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［摘要］通过2台600 MW超临界机组深度调峰的应用,总结深度调峰的难点,并针对机组烟风系统、制粉系统、给水系统、轴封及氢冷器和定冷水系统、循环水和凝结水系统、大/小机本体部分等专业系统予以分述。分析了深度调峰各系统的调整方式及注意事项。依据调整试运行经验,给出汽机侧和锅炉侧的调整注意事项,为同类型燃煤机组深度调峰提供借鉴。 0 引言为加快非化石能源发展，推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系，推动电力高质量发展［1-4］。风电、太阳能消纳及核电的安全高效运行，对电力系统运行调节能力提出了新的要求。 煤电灵活性改造包含深度调峰、抽水蓄能、燃气发电、储能装置［5-7］等，都是提高系统调节能力的有效手段，其中抽水蓄能和燃气发电改造可执行性较差，储能技术又受基础投资、运行安全等因素制约，对机组灵活性改造借鉴意义有限，因此本文主要讨论机组深度调峰。 《电力发展“十三五”规划》提出2020 年前“三北”地区完成220 GW 煤电机组灵活性改造。目前仅完成规划目标的24%，为了消纳快速增长的新能源增量，电网对600 MW 及以上煤电机组“深度调峰”能力的需求日趋凸显。在不进行深度调峰设备改造投入的前提下，提升煤电“大机组”灵活性，适应机组调峰能力，以争取达到第2 挡调峰电价补偿为目标。 本文旨在通过分析600 MW 超临界机组的深度调峰，研究机组安全稳定极限运行的应用，目的在于规范深度调峰时机组调整方式，防止发生设备损坏和锅炉灭火事故。本文按照专业系统进行调整和安全部署，总结了600 MW 超临界机组深度调峰的系统设置、安全措施和运行管理上积累的经验，分析调峰期间常见的运行、操作、维护问题，归纳行之有效的控制措施和解决方法。 1 机组基本情况某公司发电机组是由中国东方电气集团股份有限公司设计制造的600 MW 超临界机组。汽轮机为一次中间再热、单轴、3 缸4 排汽、双背压、纯凝汽式；锅炉单炉膛为变压、直流、本生型、一次中间再热、双烟道，并带有脱硝装置、固态排渣、内置式启动分离系统。设计用煤为潞安贫煤与晋城无烟煤，采用定-滑-定运行方式，正压直吹式双进双出钢球磨煤机制粉系统，HT-NR3旋流燃烧器，前后墙布置，对冲燃烧。设置2×50%BMCR（锅炉最大连续蒸发量）汽动给水泵和1 台30% BMCR 容量的电动调速给水泵［8-9］。汽轮机高、低压旁路串联方式，满足机组40% BMCR 工况的蒸汽排量。该机组迫于煤炭压力掺烧50%左右的烟褐煤，但系统运行正常，各参数满足机组设计要求。 2 机组深度调峰难点600 MW 超临界机组锅炉燃用设计煤种最低不投油稳燃负荷为45% BMCR，运营调试最低不投油稳燃负荷为300 MW［10］，尝试30%负荷深度调峰是考验机组安全和经济运行极限值的操作。在进入30%负荷深度调峰期，基本上依靠手动调节，并要求加强监盘力度和精细度，保证机组设备安全为首要原则，在极端特殊情况下处理要果断，防止出现设备损坏的情况［11-13］。从锅炉稳定燃烧，掺配煤种的选择，储水罐水位控制，给水泵调整，辅汽压力的保证，主、辅机振动，滑压控制，发电机进相和厂用母线电压等方面提出更高要求［14-15］。 （1）调整掺配煤，磨煤机运行台数、层位置参数，防止低负荷不投油锅炉灭火。 （2）汽动给水泵转速低，再循环阀开度大，易出现给水流量低导致主燃料跳闸（MFT）动作；触发湿态时储水罐水位控制和凝汽器的保护［16］。 （3）锅炉主要辅机调整控制方式时，避免送引风机、一次风机流量压力不匹配，进入非稳态工作区，出现失速和喘振现象。 （4）给水系统变化对主、再热蒸汽温度调整时避免出现蒸汽带水、蒸汽温度骤降，以及缺水、管壁超温等情况［17］。 （5）随辅汽压力变化时确保轴封压力、小汽机供汽压力，防止轴封漏气以确保小汽机正常运行。 （6）在低负荷段加强监视汽轮机、避免低压缸末级叶片排汽湿度较大，蒸汽流量少，汽轮机低压排汽温度升高。加强小机的汽轮机监测保护系统（TSI）监控，胀差、轴向位移、振动在规定范围内。 （7）保证#3 高压加热器及各级低压加热器水位稳定，避免因机组负荷低，各段抽汽压力差变小，造成疏水不畅，出现水位高保护动作跳高压加热器。 3 机组30%负荷深度调峰调整600 MW 超临界机组深度调峰运行对主、辅系统操作和调整要求严格精准，系统运行参数须控制在规程和设备说明书允许的范围内。调整方式满足深度调峰的目的，以下按照机组专业系统的情况予以分述。【汽机监督】 3.1 烟风系统锅炉烟风系统的送、引风机和一次风机均为并列运行，大功率轴流风机并列运行受烟道阻力变化或者动（静）叶角度过小时极易发生失速和喘振，控制偏差将造成低负荷时辅机跳闸。在深度调峰前，确认锅炉风量不小于25%且负荷大于30%，锅炉主燃料跳闸（MFT）动作，3取2逻辑保护退出。深度调峰期间确保微油枪和运行磨煤机对应的点火枪可靠备用，确保制粉系统按照调峰计划进行配煤。 当机组负荷降至300 MW 时，及时退出送、引风机和一次风机联跳和炉膛负压自动保护，将引风机频率降至30 Hz 后，不再采用调频方式调整引风机出力，而是采用关小引风机静叶开度的方式调整炉膛负压。在机组负荷降至250 MW 时，密切监视空气预热器（以下简称空预器）电流和空预器密封间隙调整装置就地控制柜的数据变化，如果出现电流摆动或就地有异常刮擦声音，及时进行紧急提升处理，待加负荷至500 MW 以上稳定1 h 后，再将空预器密封间隙调整至原位置。在调整送、引风机和一次风机时，要控制2台风机均匀匹配降低出力，防止出现风机失速或喘振，该过程重点监视风机振动值和轴承温度。 当机组负荷降至200 MW 左右时，送风机动叶开度最低降至5%～8%之间，维持送风机出口风压约1.30 kPa，通过关小燃尽风和停运燃烧器对应二次风以保证投运磨煤机层的二次风箱压力在0.35 kPa 以上运行；调整一次风母管压力在7.50 kPa 以上，维持各粉管一次风速在22～28 m∕s 之间运行，最低不小于20 m∕s；若无法保证粉管一次风速，采用再停运1 台磨煤机、维持2 台磨煤机运行来提高一次风压；如果一次风机动叶开度过小导致出现“风机喘振”现象，可以采取开、启、停运磨煤机风阀的方法降低风压，适当提高一次风机出力；在燃烧稳定的情况下，缓慢减少给煤量，进一步降低机组负荷至180 MW。 3.2 制粉系统根据调峰前制粉系统运行和上煤情况，在深度调峰期间，优先考虑运行烟褐煤掺混磨煤机［18］，但这一运行方式可能会造成制粉系统爆炸、烧粉管及燃烧器的问题，因此在深度调峰期间应密切监视炉内着火情况、炉膛负压，确保炉膛负压波动达到±100 Pa、火焰明显闪烁时果断投油助燃；根据机组负荷计划曲线，每天深度调峰之前试投微油枪和计划调峰时运行磨煤机对应的点火枪以确保可靠备用。 