火力发电厂机组调峰服务当天启停运行方式优化

2023-02-12刘红军

仪器仪表用户 2023年8期

关键词：主汽汽机变化率

刘红军

（国能锦界能源有限责任公司，陕西神木 719319）

在当前碳中和背景下，火电厂企业面临新能源高效消纳和电力保供的双重压力，在调频、调峰、备用等逐渐成为常态化的以市场化方式提供电力辅助服务市场中，快速停机、快速并网发电，既能满足新能源高效消纳，又能保障电网快速调峰及安全运行的需求。

1 某厂火电机组设备概述

1）汽轮机

汽轮机采用上海汽轮机有限公司设计制造的亚临界、单轴、一次中间再热、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机，是采用AIBT 技术及汽轮机整体结构设计技术进行综合升级改造的机组。其特点是采用数字电液调节系统，操作简便，运行安全可靠。高中压部分采用合缸顺流结构，低压部分采用双流反向结构。汽轮机型号为：N630-16.7/538/538，高中压及低压部分均为双层缸结构。

2）DCS、DEH、TSI 及ETS

DCS 系统采用了和利时自动化有限公司的MACSV6.5.4分散控制系统，整套系统包括数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）等，DEH 采用西屋公司的Emerson 进行汽轮机的复位、启动、调速、定速、带负荷、负荷调节及DEH 超速等功能，TSI 采用本特利3500，实现机组振动监测。ETS 为上海汽轮机配套生产，实现串轴、振动、EH 低油压、低真空、低油压等保护跳闸。

3）旁路系统

旁路系统设有高、低压两级串联旁路系统，即由锅炉来的新蒸汽经高压旁路减温、减压后进入锅炉再热器，由再热器来的再热蒸汽经低压旁路减温、减压后经三级减温器减温后进入热井。高旁的容量、低旁的容量为高旁的蒸汽流量与喷水流量的和，即为锅炉最大额定出力（BMCR）的30%。本旁路由CCI-SULZER 公司制造。

4）锅炉

锅炉是由上海锅炉厂有限公司制造的亚临界参数∏型汽包炉。它采用控制循环、一次中间再热、单炉膛、四角切圆燃烧方式，燃烧器摆动调温，平衡通风，固态排渣，全钢悬吊结构，紧身封闭布置的燃煤锅炉。锅炉钢架为全钢架、高强度螺栓连接，整台锅炉共设置18 层平台，其中7 层刚性平台。为便于操作，个别地方设置了局部平台。除渣斗及空气预热器外，锅炉所有重量都悬吊在炉顶钢架上。锅炉型号为：SG-2093/17.5-M910，配置6 台直吹式制粉系统。

5）发电机及升压站

发电机采用上海汽轮发电机有限公司生产的QFSN-600-2 型600MW 汽轮发电机。励磁方式采用机端自并励，励磁系统为ABBUNITROL5000 静态励磁系统。发电机出口电压20kV，通过主变升压至500kV 并入系统。500kV 采用一台半断路器接线（即：二分之三接线）。发电机-变压器组为单元接线接入500kV 母线。500kV 出线回路数共三回，500kV 系统为直接接地系统，变压器的中性点直接接地。

