660 MW超超臨界機(jī)組30%額定負(fù)荷深度調(diào)峰的探索與實(shí)踐

韓鐘鐘，周小航，沈霄華 ，查 成，黃 寅

(1.華能長興電廠，浙江 長興 313100；2.華能浙江分公司，浙江 杭州 310014)

在電力生產(chǎn)綠色低碳發(fā)展的大趨勢下，風(fēng)電、光伏發(fā)電等清潔能源裝機(jī)占浙江省總裝機(jī)容量的比重日益增加，跨區(qū)跨省送電量快速增長，加之浙江電網(wǎng)峰谷差巨大，為保證電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行，燃煤機(jī)組必須承擔(dān)起調(diào)頻調(diào)峰的重任。華能長興電廠配備兩臺660 MW超超臨界燃煤機(jī)組，2014年底雙投至今，一直保持安全穩(wěn)定運(yùn)行。針對當(dāng)前的電網(wǎng)形勢，電廠自主開展30%額定負(fù)荷深度調(diào)峰的探索與實(shí)踐，并對暴露出的問題進(jìn)行深入研究，取得了諸多成果。

1 設(shè)備概述及試驗(yàn)概況

華能長興電廠為2×660 MW超超臨界燃煤機(jī)組，鍋爐為超超臨界參數(shù)變壓運(yùn)行垂直管圈直流爐，由哈爾濱鍋爐制造有限公司設(shè)計(jì)制造，型號為HG-1968/29.3-YM5，四角墻式切圓燃燒方式。汽輪機(jī)由上海汽輪機(jī)有限公司設(shè)計(jì)制造型號為：N660-28/600/620。汽輪機(jī)型式為：超超臨界、一次中間再熱、單軸、四缸四排汽、雙背壓、八級回?zé)岢槠?、反?dòng)凝汽式。水冷壁系統(tǒng)采用內(nèi)螺紋管垂直上升式全焊接膜式壁與過熱器系統(tǒng)的分界點(diǎn)為汽水分離器[1]。給水泵為單100%容量汽動(dòng)給水泵，給水管路分為二路：一路是主給水管路，另一路是啟動(dòng)旁路。引風(fēng)機(jī)為兩臺50%容量的汽動(dòng)引風(fēng)機(jī)[2]。

2020年1月20日，華能長興電廠2號機(jī)組開展了30%額定負(fù)荷深度調(diào)峰的摸底試驗(yàn)。試驗(yàn)前機(jī)組運(yùn)行正常，機(jī)組投CCS控制方式，全爐膛吹灰一次。

(1)試驗(yàn)要求：①負(fù)荷264 MW(40%額定負(fù)荷)基礎(chǔ)上手動(dòng)階梯式減負(fù)荷，每次10 MW，設(shè)定負(fù)荷速率3.3 MW/min；②機(jī)組負(fù)荷至235 MW后，每次5 MW，設(shè)定負(fù)荷速率3.3 MW/min；③機(jī)組負(fù)荷至220 MW維持穩(wěn)定運(yùn)行正常后，負(fù)荷減至19.8 MW(30%額定負(fù)荷)。

(2)試驗(yàn)結(jié)果：①13:08 機(jī)組負(fù)荷205 MW，給水主控570 t/h下限，汽動(dòng)給水泵小機(jī)轉(zhuǎn)速2 912 r/min，汽動(dòng)給水泵再循環(huán)閥開度為100%，給水泵出口流量約1 088 t/h；②13:21 機(jī)組負(fù)荷維持205 MW，給水流量約595 t/h(各受熱面無超溫情況)。運(yùn)行13 min后，水煤比失調(diào)，導(dǎo)致汽水分離器出口過熱度持續(xù)下降，鍋爐轉(zhuǎn)濕態(tài)試驗(yàn)終止。水煤比失調(diào)原因?yàn)槲覐S給水主控邏輯下限給水設(shè)定值維持≥570 t/h，且給水流量<600 t/h閉鎖減汽動(dòng)給水泵小機(jī)轉(zhuǎn)速。