在深度调峰期间进行启动油枪推进、退出试验，并将雾化蒸汽投入，确保启动油枪备用，准备2台磨煤机运行，1 台磨煤机跳闸，主蒸汽温度下降过快时及时投入启动油枪，防止出现突甩蒸汽温度的情况发生。 深度调峰期间退出协调控制系统（CCS），防止汽机调阀波动造成燃烧调节的大幅波动。尽可能采用滑压的方式控制负荷，且燃烧调节幅度要小且慢。当机组负荷降至300 MW 以下时，优先提高以维持运行的磨煤机料位在500～700 Pa，以减小断煤波动的影响。继续下调负荷时控制降负荷速率为3～5 MW∕min，根据燃烧情况负荷在300～250 MW 先投入微油枪，再停运第3 台磨煤机，维持3 台烟褐煤磨煤机运行，降低中（上）层2台磨煤机的出力，维持下层2 台磨煤机出力在机组正常运行范围内，即满足35～45 t∕h的给煤量，在第3台磨煤机停运后，再适当提高中层运行磨煤机的出力。30%负荷深度调峰时3台磨煤机的煤质情况见表1。 表1 30%负荷深度调峰时3台磨煤机煤质情况 燃用表中煤种在180 MW 负荷时煤量维持在90～100 t∕h，为保证磨煤机一次风量与入炉给粉量比例（以下简称风粉浓度）和燃烧稳定性可考虑适当降低下层磨煤机的出力。一般按照下层2台磨煤机不低于35 t∕h 出力，中层磨煤机维持25 t∕h 左右出力运行，当无法保证粉管一次风速大于20 m∕s，采用停运中层磨煤机后下层2台磨煤机平均分配给煤量的方式运行。 正压直吹双进双出钢球磨煤机燃用烟褐煤严重偏离锅炉设计煤种，制粉系统防爆和防烧粉管问题比较突出，在机组负荷降至200 MW 以下时，为保证磨煤机惰化蒸汽可靠备用，将惰化蒸汽调节阀旁路手动阀开至能维持1台磨煤机投入惰化蒸汽时压力在0.2 MPa以上。投入惰化蒸汽要综合考虑惰化蒸汽对燃烧稳定性的影响，投入惰化蒸汽燃烧状况差时，及时投油稳燃。在30%负荷深度调峰阶段出现燃用高挥发分煤的磨煤机启、停、吹、扫过程中，可考虑投油稳燃，待启、停磨煤机吹扫结束及时停运油枪。 保证制粉系统风压、风速、温度测点可靠以保证制粉系统安全备用，稳定调整。为避免3 台磨煤机运行期间其中1 台跳闸造成灭火事故，深度调峰期间始终保持1台磨煤机处于暖磨备用状态。根据调峰前制粉系统运行和上煤情况，优先考虑掺混煤磨煤机暖磨备用（烟褐煤磨煤机次之），以备出现长时间断煤或燃烧恶化迅速启磨，确保燃烧稳定。必要时先加燃烧、加负荷防灭火，再向电网调度中心解释说明原因。 3.3 给水系统30%负荷深度调峰期间，给水系统控制为主要难点之一，监视给水和蒸汽温度调节系统运行可靠，防止出现蒸汽带水、蒸汽温度骤降以及缺水、管壁超温等情况。具体控制：（1）保持180 MW 负荷匹配给水量，关小主给水电动阀至某一开度，用给水旁路阀控制给水量，维持一定的过热度保持锅炉在干态运行；（2）保持180 MW 负荷时的给水量，在主给水电动阀关至极限开度时，用给水旁路阀控制给水量无法维持干态运行，被迫开启361 阀锅炉转湿态运行。【汽机监督】 3.3.1 开启361阀锅炉转态运行 随着机组负荷降低，在2 台小汽轮机转数降至3 000 r∕min 时，汽动给水泵再循环阀全开，主给水旁路阀关至40%以下仍无法保证过热度，机组负荷降至180 MW 时，361阀开启受到主汽压力和分离器出口压力逻辑闭锁的限制。采用开启高、低压旁路控制主蒸汽压力在7.50～8.00 MPa，满足361 阀开启条件，维持给水量在600～700 t∕h，单侧361 电磁阀开启5%～10%之间维持储水罐水位平衡，锅炉转湿态运行。