关键词：火力发电；1000MW；低负荷运行；深度调峰；控制策略
1.引言：
全国范围内电力供应严重过剩。截至2018年底，全国发电装机容量19亿千瓦，全年发电设备平均利用小时数为3862小时，其中，全年火电设备平均利用小时数为4361小时，可见全国范围内电力过剩局面非同一般。
经济发达的广东，火电产能过剩同样形势严峻。根据中电联数据，广东省在2016年1月至8月期间，火电发电设备累计利用小时数为2257小时，折合到全年约为3386小时。按正常大型火电机组设计年利用小时数为5500小时计，广东2016年火电发电设备的“闲置率”已接近四成。
清洁能源发展越来越受到重视，产量占比不断提高。截至2018年底，我国新能源发电累计装机容量达3.6亿千瓦，同比增长22%，占全国总装机容量的比重达19%。
以广东广东某1000MW机组为例，统计其2011年至2018年的机组利用小时数、最低调峰负荷、最低调峰负荷时间如下表：
可以看出，该厂年利用小时数逐年下滑，调峰负荷越来越低，低负荷运行时间越来越长，这也是近年来火电行业的基本情况。
综上，随着电力产能过程、清洁能源的占比逐步提升，电网峰谷差将日益增大。1000MW大型火力发电机组参与调峰已是必然的发展趋势，且调峰深度将只增不减，研究1000MW大型火力发电机组低负荷运行下的控制策略，对于提高调峰机组的安全性和经济性具有重要的意义。
2.低负荷运行风险分析及控制策略
火力发电机组低负荷运行，易出现锅炉稳燃、受热面积灰、风机失速、给水控制不稳、手动操作量大等风险。下面本文将从这几个方面进行论述，论述参数均参照广东某百万机组。
2.1机组负荷在400MW及以上工况
机组负荷低于450MW开始做好低负荷运行的准备工作：确认B、C、D层油枪备用并进行试投运；试投微油点火装置；恢复B制粉系统运行；确认启动系统在热备用状态，且分疏箱控制阀1、2在自动状态；确认高低旁状态正确。
2.1.1机组控制方式
此时系统运行相对较稳定，协调控制方式投入；响应调度负荷自动控制，保持机组AGC及一次调频投入。
设定负荷下限为400MW，防止AGC、协调方式投入情况下，机组随AGC指令往400MW以下降负荷。
2.1.2汽机系统
（1）给水系统：机组降负荷过程或低负荷燃烧情况，应确保汽泵的安全稳定运行。该厂两台小汽轮机给水泵在低转速深度调试后把最低转速保护定在2600rpm，但最好在降低给水流量时不要把小机转速降至低于2850rpm/h临界转速以下，以免出现汽泵给水不稳定，流量波动、抢水等事故的发生。
机组负荷降至700MW时，开启一台汽泵再循环门至20%；低于650MW时全开一台汽泵再循环门或者保持两台汽泵再循环调节开启；机组负荷低于450MW时全开两台汽泵再循环门。
（2）凝结水系统：该厂凝结水泵采用两台变频泵运行一台工频泵备用的方式，在低负荷运行时，应综合考虑安全、节能，可以通过调整凝泵运行频率、凝泵再循环大小以及保持一台凝泵运行的方式进行调整。机组负荷550MW及以上情况两台凝泵运行，凝泵再循环全关，调整凝泵频率，设定凝结水压力为2.8MPa；机组负荷550MW以下持续时间8小时情况单台凝泵运行。
（3）轴封真空系统：保持两台真空泵运行，维持真空在-91KPa以上。当主机轴封温度高于340℃时，将轴封控制模式切到紧急模式，开启辅汽至轴封供汽调门，并检查轴封溢流调整门，维持主机轴封温度低于340℃，轴封温度低于260度，投运轴封电加热器。
（4）辅助蒸汽：为继续承担深度降负荷，确保汽泵用汽稳定，辅助蒸汽切至临机供给，临机辅助蒸汽由组冷再供给，冷再至辅汽汽源投入自动，设定压力值1.1MPa。
2.1.3锅炉系统
（1）锅炉吹灰：400MW以上负荷，可以满足正常吹灰需求，应保持机组正常吹灰，严格执行专业下发的吹灰方式进行吹灰，白班、中班值长积极和中调联系，每天将机组负荷升至500MW，对锅炉全面吹灰一次。
（2）风烟系统：低负荷运行时，需保持两台一次风机运行，但易发生两台一次风机抢风、喘振的问题。故应保持备用制粉系统的冷一次风调门在20%以上开度，控制一次风压小于11KPa，防止一次风机抢风或喘振。
（3）燃油系统：在燃烧不稳、给煤机断煤、磨煤机跳闸等情况发生时，为确保锅炉燃烧稳定，我们会第一时间投入下层磨煤机对应的油枪以稳定燃烧，故在运行中，应定期试验油枪以确保随时备用，同时应将摆角放在合适位置。AB层燃烧器摆角放到水平位置附近，其余摆角不大于85％。
2.2机组负荷在400-350MW以下工况
控制策略除满足上述400MW以上基本要求之外，更应注重以下情况。
2.2.1机组控制方式
机组负荷低于400MW，解除机组AGC；负荷从400MW降至350MW过程中，应力求缓慢稳定，防止燃烧不稳、系统运行不稳等情况，具体如下：
