1000MW燃煤机组深度调峰至300MW的试验研究

华润电力湖北有限公司 徐英伦

1 试验研究背景

随着新能源发电大规模且快速地增长，燃煤火电机组参与深度调峰在不久将来会成为新常态。为满足电网市场要求，抢占市场先机，争取在湖北省电力调峰辅助市场获取更大的辅助服务效益。公司超前谋划，深挖机组调峰潜能，决定对公司#3机组深度调峰至300MW 的试验。

2 机组主机设备概况介绍

华润电力湖北有限公司二期#3锅炉由上海电气集团股份有限公司生产制造，型号为SG-3103/27.46-M53X 超超临界参数、直流炉、单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、双切圆燃烧方式，π 型锅炉。共配有6台磨煤机，从下至上磨煤机编号分别为A、B、C、D、E、F。

汽轮机由上海电气集团股份有限公司生产制造的型号为TC4F 超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式汽轮机组。铭牌功率1000MW、VWO 工况功率1094.665MW、额定工况参数（THA 工况）：高压主汽阀前主蒸汽额定参数为26.25MPa/600℃、中压主汽阀前再热蒸汽参数为5.0MPa/600。#1、#2、#3高加和#5低加疏水逐级自流，#6低加配有低加疏水泵，将疏水打回至#5低加入口，#7、#8低加疏水直接排入凝汽器[1]。

3 试验目的

为贯彻落实国家能源局华中监管局下发的《华中区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》《华中区域发电厂并网运行管理实施细则》（华中监能市场〔2020〕153号）、《湖北电力调峰辅助服务市场运营规则》及其配套文件精神，进一步推进湖北省电力调峰辅助服务市场化，促进清洁能源消纳，提升入网发电机组调峰能力，决定通过开展机组深度调峰技术出力试验，来确认#3机组能否深度调峰至300MW 且维持机组各项参数在正常范围内。

4 试验内容与操作

4.1 调峰试验内容

为满足电网调峰的需求，#3机组在不投油助燃的条件下，将负荷从500MW 在25min 内降低至300MW，并在300MW 的工况下稳定运行4h。降负荷的过程中机组控制方式全程采用CCS 模式并将锅炉维持在干态。

4.2 调峰试验前准备工作

4.2.1 锅炉侧试验前准备工作

一是为防止锅炉燃烧不稳导致灭火，试投AB、CD 层大油枪，保证AB、CD 层大油枪可靠备用；二是开启集水箱放水手动门；三是为防止在降负荷过程中锅炉转湿态，提前对锅炉启动系统暖管、暖泵，在试验开始前启动炉水循环泵运行；四是试验开始前维持A、B、C、D 磨运行，并保证试验期间入炉煤的煤种与锅炉日常燃用煤种一致，煤质参数见表1；五是将空预器扇形板投入自动跟踪，保持空预器连续吹灰；六是提前利用喷水减温降低主、再热汽温至600℃；七是脱硝、脱硫装置投入正常。

表1 #3炉实验期间配煤掺烧煤质表

4.2.2 汽机侧实验前准备工作

一是检查两台小机汽源四抽供给正常，冷再、辅汽两路备用汽源可靠备用；二是高、低加液位控制投入自动跟踪；三是检查主机润滑油、EH 油系统的油压、油位正常，备用泵可靠备用；四是给水自动控制投入正常，检查给水偏置为0t。将A/B 给水泵最小流量再循环调门手动开启至37.8/35.0，防止在降负荷过程中因最小流量再循环自动开启造成给水流量大幅度波动。

4.2.3 人员分配

一是监盘人员共需3人，1人专门负责风烟系统和制粉系统画面的调整与监视；1人专门负责给水系统和锅炉启动系统，由于是在CCS 控制方式下降负荷，应当监视和调整给水流量与当前锅炉燃烧和负荷相匹配；1人专门负责主再热汽温、锅炉受热面壁温、脱硝、高低加、低温省煤器、暖风器等参数的监视和调整；二是就地共需1人，专门负责设备的启、停就地检查，以及设备的巡视。