负荷降至200 MW 以下时，若给水流量已低于600 t∕h，锅炉湿态运行，而主蒸汽压力仍高于8.73 MPa 时，则投入汽轮机高、低旁路系统。为控制汽轮机高压旁路超温先开启高压旁路减温水手动阀。缓慢投入低压旁路，设定低压旁路压力低于当前负荷对应值0.1～0.2 MPa。缓慢投入高压旁路，保持投入高压旁路后蒸汽温度与高压缸排汽温度温差不超过20 ℃，最高不超过350 ℃（高压旁路出口温度达395 ℃，延时5 s，保护自动跳高压旁路）。逐渐增加高压旁路开度，保持主蒸汽压力在7.50～8.00 MPa，使得361 阀具备开启条件。600 MW 超临界机组在250 MW 以下不同负荷对应的再热蒸汽压力（95%高压调节阀（以下简称高调阀）开度）见表2。 表2 600 MW超临界机组在250 MW以下不同负荷对应的再热蒸汽压力（95%高调阀开度） 3.3.2 锅炉维持干态运行 在机组负荷降至300 MW 时，随着机组负荷的降低，按照滑参数曲线降低主、再热蒸汽温度至180 MW 负荷对应的主、再热蒸汽温度550 ℃。如果在降低负荷困难的情况下，可考虑适当降低主蒸汽温度至（500±10）℃的同时适当降低机组真空，以提高机组的耗汽（水）量；当180 MW 负荷运行稳定，给水控制稳定在将温度和真空调至正常值以提高低负荷运行经济性［19］。其难点在于储水罐已见水，主蒸汽压力高于361 阀允许的开启值，既要保证储水罐不满水，又要保证汽轮机高、低压旁路不投入，减少蒸汽损失。 机组负荷降至250 MW 时，通过调整主给水旁路阀，逐渐关小主给水电动阀（保持10%～20%开度），随负荷降至180 MW 维持给水量在600 t∕h 左右，保证5 ℃左右过热度，维持锅炉在干态运行。此时要求缓慢控制给水泵转数，而且根据储水罐压力控制给水压力，避免因机组低负荷调整给水造成锅炉储水罐压力短时间高于给水压力，从而导致锅炉断水事故。深度调峰期间，按照平时机组运行经验中给水量大于蒸汽量的吨数，控制总给水量，主、再热蒸汽温度控制按照各段蒸汽温度变化趋势提前调整，控制提前量。因为主给水电动阀调节线性较好，深度调峰期间给水控制方式比较理想。根据机组实际运行情况，负荷降至200 MW 以下时，给水流量已低于600 t∕h，在不转态的情况下储水罐水位可以维持，但需要注意调整给水时要缓慢控制过热度（一般过热度不超过5 ℃），防止给水大幅度波动造成储水罐满水。 3.4 轴封、氢冷器和定冷水系统机组负荷降至300 MW，随着燃料量的降低主蒸汽压力下降，机组负荷降低至汽轮机调阀开至95%后，由锅炉滑压运行继续降负荷；此时控制减燃料速率，磨煤机容量风阀每次关小幅度控制在2%左右，并根据主蒸汽压力的下降速度提前做好再次减少燃料的准备，在辅汽联箱压力降至0.6 MPa之前，将主蒸汽供轴封供汽管路投入热备用：开启主蒸汽供轴封手、电动阀，投入主蒸汽供轴封疏水器，主蒸汽供轴封调阀关闭。 当机组负荷降至250 MW 时，限制氢冷器冷却水量，适当开大氢冷器旁路，保持氢温正常；但需要注意氢冷器入口闭式水压不得高于氢压，必要时可退出一组氢冷器运行，同时为保护发电机要注意定冷水温调节，保证定冷水温不低于42 ℃。 3.5 循环水和凝结水系统根据调度负荷曲线和调度指令做好准备工作，降低循环水和凝结水系统的耗电量，在2 台机组均进行30%负荷深度调峰时，当负荷降至300 MW 前，将1高速和1低速循环水泵，改为2台低速循环水泵运行；单台机组运行深度调峰期间，将1台高速循环水泵运行，改为1台低速循环水泵运行；关小凝汽器循环水回水阀，适当降低真空。