本次試驗(yàn)在機(jī)組CCS控制方式下進(jìn)行，以鍋爐不轉(zhuǎn)濕態(tài)、不調(diào)節(jié)給水旁路、SCR不退出、汽泵轉(zhuǎn)速控制不退遙控為邊界條件,并在試驗(yàn)過程中同步進(jìn)行優(yōu)化嘗試。

2 首次深度調(diào)峰試驗(yàn)中存在的問題及優(yōu)化

2.1 汽泵協(xié)調(diào)控制優(yōu)化分析

長興電廠給水泵為單臺100%容量汽動(dòng)給水泵，分三路汽源供汽，正常工況四抽供汽運(yùn)行、汽源不足時(shí)冷再供汽、輔汽聯(lián)箱通過手動(dòng)閥供汽為啟動(dòng)汽源。本次試驗(yàn)中的給水系統(tǒng)相關(guān)數(shù)據(jù)如圖1所示。由圖1可看出，接近30%負(fù)荷時(shí)汽泵轉(zhuǎn)速將會低于3 000 r/min，邏輯要求會退出過熱度自動(dòng)；低于2 850 r/min邏輯要求退出汽泵遙調(diào)控制，機(jī)組退出協(xié)調(diào)控制。

圖1 本次試驗(yàn)中的給水系統(tǒng)相關(guān)數(shù)據(jù)

當(dāng)機(jī)組降負(fù)荷過程中，四抽壓力降低，在接近30%負(fù)荷時(shí)四抽壓力低至0.3 MPa，此時(shí)汽泵正常工作低壓進(jìn)汽調(diào)門開度已至50%，當(dāng)?shù)蛪哼M(jìn)汽調(diào)門開至75%時(shí)，低壓汽源不足，開啟高壓進(jìn)汽調(diào)門。汽泵協(xié)調(diào)控制邏輯優(yōu)化后比較如表1所示。由表1可以看出，機(jī)組在接近30%負(fù)荷條件下冷再壓力高于1.6 MPa，高壓調(diào)門開啟會直接排擠低壓汽源導(dǎo)致汽泵進(jìn)汽壓力大幅波動(dòng)、轉(zhuǎn)數(shù)波動(dòng)、給水流量波動(dòng)，威脅機(jī)組安全運(yùn)行。

原汽動(dòng)給水泵小機(jī)一階臨界轉(zhuǎn)數(shù)：2 650 r/min，調(diào)速范圍：2 840～5 622 r/min。通過修改控制邏輯使汽泵脫離退出遙調(diào)控制的風(fēng)險(xiǎn)。

(1)將退出過熱度自動(dòng)控制及退出汽泵遙調(diào)控制汽泵轉(zhuǎn)數(shù)修改為2 750 r/min，汽泵在深度調(diào)峰期間轉(zhuǎn)速始終保持在2 750 r/min以上，保證協(xié)調(diào)控制。

(2)保證機(jī)組及汽泵的安全運(yùn)行，提前將汽泵汽源切換至輔汽供汽。

(3)建議在輔汽至汽泵小機(jī)供汽管路上加裝電動(dòng)閥，并修改邏輯通過汽泵進(jìn)汽壓力控制輔汽汽源自動(dòng)投入與退出，減少運(yùn)行人員的勞動(dòng)強(qiáng)度及操作風(fēng)險(xiǎn)。

表1 汽泵協(xié)調(diào)控制邏輯優(yōu)化后比較 r/min

2.2 脫硝入口煙氣旁路優(yōu)化

機(jī)組進(jìn)入深度調(diào)峰模式，總煤量減少，爐內(nèi)燃燒弱，造成煙氣溫度低，在接近30%負(fù)荷時(shí)脫硝系統(tǒng)入口溫度僅有300℃左右，接近脫硝系統(tǒng)最低溫度要求300℃。不能保證脫硝系統(tǒng)的安全運(yùn)行。