（1）机组负荷400MW降至370MW时，首先在机组协调画面将机组降负荷的速率设定为5MW/min，将机组的负荷设定为370MW，同时将机组负荷低限设定为370MW，然后通过协调将机组负荷缓慢降至370MW后稳定3分钟，此时注意观察给水流量不低于1200T/H，锅炉总煤量为140T/H左右，一过进口过热度不低于20度，汽泵的转速不低于2950rpm，送风机的动叶开度不低于30%。
（2）机组负荷370MW降至350MW时，首先在机组协调画面将机组降负荷的速率设定为4MW/min，将机组的负荷设定为350MW，同时将机组负荷低限设定为350MW，然后通过协调将机组负荷缓慢降到350MW后稳定。此时注意观察给水流量不低于1150T/H左右，锅炉总煤量为140T/H左右，一过进口过热度不低于15度，汽泵的转速不低于2900rpm，送风机的动叶开度不低于30%。如以上参数出现偏差，特别是一过进口过热度偏低低于10度时，防止锅炉进入湿态运行，可以通过手动在给水画面设定给水流量偏置来调整。
（3）在机组负荷400MW减至350MW过程中，通过在协调画面中的压力偏置设定块设定正偏置0.8MPa左右，维持主汽压力在11.2MPa以上运行，以提高汽泵转速。
2.2.2锅炉系统
（1）保持C/D/E制粉系统或B/C/D制粉系统两组组合方式运行，保持三台制粉系统煤量均衡，燃烧稳定，制粉系统所有火检无波动情况，如发现制粉系统火检任一波动，立即投入相应层油枪运行，保持燃烧稳定。
（2）保持备用制粉系统的冷一次风调门在20%以上开度，防止一次风机抢风或喘振，送风机组的动叶开度在30%以上，防止发生抢风。该厂通过逻辑设定，负荷低于400MW时，锅炉风量不低于1850t/h，送风机动叶开度不低于33%。
（3）锅炉停止本体吹灰运行，保持空预器连续吹灰。
（4）锅炉给水主、旁路在打开运行状态，锅炉分离器疏水箱水位高时，3A阀自动投运子环在投入状态。
2.2.3汽机系统
（1）两台给水泵再循环门保持在全开状态、防止汽泵抢水现象发生。凝结水泵保持在单泵运行状态，凝结水流量小于900T/H时关闭轴加小旁路电动门。
（2）当主机轴封温度低于260℃时或轴封压力低于2KPa时，将轴封控制模式切到紧急模式，开启辅汽至轴封供汽调门，并检查轴封溢流调整门，维持主机轴封温度高于260℃和轴封压力高于2KPa运行。
2.2.4其他系统
（1）在机组低负荷运行时，进相运行最大不能超过200Mvar时，必要时通过手动调节无功功率，增加励磁，防止发电机超过其允许进相运行范围。
（2）在机组低负荷运行时，维持6KV段母线电压在6.0—6.6KV之间运行，通过调节发电机机端电压及厂变分接头进行控制，确保6KV电机运行正常。
（3）脱硝入口烟气温度≤290℃，停止脱硝喷氨运行，防止生成硫酸氢铵，粘结在脱硝催化剂和空预器上并吸附灰尘，造成脱硝催化剂和空预器堵塞。
2.3机组负荷在350MW及以下工况时
一般情况下，禁止机组在350MW工况以下运行，如特殊工况，应通知相关生产人员到现场进行技术支持。
3.低负荷运行注意事项
（1）低负荷期间禁止安排对锅炉燃烧有影响的定期试验工作；
（2）在机组升降负荷、启停制粉系统时应注意锅炉掉焦情况，密切关注分配集箱进口温度及捞渣机驱动油压，做好因为锅炉掉焦造成水冷壁壁温超限及分配集箱进口温度高的事故预想；
（3）必须维持2套及以上相邻制粉系统运行，应避免出现隔层运行，因特殊情况需要必须隔层运行时，隔层中间应投入油枪助燃；
（4）机组负荷低于400MW时，应加强对锅炉火检的监视，当出现火检闪动时，应加强燃烧的调整及就地的看火；若火检闪动较明显时，及时汇报相关专业寻求技术支持，必要时申请解除火检保护；
（5）机组负荷低于330MW后应维持机组在“湿态”运行，尽量避免在“干”、“湿态”间频繁转换；
（6）加强炉膛负压的监视，当出现煤质较差、煤质潮湿等原因造成燃烧不稳，炉膛负压波动较大时，应及时采取投油助燃等稳燃措施；
（7）低负荷运行时，喷燃器摆角调整要平稳，避免锅炉火焰中心变化频繁，造成分配集箱进口温度及主汽温度的大幅度变化；
（8）关注密封水、主机润滑油、小机润滑油、定子内冷水等冷却器调整门开度，当开度低于10%时将调整门前手动门节流，维持调整门开度不低于10%，防止进入不稳定调节区域（如果仅控制调整门前手动门节流不能满足要求时，再控制调整门后手动门节流来满足要求）；
（9）低负荷期间关注主机高调门开度，当高调门开度低于25%时，调整主汽压力负偏置，维持高调门开度不低于25%，防止高调门开度低造成相关阀门关闭或者动作。
4.结束语
随着新能源占比增大、用电结构性变化以及电力现货交易的开展，1000MW火电机组参与调峰的深度、广度必然加大。本文结合实际运行经验，对1000MW机组低负荷运行下控制方式、锅炉系统、汽机系统及其他系统等安全稳定运行遇到的困难进行了深入分析，并给出了简要的解决方案，为1000MW火力发电机组参与深度调峰提供了一定的借鉴。
参考文献
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