保留1 台真空泵运行。凝结水泵在保证振动的最小频率下工作，凝结水调节站投自动，凝结水泵密封水投自密封运行。 3.6 大、小机本体部分机组进行30%负荷深度调峰时，汽轮机的进汽量大大降低，各部进汽量无法平衡，势必造成汽轮机各部受热不均，因此应重点监视汽轮机、小机TSI，以及胀差、轴向位移、振动，确保其值在规定范围内。在锅炉出现燃烧不稳，甩蒸汽温度或蒸汽温度大幅度波动时，尤其要注意胀差和轴向位移，超过规定值时立即停机。当采用开启高、低旁路［20-23］控制主蒸汽压力满足361 阀开启条件，实现锅炉转湿态运行时，严密监视高压排汽缸内壁金属温度有无升高现象，若有温度升高，采取进一步降低压旁路压力设定值，降低再热蒸汽压力，以满足高缸冷却所需排汽量，避免由于高压排汽缸金属内壁温度过高（大于420 ℃）时主机跳闸。 机组负荷降至300 MW 以下，继续降负荷的过程中应手动调节汽泵再循环，保持再循环开度不小于30%，前后截阀全开（汽泵再循环逻辑：汽泵流量小于350 t∕h 时，强制全开再循环；汽泵流量小于260 t∕h 且再循环调阀开度小于30%或前后截阀关闭延时10 s时，汽泵跳闸。随着负荷下降，逐渐降低汽泵转速，保持汽泵流量不低于500 t∕h。汽泵转速降至3 000 r∕min 时，维持汽泵转速不变，用主给水旁路调节阀进行给水调节。【汽机监督】 深度调峰时，保证辅汽联箱压力，一方面是为了保证轴封供汽，维持轴封，另一方面是为了保证汽动给水泵的供汽。如果双机运行只有单机深度调峰则应将辅汽并列；如双机深度调峰，采取必要措施保证辅汽联箱压力。措施包括：提前暖管由冷再供给辅汽，如轴封压力偏低，关闭轴封溢流电动阀，适当控制除氧器加热的蒸汽用量，炉侧停止吹灰用汽；投用惰化蒸汽时应检查辅汽压力，避免辅汽压力过低；若2台汽泵运行造成辅汽压力过低，及时启动电动给水泵，停止1台汽泵运行。 3.7 电气调整控制30%负荷深度调峰期间，重点监视发电机各参数，注意无功调节确保厂用电压在允许范围内，6.0 kV 母线电压不能低于5.8 kV。发电机如果进相运行，励磁调节必须投入自动方式。低励限制、失磁保护必须可靠投入，严格按照发电机进相运行要求。 4 深度调峰操作注意事项4.1 汽机侧调整调峰操作前试运行电动给水泵，使其处于可靠备用状态，当出现断煤、燃烧恶化、快速甩负荷致使辅汽压力大幅下降，炉侧惰化蒸汽不能保证时，立即启动电泵、并泵，紧急停运1台小汽机保证辅汽压力。如炉侧转湿态运行，应注意保证凝结水母管压力，保证疏水扩容器不超温。 361 阀开启时要缓慢、小幅度、逐渐开启，防止对疏水扩容器产生热冲击。注意各加热器水位监控，尤其是#3高压加热器及各低压加热器水位，避免因负荷低，造成各段抽汽压力差变小，疏水不畅，使得水位升高。发生这一情况时，应开启高、低背压疏水扩容器减温水，通过高、低压加热器的事故疏水阀开度调节加热器水位。投入汽轮机高压旁路减温水时一定密切注意高压旁路温度是否满足要求。深度调峰结束，加负荷过程中，要注意及时关小冷再供辅汽调阀，避免辅汽联箱超压。深度调峰操作至机组负荷300 MW 时，为保证汽机安全，确认机侧高低加水位、凝汽器水位、除氧器水位、轴封压力、轴封温度的自动投入，其他自动调节均为退出状态。 表3 600 MW超临界机组30%负荷调峰主要运行参数 4.2 锅炉侧调整在制粉调整过程中，要严格控制燃用烟褐煤的磨煤机出入口温度，防止制粉系统爆炸，燃烧器和粉管事故发生。