目前長興電廠2號機(jī)組已經(jīng)完成寬負(fù)荷脫硝改造項(xiàng)目，當(dāng)脫硝入口溫度過低時(shí)可通過緩慢開啟煙氣旁路門，將部分煙氣由水平煙道直接送至脫硝入口，提高脫硝系統(tǒng)入口溫度。在調(diào)節(jié)過程中應(yīng)盡量保持上三臺磨煤機(jī)運(yùn)行，以提高火焰中心，保證煙氣溫度。通過調(diào)整煙氣旁路后，保證了機(jī)組在30%的負(fù)荷下脫硝入口溫度保持在300℃以上。脫硝煙氣旁路優(yōu)化后脫硝入口煙溫比較如表2所示。

表2 脫硝煙氣旁路優(yōu)化后脫硝入口煙溫比較

2.3 送風(fēng)機(jī)風(fēng)量風(fēng)壓優(yōu)化

表5 本次試驗(yàn)中的火焰強(qiáng)度數(shù)據(jù) %

機(jī)組進(jìn)入深度調(diào)峰模式，總煤量減少，爐膛所需的氧量大幅下降。為保證爐膛燃燒穩(wěn)定采用3套制粉系統(tǒng)的運(yùn)行方式，本次試驗(yàn)最低負(fù)荷205 MW，D，E，F(xiàn)磨煤機(jī)煤量分別為22,22,36 t/h。各臺磨煤機(jī)煤量均偏少，此時(shí)一次風(fēng)量已基本滿足鍋爐的過量空氣系數(shù)要求。送風(fēng)機(jī)出力基本接近最小值，動(dòng)葉開度最低至10%，面臨著失速的風(fēng)險(xiǎn)。

長興電廠風(fēng)煙系統(tǒng)送風(fēng)機(jī)采用熱風(fēng)再循環(huán)系統(tǒng)，開啟熱風(fēng)再循環(huán)調(diào)節(jié)門可滿足送風(fēng)機(jī)動(dòng)葉開度過低問題。同時(shí)在保證磨煤機(jī)出口溫度及風(fēng)速的情況下適當(dāng)減少一次風(fēng)量，提高送風(fēng)機(jī)出力占比。深調(diào)期間提高氧量運(yùn)行，進(jìn)行優(yōu)化后，送風(fēng)機(jī)動(dòng)葉開度增大，風(fēng)壓提高，送風(fēng)機(jī)脫離失速區(qū)。機(jī)組低負(fù)荷時(shí)送風(fēng)機(jī)風(fēng)量風(fēng)壓優(yōu)化前后對比如表3所示。

表3 機(jī)組低負(fù)荷時(shí)送風(fēng)機(jī)風(fēng)量風(fēng)壓優(yōu)化前后對比

2.4 引風(fēng)機(jī)轉(zhuǎn)速控制優(yōu)化

引風(fēng)機(jī)轉(zhuǎn)速優(yōu)化前后比較如表4所示。機(jī)組進(jìn)入深度調(diào)峰模式，在接近30%負(fù)荷時(shí)，引風(fēng)機(jī)轉(zhuǎn)速接近3 000 r/min，邏輯要求當(dāng)引風(fēng)機(jī)轉(zhuǎn)速低于3 000 r/min時(shí)，引風(fēng)機(jī)將退出遙調(diào)控制。

在保證燃燒穩(wěn)定的情況下，提高鍋爐總風(fēng)量，并適當(dāng)調(diào)整爐膛壓力，保證引風(fēng)機(jī)轉(zhuǎn)數(shù)大于3 050 r/min。通過調(diào)整后，負(fù)荷205 MW時(shí)，引風(fēng)機(jī)轉(zhuǎn)速維持在3 100 r/min以上。

表4 引風(fēng)機(jī)轉(zhuǎn)速優(yōu)化前后比較

2.5 火焰強(qiáng)度減弱

長興電廠鍋爐為660 MW超超臨界鍋爐，不投油最低穩(wěn)燃負(fù)荷不小于30%BMCR，當(dāng)負(fù)荷趨近30%額定負(fù)荷時(shí)，已低于最低穩(wěn)燃需求。本次試驗(yàn)中的火焰強(qiáng)度數(shù)據(jù)如表5所示。由表5可見，此時(shí)已有個(gè)別火焰強(qiáng)度減弱至20%。

