投用时造成管道振动。

停机时负荷150MW 或打闸前30 分钟应汇报联系缓慢手动开启高旁减压阀，检查控制减温水阀瞬时开度不得过大，高压旁路减压阀开启采取点动、间断方式进行，检查七段抽汽上、下管壁温度，防止七段抽汽管道进水。

打闸前应及时检查启动交流油泵运行，检查顶轴油泵及盘车运行正常，打闸停机通过远方停机按钮进行，听到中主门关闭声音并确认转速表显示2800rpm 以下时手拍解脱滑阀并确认隔膜阀已上移。

停启调峰操作不破坏真空，但应加强凝汽器温度监视，任何时候严格控制凝汽器温度不得大于65℃。

打闸停机后，视上、下缸温情况，确定是否采取闷缸手段且打闸停机后应重点检查各逆止门是否关闭到位否则及时通知机控及汽机检修处理。

汽轮机惰走期间，除加强振动等相关参数检查外，应注意控制好主机及小机轴封汽压力，不得造成轴封压力下降而漏空，严禁冷空气从轴封处进入主机或小机。

因锅炉未熄火，注意禁止点击“旁路投入”造成旁路退出，高旁减压阀自动退出，其它减压、减温水阀均保持自动状态。

打闸前防止脱硝入口烟温过低，总风量按800t/h 左右控制，140MW 开旁路，打闸后退高加。

机组开始滑参数前要及时退出#3 机组AVC 闭环调节，机组无功调节改在DCS 中调节，加强220kV 母线及其他母线电压监视，调整在合格范围，并加强对母线电压及发电机铁芯温度的监视、调整。

2.7 机组再启动与升负荷过程中运行注意事项

再启动方式为热态启动，主汽、热再、冷再管道启动疏水开启30 分钟以上后，才可冲转汽轮机。再次启动前1.5h 进行疏水操作，同一疏水集管疏水电动门开启时间间隔30s。主汽、再热蒸汽温度80℃以上的过热度、高排逆止门后蒸汽温度达到相应压力饱和温度50℃以上且暖管10 分钟、高排逆止门后疏水温度达到相应压力饱和温度50℃以上，汽机才能挂闸。

机侧主、再热汽温据我厂系统情况可参照旁路前、后温度及主、再疏水管温度执行。对照停机1 小时后启动曲线，如高压缸温460℃、中压缸温490℃时主、再热汽温分别不得低于520、510℃。

冲转参数应参照上述要求执行且应适当提高冲转时汽温，低旁前温度应高于中缸最高点40℃。机组冲转前可直接将目标转速设定在3000rpm，升速率300rpm/m，1000 转时短暂停留检查。

通炉疏水开启期间加强各扩容器疏水集管温度以及管道振动等检查，确保疏水畅通，同时比较疏水温度与蒸汽温度相接近时，方可确认疏水基本排尽。严密监视汽轮机在冲转过程中各道轴瓦在过临界时的振动及各轴瓦瓦温，在启动过程中要严密监视汽缸内外及上下温度差，严格按规程规定不超标。

启动期间控制高旁减压阀开度＜80%，压力达4.0MPa 以上据情况可提高高旁压力设定值。启动过程中如有特殊情况进行大幅度降速时必须通过打闸停机进行，打闸前合理调整锅炉燃烧量。

机组并网后，应立即带负荷至高、中压缸金属温度所对应的启动曲线。带负荷期间加强主机参数及差胀、轴向位移等参数检查。

并网前锅炉B、C 磨运行，总煤量50 ～60t/h；合理调整脱硝进出口NOX 浓度、烟囱入口NOX 达标排放。当低温过热器或分隔屏管壁超温时投入减温水、调整总风量、二次小风门、降低总煤量等。

并网后锅炉升温升压速度：主汽压力≯0.1Mpa/min，主、再热汽温≯1℃/min。机组负荷120 ～140MW、3 台磨运行、锅炉燃烧稳定、负压、汽包水位、汽温等参数无异常，锅炉断油运行。

3 机组启停过程中存在的问题与改进措施

停机时脱硝参数变化较大，脱硝控制的稍微超前，氮氧化物小时均值控制偏低，防止后期造成环保超排。

主汽压存在过调现象，一开始降低较快，可以适当通过增减磨煤机B 煤量来控制主汽压力，维持在7Mpa 左右；炉膛负压保持稳定。若主汽压力维持持续下降，可启动给煤机C 运行，提高主汽压力，同时提高再热汽温。

汽包水位波动比较频繁，不容易控制，自动切为手动控制，专人负责调整。

机组启动初期，涨负荷时，锅炉受热面壁温偏高。可涨先机前压力，再升负荷，防止超温。

本次停机，主汽温、再热汽温偏高，要适当降低，以达到降低缸温，减少再启动时汽温要求目的，汽机挂闸时汽温能够达到50度以上过热度的要求。此次再热汽温不满足要求，为了提高再热汽温，修改提高高旁后温度设定值至340℃，最终汽温符合条件。

4 机组启停调峰的经济性分析

火电机组的启停成本与机组的容量、机组启动效率、机组性能等多种因素有关系，本次主要对比机组停启调峰所产生的效益。成本主要为机组启停过程中消耗的燃料费用、厂用电费用等。

4.1 燃料费用

因本次启停过程中燃油、燃煤费用。

燃油=7.79 吨×7000 元/吨=5.453 万元

燃煤=157 吨×800 元/吨=12.56 万元

4.2 厂用电费用

用电=0.39 元/千瓦时×400000 千瓦时=15.6 万元

故本次启停调峰费用合计约为33.613 万元，政府补偿费用98万元，本次盈利64.387 万元。

5 结语

通过本次启停调峰的应用表明，华能淮阴电厂亚临界330MW级火电机组完全能够满足机组停启的各项安全性指标，能够适应电网停启调峰要求。本次停启调峰，在江苏电网尚属首次，并取得成功，对江苏电网调度的灵活性是一次成功的重大探索，同时也能够为煤电企业创造较大的经济效益。