当3 台磨煤机运行，辅汽联箱压力在0.38 MPa 左右。在没有磨煤机投入惰化蒸汽的情况下，惰化蒸汽母管压力0.36 MPa 左右，投入惰化蒸汽一定要监视辅汽联箱压力，满足1 台磨煤机投入惰化蒸汽母管压力大于0.10 MPa即可，防止由于惰化蒸汽用量过大影响小机用汽，如果用汽量过大可考虑停止1 台小机。投入361 阀和汽轮机蒸汽旁路要提前充分暖管，并且开阀幅度要缓慢，每次开启1%，避免管路振动损坏设备，尤其要防止储水罐电磁阀自动快速开启造成管路剧烈振动；调整给水电动阀和汽轮机蒸汽旁路阀时，高度关注给水压力的变化，控制开关幅度，避免发生储水罐压力高于给水压力，发生给水流量低的事故。深度调峰操作至负荷300 MW 时，确认炉侧一次风压自动、炉膛负压自动、给水转速自动调节；主、再热蒸汽温度，CCS（燃料量、主蒸汽压力）自动退出。600 MW 超临界机组30%负荷调峰主要运行参数见表3。磨煤机主要运行参数见表4。 表4 磨煤机主要运行参数 5 结论某公司2 台机组已进行10 台次600 MW 超临界机组30%负荷深度调峰的应用，每次深调稳定安全运行均在3 h 以上，没有耗用助燃用油和发生设备损坏事件，保证了机组安全稳定经济运行。该项目研究得以顺利实施并取得实效，进一步提高了机组在网运行灵活性，顺应电网对600 MW 机组调峰能力的紧迫需求，提高了企业综合竞争力。防止设备损坏和锅炉灭火进行分析探索。对600 MW 机组深度调峰运行设备系统影响的一些问题进行了分析，找到解决问题的方法和控制措施，能够为同类型机组的深度调峰提供借鉴。【汽机监督】 参考文献： ［1］PETERSEN M K，AAGAARD J.Heat accumulators［EB∕OL］.（2014-01-01） ［2020-04-05］. http：∕∕www.kareliainvest.ru∕file.php∕id∕f5291∕name∕acro.pdf. ［2］LUND H，ANDERSEN A N.Optimal designs of small CHP plants in a market with fluctuating electricity prices［J］.Energy Conversion and Management，2005，46（6）：893-904. ［3］LUND H，CLARK W W.Management of fluctuations in wind power and CHP comparing two possible Danish strategies［J］.Energy，2002，27（5）：471-483. ［4］吕泉，王伟，韩水，等.基于调峰能力分析的电网弃风情况评估方法［J］.电网技术，2013，37（7）：1887-1894.LÜ Quan，WANG Wei，HAN Shui，et al.A new evaluation method for wind power curtailment based on analysis of system regulation capability［J］.Power System Technology，2013，37（7）：1887-1894. ［5］ANDERSEN A N，LUND H.CHP-plants with big 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