2.6 凝汽器、除氧器水位大幅波動(dòng)

長興電廠凝結(jié)水系統(tǒng)采用2×100%容量電動(dòng)凝結(jié)水泵， 兩泵公用一套變頻器，通常變頻泵運(yùn)行，工頻泵作為備用。在試驗(yàn)過程中，因給水流量降低，凝結(jié)水泵出口壓力下降，為保證凝結(jié)水工頻泵不聯(lián)鎖啟動(dòng)，凝結(jié)水母管壓力控制在1.2 MPa以上(1.0 MPa聯(lián)起備泵)。在除氧器上水調(diào)門自動(dòng)控制邏輯條件下最低開度為25%，為保證凝結(jié)水母管壓力1.0 MPa以上，凝結(jié)水泵變頻出力將自動(dòng)增加，導(dǎo)致凝結(jié)水泵出口壓力過高，流量增加。造成除氧器液位不斷上升，凝汽器補(bǔ)水增加。

2.7 鍋爐轉(zhuǎn)濕態(tài)運(yùn)行

目前長興電廠鍋爐給水流量的保護(hù)邏輯設(shè)定值為給水流量小于531 t/h，延時(shí)30 s，鍋爐MFT動(dòng)作。本次試驗(yàn)中為保證給水流量符合邏輯要求，給水流量控制在580 t/h以上。當(dāng)試驗(yàn)進(jìn)行至負(fù)荷205 MW時(shí)機(jī)組轉(zhuǎn)濕態(tài)而導(dǎo)致試驗(yàn)終止。同時(shí)主汽溫度最低已降至550℃，大幅低于額定溫度605℃。

3 試驗(yàn)結(jié)束后問題優(yōu)化

對于首次深度調(diào)峰試驗(yàn)中無法優(yōu)化問題，在后期進(jìn)行了優(yōu)化。后期在省調(diào)要求深度調(diào)峰過程中加以驗(yàn)證，取得了短時(shí)間30%額定負(fù)荷深度調(diào)峰的成功。

3.1 爐膛燃燒調(diào)整優(yōu)化

低負(fù)荷時(shí)，配煤摻燒配置兩套制粉系統(tǒng)使用相對低熱值，高揮發(fā)分的經(jīng)濟(jì)煤種，煤粉濃度及火檢強(qiáng)度明顯提高。另外，可優(yōu)化燃油系統(tǒng)自投邏輯，保證燃油系統(tǒng)的良好備用，特殊情況及時(shí)投油穩(wěn)燃。機(jī)組低負(fù)荷時(shí)燃燒煤種優(yōu)化前后對比如表6所示。

表6 機(jī)組低負(fù)荷時(shí)燃燒煤種優(yōu)化前后對比

3.2 凝結(jié)水系統(tǒng)控制優(yōu)化

取消除氧器上水調(diào)門自動(dòng)最小開度25%的邏輯條件。同時(shí)為保證不使主調(diào)開度過小而導(dǎo)致的節(jié)流造成的管道振動(dòng)、閥芯磨損過大，建議當(dāng)主調(diào)關(guān)至25%時(shí)切換至副調(diào)運(yùn)行。經(jīng)優(yōu)化后目前凝結(jié)水系統(tǒng)在30%額定負(fù)荷工況下，已能自動(dòng)穩(wěn)定運(yùn)行。除氧器、凝汽器液位保持平穩(wěn)。

3.3 鍋爐MFT給水流量低保護(hù)邏輯優(yōu)化

鍋爐轉(zhuǎn)濕態(tài)運(yùn)行主要原因?yàn)樗罕冗^高。在機(jī)組30%額定負(fù)荷工況下處于干濕態(tài)的臨界區(qū)。為保證機(jī)組干態(tài)穩(wěn)定運(yùn)行，需降低給水流量，修改給水流量保護(hù)定值。由圖2分析在汽泵轉(zhuǎn)數(shù)低于3 000 r/min時(shí)，3 000～2 900 r/min轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié)過程中給水流量從601 t/h降低至592 t/h，僅降低9 t/h。