2 机炉电相关联锁、保护

2.1 锅炉设置保护

1）手动MFT。

2）主汽流量大于8%ECR（147.9t/h）且发电机已并网时，汽机跳闸。

3）其他两台送风机跳闸，两台引风机跳闸，两台空预器主、辅电机均跳闸，火检冷却风/炉膛差压低低，汽包水位高高、低低，炉膛压力高高、低低，全燃料丧失等保护[1]。

2.2 汽机设置保护

1）汽机跳闸——负荷大于8%时锅炉MFT（机跳炉）。

2）振动：相邻瓦报警值0.125mm，本瓦0.254mm。

3）低压缸排汽温度≥121℃。

4）发电机出口开关跳闸。

5）其他背压高，压比，低油压，EH 油压低，差胀，背压高，DEH 装置失电等保护。

2.3 旁路联锁与保护

1）当机组在运行中有下列情况之一发生时，高压旁路自动快关。

① 高旁调阀后蒸汽温度1 ≥330℃，且品质好。

② 高旁调阀后蒸汽温度2 ≥330℃，且品质好。

③ 高旁喷水调节门前压力与高旁调阀前蒸汽压力差小于1MPa 且两个压力点品质好。

④ 低旁阀快关。

2）当机组在启动或运行中有下列情况之一发生时，低旁自动快速关闭。

① 凝结水压力小于再热压力0.3MPa。

② 低旁阀1 后蒸汽温度1 ≥150℃，且品质好。

③ 低旁阀2 后蒸汽温度1 ≥150℃，且品质好。

④ #1 排汽装置背压高≥35kPa。

⑤ #2 排汽装置背压高≥35kPa。

⑥ 热井水位高（#1 热井水位二取均大于1700mm，或#2 热井水位二取均大于1700mm）。

3）旁路装置具有下列联动保护功能。

① 旁路喷水调节阀（或高旁喷水隔离阀）打不开，则对应旁路减压阀关闭。

② 当低压旁路阀快速关闭时，高旁不允许自动开、关，但可手动（遥控）快速关闭。

③ 高旁和低旁都是快关指令优先，如果有快关，则快开和正常的操作都不起作用。

2.4 发电机（发变组）设置保护

采用国电南京自动化股份有限公司的产品，由3 个柜（A、B、C）组成。保护柜A、B 分别由DGT801B、DGT801C 组成，为电气量保护，保护柜C 为DGT801F，为非电气量保护。

主要保护配置有差动、定子绕组匝间短路，定子接地保护、转子接地保护、失磁保护（阻抗原理）、失步保护、频率异常保护、过激磁保护、过负荷及过电流保护、启停机保护、阻抗保护、误上电保护及断路器闪络保护，零功率保护等[2]。

发电机逆功率保护和程跳逆功率保护，发电机启停机保护、发电机突加电压、断路器闪络保护在机组冲转前投入，机组启动后退出。关主汽门压板是机组解列后退出，发电机升压并网前投入。励磁系统故障压板，发电机升压并网前投入。零功率保护在机组并网60MW 投入。

3 现在采取的机组调峰备用操作

3.1 现在普遍采用的正常停机不停炉的主要操作流程

1）停机、停炉前操作票，备用汽源，等离子，全面吹灰，水位计校对，高压启动油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵，检查其转动正常，出口压力正常，盘车电机空试等准备工作完成及确认。

2）设定目标负荷，负荷变化率5MW/min，主汽压力变化率0.15Mpa/min，汽温变化速率1℃/min ～1.5℃/min，停运制粉系统汇减负荷。

3）负荷50%～60%，稳定30min，顺序阀切换为单阀，提升空预器扇形板，投入等离子点火器，等离子拉弧。停运一台电泵备用，调整蒸汽参数至滑停起始参数值：主汽压力12MPa，主、再热汽温度500℃。

4）设定目标负荷30%～40%，负荷变化率不大于5MW/min，主汽压力变化率0.15MPa/min，汽温变化速率1℃/min ～1.5℃/min，按照滑停曲线进行降温、降压，降低负荷。到达30%～40%目标负荷后，稳定运行30min，切换厂用电。根据汽轮机抽汽压力情况逐步退出高加、低加，除氧器汽源切换为辅助蒸汽，切换轴封汽源为辅助蒸汽，切换主给水为旁路方式[3]。

5）继续按照负荷变化率不大于5MW/min，主汽压力变化率0.15MPa/min，汽温变化速率1℃/min ～1.5℃/min，停运制粉系统汇减负荷。负荷降低到15%时，检查汽机低压缸喷水自动投入，检查汽机本体疏水打开，负荷达到10%时，稳定运行30min，投入发变组保护屏误上电、启停机、闪络保护，检查各运行参数无异常，确认机跳炉大联锁退出，启动交流润滑油泵，检查油压正常，关闭锅炉侧主再热汽减温水。