4.2.4 其他准备工作

一是试验前，机组持续运行时间大于72h，且机组负荷在500MW 以上；二是检查主要设备无重大缺陷，操作机构灵活，主要监视仪表准确；三是检查发电机组能带负荷正常运行，锅炉、汽机、发电机运行稳定，各辅机运行正常并有调节裕度；四是机组自动控制、联锁、保护等动作可靠并有效投入；五是对有功功率、无功功率、炉膛压力、给水流量、减温水流量、主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽压力、再热蒸汽温度、供热温度等主要表计进行检查，相关表计在有效期内。

4.3 调峰试验操作

一是保持A1给煤机停运（对应低硫稳燃煤）和A2给煤机运行，（对应低硫无烟煤），值长于2021年9月18日，02：43下令开始试验，立即停运A2给煤机对A 磨进行抽粉。抽粉约13min 后停运A 制粉系统。这样能够保证A 磨内均为无烟煤，缩短了停磨时间又降低了该磨停运过程中爆燃和停运后自燃的概率。二是调整减少一次风机和B、C、D 磨煤机的出力尽量使燃烧跟上负荷下降的速度，并监视好在CCS 状态下给水自动跟踪调节正常。三是负荷从500MW 降至400MW 过程中降负荷速率为15MW/min，从400MW 降至300MW 过程中降负荷速率为8MW/min，控制好降负荷速率以满足试验要求。四是在降负荷至400MW 时检查锅炉受热面喷水减温调门自动关闭，在整个降负荷的试验过程中各主要参数均较为稳定。03：08负荷降至300MW。五是稳定负荷在300MW，检查各项参数正常，维持该负荷运行4h，试验至07：08结束。六是调峰试验过程中各主要参数实时曲线如图1所示。

图1 调峰试验过程各主要参数

5 试验数据统计与分析

5.1 调峰试验数据统计

在整个调峰试验过程中，主要设备大部分在自动控制方式下参与调节。对于主要设备控制方式的统计见表2。

表2 调峰试验主要设备控制方式统计表

调峰试验降负荷到300MW，且各项参数已经稳定情况下，对于各个系统主要参数统计见表3、表4、表5、表6、表7、表8、表9。

表3 调峰试验负荷稳定在300MW 机组主要参数统计表

表4 调峰试验负荷稳定在300MW 锅炉侧重要参数统计表

表5 调峰试验负荷稳定在300MW 风烟系统引、送、一次风机主要参数统计表

表6 调峰试验负荷稳定在300MW 制粉系统B、C、D 磨主要参数统计表

表7 调峰试验负荷稳定在300MW 机侧重要参数统计表

表8 调峰试验负荷稳定在300MW 汽机本体参数统计表

表9 调峰试验负荷稳定在300MW 其他相关参数统计表

5.2 调峰试验数据分析

从#3机组开始降负荷到负荷稳定在300MW这整个过程中，机组全程采用CCS 控制方式，在300MW 稳定后给水流量为1018t/h 左右，这是因为给水流量在给水泵自动调节状态下，其转速有不低于3100rpm 和给水流量不得小于920t/h 的逻辑限制，而实际所需要的主汽流量为960t/h。给水流量大于主蒸汽流量且过热度维持在15～20℃，锅炉为干态。总的来说，就是进入锅炉的燃料较多加上给水泵自动状态下有转速限制和给水流量最低的限制，为维持锅炉在干态且不超温从而使实际主汽压力要大于理论主汽压力约2.5MPa，使#1、#2高调门关至20%，同时还使#1、#2中调门关至约78%参与了负荷调节。

表10 调峰试验负荷稳定在300MW 其他相关参数统计表

为维持锅炉燃烧的基本稳定，采用停运A 磨，保持6大风机和B、C、D 磨运行参数维持在如表5、表6显示的参数下可以保证锅炉燃烧的稳定，降负荷和维持300MW 稳定的过程中炉膛负压始终未有较大幅度波动，火检画面及火焰电视显示的火焰强度也较好。

整个调峰试验过程中，A/B 脱硝反应器入口温度最低为321/315℃，能够满足脱硝反应器投入的条件（290℃＜反应器入口温度＜420℃），喷氨调门始终保持自动投入，烟囱出口NOx 排放量符合超低排放标准（＜50mg/Nm³）。

整个调峰试验过程，从空预器排烟温度以及空预器电流的数据可以看出：一是空预器扇形板自动跟踪较好，未引起空预器电流产生波动；二是喷入锅炉的煤粉燃烧充分，未引起尾部烟道再燃烧。