為保證鍋爐干態(tài)運(yùn)行，汽泵轉(zhuǎn)數(shù)遙調(diào)控制方式。建議在汽泵轉(zhuǎn)數(shù)接近退出遙調(diào)下限時(shí)退出給水主路運(yùn)行，通過給水旁路控制給水流量，為實(shí)現(xiàn)給水無擾切換給水主路建議增加給水調(diào)閥指令控制。同時(shí)機(jī)組進(jìn)行修改邏輯，MFT給水流量保護(hù)定值從531 t/h改為492 t/h，在深度調(diào)峰時(shí)，給水流量控制在550 t/h，有效提高了機(jī)組的主再熱氣溫。機(jī)組給水流量MFT邏輯修改后主再熱蒸汽參數(shù)對比如表7所示。

表7 機(jī)組給水流量MFT邏輯修改后主再熱蒸汽參數(shù)對比

4 結(jié)語

本文主要針對華能長興電廠2號機(jī)組深度調(diào)峰試驗(yàn)情況所遇到的相關(guān)問題，提出了可行的對策及解決辦法并進(jìn)行相應(yīng)優(yōu)化，提高了華能長興電廠660 MW超超臨界機(jī)組在深度調(diào)峰負(fù)荷下安全穩(wěn)定運(yùn)行的能力，并已能實(shí)現(xiàn)短時(shí)間30%額定負(fù)荷安全運(yùn)行，后期將在電網(wǎng)允許下進(jìn)行長時(shí)間30%額定負(fù)荷運(yùn)行試驗(yàn)。

(1)優(yōu)化汽泵在深度調(diào)峰期間轉(zhuǎn)速始終保持在2 750 r/min以上，保證協(xié)調(diào)控制運(yùn)行。這避免了汽泵轉(zhuǎn)數(shù)波動(dòng)、給水流量波動(dòng)，以使機(jī)組安全運(yùn)行。

(2)通過緩慢開啟煙氣旁路門，將部分煙氣由水平煙道直接送至脫硝入口，可提高脫硝系統(tǒng)入口溫度。這保證了機(jī)組在30%負(fù)荷時(shí)脫硝入口溫度保持在300℃以上。

(3)通過開啟送風(fēng)機(jī)熱風(fēng)再循環(huán)調(diào)節(jié)門并適當(dāng)減少一次風(fēng)量，提高深調(diào)期間鍋爐高氧量運(yùn)行，并使送風(fēng)機(jī)脫離失速區(qū)。

(4)優(yōu)化引風(fēng)機(jī)轉(zhuǎn)速維持在3 100 r/min以上，保證引風(fēng)機(jī)遙調(diào)控制運(yùn)行。避免了引風(fēng)機(jī)轉(zhuǎn)數(shù)波動(dòng)、爐膛負(fù)壓波動(dòng)，以使威脅機(jī)組安全運(yùn)行。

(5)采用相對低熱值，高揮發(fā)分的經(jīng)濟(jì)煤種，煤粉濃度提高后，火焰強(qiáng)度由最弱的20%提高至50%。

(6)取消除氧器上水調(diào)門自動(dòng)最小開度25%的邏輯條件，自動(dòng)切換至副調(diào)運(yùn)行。將凝結(jié)水母管壓力控制在1.2 MPa以上，保證除氧器、凝汽器液位平穩(wěn)。

(7)優(yōu)化MFT給水流量保護(hù)定值從531 t/h改為492 t/h邏輯，在保證各受熱面不超溫情況下，有效提高了機(jī)組的主再熱氣溫。保證了機(jī)組過熱度余量，在機(jī)組30%額定負(fù)荷工況下保證干態(tài)運(yùn)行。