6）快速减负荷到零，调节无功到零，汽轮机手动打闸，发电机逆功率保护动作解列。

7）检查发电机功率到零，发变组出口开关和灭磁开关跳开，定子三相电流为零，定子三相电压为零，转子电压、电流为零，TV、GV、RV、IV 及各段抽汽逆止门均关闭，检查低压旁路自动开启，泄压至零后手动关闭，高压旁路处于关闭状态，确认机组转速下降。

8）机组转速降至2200r/min，查顶轴油泵运行，否则手动启动顶轴油泵运行，顶轴油母管压力10MPa ～13MPa。

9）机组转速降至400rpm 以下时，确认高、低压旁路系统退出，再热压力为零，关闭所有至凝汽器的疏水门，启真空破坏阀破坏真空，转速到零投入连续盘车。记录惰走曲线并与典型惰走曲线相比较，记录大轴偏心度、盘车马达电流，倾听机内无异音，真空到零后停止轴封供汽。

10）滑压汇减负荷，机组有功功率接近零，汽机打闸，采用逆功率保护动作解列发电机灭磁，锅炉MFT 或者锅炉不灭火，开启旁路维持备用。

3.2 此种调峰备用方式优缺点

此种停机调峰备用方式由于机组有功、无功到零，汽轮机打闸、发电机解列可以有效防止汽轮机超速，但是这种方式操作量大，并且汽轮机惰走时间内转子经过临界转速共振区域，过临界转速时间长，影响转子寿命。另外惰走期间，由于泊桑效应，转子伸长，需要时刻关注差胀情况，特别是动叶进汽边和静叶背弧间隙，防止动静轴向碰磨[4]。短时间停机不超过4 个小时再次启动、冲转，机组处于热态及极热态之间，冲转参数难以控制，一般采用负温差启动，转子冲转时再次经过临界转速共振区域，再次影响转子寿命损耗。假如冲转速度控制不当，温差、应力控制不当，严重情况下有可能产生转子动静碰磨。

4 发电机解列灭磁、锅炉保持燃烧、汽轮机维持空转的主要操作

4.1 汽轮机旁路切除情况

1）维持汽轮机旁路切除方式（高压缸模式）。

2）备用汽源，等离子，全面吹灰，水位计校对，高压启动油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵，检查其转动正常，出口压力正常，盘车电机空试等准备工作完成及确认。

3）设定目标负荷，负荷变化率5MW/min，主汽压力变化率0.15Mpa/min，汽温变化速率1℃/min ～1.5℃/min，停运制粉系统汇减负荷。

4）负荷50%～60%，稳定30min，顺序阀切换为单阀，提升空预器扇形板，投入等离子点火器，等离子拉弧。停运一台电泵备用，调整蒸汽参数至滑停起始参数值：主汽压力12MPa，主、再热汽温度500℃。

5）设定目标负荷30%～40%，负荷变化率不大于5MW/min，主汽压力变化率0.15MPa/min，汽温变化速率1℃/min ～1.5℃/min，按照滑停曲线进行降温、降压，降低负荷。到达30%～40%目标负荷后，稳定运行30min，切换厂用电，根据汽轮机抽汽压力情况逐步退出高加、低加，除氧器汽源切换为辅助蒸汽，切换轴封汽源为辅助蒸汽，切换主给水为旁路方式。

6）继续按照负荷变化率不大于5MW/min，主汽压力变化率0.15MPa/min，汽温变化速率1℃/min ～1.5℃/min，停运制粉系统汇减负荷，负荷降低到15%时，检查汽机低压缸喷水自动投入，检查汽机本体疏水打开，负荷达到10%～15%时（避免压比1.7 动作），稳定运行30min。

7）负荷降低到5%～10%时，运行人员联系热控人员强制高排通风阀开启条件，手动开启高排通风阀，关闭高排逆止门。

8）运行人员联系热控人员强制开启高低旁。缓慢开启低旁，开启高旁至20%及以上（注意高旁开度最好维持20%及以上，防止高旁门芯冲刷）。保留一台制粉系统煤量18t/h ～28t/h，用旁路来控制机组负荷缓慢降低。