主蒸汽温度分支有偏差，主要通过以下方法来进行调节：一是调整B、C、D 磨的出力分配，并在负荷425MW 及时停运A 制粉系统，防止较低负荷时停运制粉系统对其他磨的出力和一次风压造成较大影响；二是由于主汽温C、D 侧分支温度偏低，将这两个分支对应的coffa 风门关小，以增强coffa风的消旋作用；三是在试验前通过喷水减温提前降低主汽温，尽量消除主汽温各个分支的偏差，在降负荷后期（400MW 以下）不用减温水，防止蒸汽带水和对给水流量造成较大波动。

由于主汽压力高于理论主汽压力且汽轮机高调门已关闭至20%，导致汽轮机中调门参与负荷调节，中调门开度基本在78%附近波动。在正常运行中调门全开在100%，不通过关小来直接参与负荷调节。通过此次试验验证了主机EH 油系统以及中调门能够满足深度调峰的需求。

整个调峰试验过程中，汽轮机本体的振动、轴向位移、高压缸排汽温度等参数均未出现异常，且和机组平常运行数值相比较未有较大区别。整个调峰试验过程中，凝汽器真空先随负荷下降而变好，负荷稳定后真空维持在稳定数值，说明机组的真空系统在机组低负荷时未有漏真空的现象，能够满足深度调峰的需求。

为了满足凝结水泵变频调节以及保证凝泵出口凝结水压力正常，将除氧器上水调门1关至0%、除氧器上水调门2关闭至75%，这样不仅将凝结水压力调节在1.3MPa，满足凝结水用户需求的同时还使凝泵电流维持在25A 的较低数值。整个调峰试验过程中，高、加液位均投入自动控制，#6低加的低加疏水泵也在正常运行状态，从而验证了降负荷至300MW 和维持300MW 负荷稳定运行时，高低加液位和低加疏水泵均能通过自动调节来满足要求。

6 结论与建议

6.1 结论

本文对#3机组进行深度调峰至300MW 的试验前准备工作、机组人员所负职责、试验操作内容、数据统计、数据分析做出了较为详细描述，可以作为以后进行类似调峰操作的一个参考。通过本文的上述论述能得到如下调峰试验结论。

一是通过本次深度调峰至300MW 并稳定运行4h 的试验，用实践证明了公司#3机组能够在日常燃用煤种、不投油助燃、机组CCS 控制方式、25min内将负荷从500MW 降至300MW，且锅炉始终维持在干态运行，从而证明了#3机组的调峰能力。二是试验验证了#3机组深度调峰功率下锅炉燃烧稳定性满足要求，锅炉水动力安全性满足要求，锅炉受热面、尾部烟道等温度满足要求。三是试验验证了#3机组在深度调峰过程和对应负荷下，脱硝环保设施能保证一直投入，且环保参数维持在正常范围内。四是试验验证了，深度调峰过程和对应负荷下汽轮机本体、汽机侧重要设备能够满足深度调峰的要求。

6.2 建议

一是在深度调峰时应尽量避免中调门参与调节并尽量保证其全开，其目的是防止中调门参与负荷调节关闭太多后，引起整个机组的轴向推力失衡导致损坏推力轴承，严重的情况下甚至可能使整个轴系、轴承均出现不同程度的损伤。二是在今后负荷长时间在300MW 运行时，为防止一次调频动作时中调门参与负荷调节导致主机EH 油压大幅波动，也应当保证中调门在全开状态运行，从而避免由于主机EH 油压波动直接造成汽轮机跳闸事故发生。#3机在本次试验中，中调门在参与一次调频的最低开度为36%，对应的DEH 流量指令为0.51。目前，汽轮机控制逻辑内设置当DEH 流量指令低于0.56时中调门开始参与调节，当小于0.16时中调门全关。综上两点所述，可以采取修改中调门对应全开点的DEH 流量指令，现已将#3机的流量指令从0.56改为0.4，意味着当中调门DEH 流量指令大于0.4时中调门即可保持全开状态运行。三是由于给水泵自动状态下的转速和给水流量均有下限限制，导致主汽流量与给水流量的不匹配，从而引起实际主汽压力要大幅高于理论主汽压力。在今后的调峰过程中，是否修改给水泵最低转速和给水流量下限保护值，这还需要经过严格的试验论证，不能凭一次试验就做出判断，同时应积极与厂家进行商讨，是否有相关类似的修改前例。