9）投入发变组保护屏误上电、启停机、闪络保护、退出主汽门关闭压板，检查各运行参数无异常，确认电跳机、机跳炉大联锁退出。

10）随着机组负荷逐渐降低，逐渐关闭汽机高压调门，直至到零。

11）在机组负荷接近到0MW 瞬间手动打闸发变组跳闸按钮，发电机解列灭磁（解列发电机）。

12）发电机解列瞬间主要关注汽轮机转速是否飞升。转速飞升超过3090Rpm，OPC 超速保护未动作时，手动打闸汽轮机。

13）发电机解列后，等到汽轮机高压调门控制汽轮机转速稳定（3000Rpm）后，维持高、低旁运行，防止再热器干烧。

14）最终方式为DEH 维持汽轮机3000Rpm 空转，锅炉维持燃烧。

15）其他操作步序依照规程执行。

此种运行方式原理：采用不带旁路模式及高压缸控制模式停运。不在旁路模式时汽轮机采用高压缸调门来控制负荷，中压调门全开不参与调节，解列后OPC 首先强制关闭高压调门7.5s（可以设定为12s）来有效控制汽轮机不超速，然后高压缸调门逐渐开启来控制汽轮机转速。操作员在DEH 上退出旁路模式，依靠关闭汽轮机阀位指令的方式来汇减负荷。

4.2 汽轮机旁路不切除情况（高、中压联合模式）

1）汽轮机旁路投入模式（高、中压联合模式）。

3）设定目标负荷，负荷变化率5MW/min，主汽压力变化率0.15Mpa/min，汽温变化速率1℃/min ～1.5℃/min，停运制粉系统汇减负荷。

5）设定目标负荷30%～40%，负荷变化率不大于5MW/min，主汽压力变化率0.15MPa/min，汽温变化速率1℃/min ～1.5℃/min，按照滑停曲线进行降温、降压，降低负荷。到达30%～40%目标负荷后，稳定运行30min，切换厂用电。根据汽轮机抽汽压力情况逐步退出高加、低加，除氧器汽源切换为辅助蒸汽，切换轴封汽源为辅助蒸汽，切换主给水为旁路方式。

6）在DEH 阀位指令410 时投入旁路模式，这时候负荷约200MW，采用高、中压调门联合调整负荷。

7）在高低旁开启的时候，汇减负荷，停运制粉系统。在DCS 上逐渐关小阀门指令，汇减负荷到15%时，检查汽机低压缸喷水自动投入，检查汽机本体疏水打开，负荷达到10 ～15%时（避免压比1.7 动作），稳定运行30min。

8）负荷降低到5%～10%时，运行人员联系热控人员强制高排通风阀开启条件，手动开启高排通风阀，关闭高排逆止门。

9）投入发变组保护屏误上电、启停机、闪络保护、退出主汽门关闭压板，检查各运行参数无异常，确认电跳机、机跳炉大联锁退出。

10）在DEH 阀位指令关闭到零，机组负荷接近到0MW，瞬间手动打闸发变组跳闸按钮，发电机解列灭磁（解列发电机）。

11）发电机解列瞬间主要关注汽轮机转速是否飞升。转速飞升超过3090Rpm，OPC 超速保护未动作时，手动打闸汽轮机。

12）发电机解列后，等到DEH 控制汽轮机转速稳定（3000Rpm）后，维持高、低旁运行，防止再热器干烧。

13）最终方式为DEH 维持汽轮机3000Rpm 空转，锅炉维持燃烧。

14）其他操作步序依照规程执行。

此种运行方式原理：带高、低压旁路联合模式，在高、低旁开启情况下，汽机负荷调节采用高中压调节汽门来控制负荷。在发电机出口开关断开情况下，OPC 首先强制关闭高中压调门7.5s（可以将此时间调整为12s）来有效控制汽轮机不超速，强制关闭时间到后逐渐开启高中压调门来维持汽轮机额定转速。