王刚

摘要：面对当前新能源的迅速发展，电力需求减少，为发挥市场在资源配置中的决定性作用，电力监管部门颁布了《电力调峰辅助服务市场监管办法》。针对电力市场的变化，电厂积极采取措施，进行深度调峰，配合电网进行深度调峰。文章针对300MW循环流化床机组深度调峰的技术问题进行分析，确保深度调峰后机组安全稳定运行。

关键词：调峰潜力；循环流化床；电力机组；深度调峰；电力能源 文献标识码：A

中图分类号：TM621 文章编号：1009-2374（2016）31-0120-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2016.31.060

1 东北电网机组深度调峰简介

某电厂设计容量为2*300MW循环流化床锅炉燃煤机组，汽轮机排汽直接空冷背压式，#1、#2机组分别于2009年12月19日及2010年5月7日投产，三大主机分别由上锅厂、哈尔滨汽轮机厂、哈尔滨电机厂生产。根据国家节能减排要求，多利用绿色能源的要求，在东北地区多风区域加大对风电的接纳，东北电网根据国家能源局的安排，在2014年开始启动深度调峰辅助服务工作。下面将相关情况简介如下：

第一，东北能监局在2014年8月发布了《关于做好东北电力调峰辅助服务市场模拟运行工作的通知》（东北监能市场[2014]240号文），根据要求在2014年8月1日开始启动模拟深度调峰运行，我厂根据调度管理部门要求，进行报价，熟悉规则，采取对辽宁省各厂深度调峰情况进行跟踪。在试运行两个月后，又下发了《东北电力调峰辅助服务市场监管办法（试行）的通知》（东北监能市场[2014]374号文），要求在2014年10月1日起试运行，并且进行实际结算，此时正式开始了接纳新能源工作，根据该规则，调峰率小于或等于48%时对火电厂进行补偿，采取阶梯式补偿办法，如下：

第一档：火电厂调峰率在48%<调峰率≤55%区间，报价区间为0～0.4元/kWh。

第二档：火电厂调峰率在55%<调峰率≤60%区间，报价区间为0.4～0.6元/kWh。

第三档：火电厂调峰率60>%，报价区间为0.6～0.8元/kWh。

如果没有进行深度调峰则对分摊进行考核，具体就是按照火电厂修正后的发电量和区内全部参与分摊电量的比值，然后乘以分摊的总金额进行扣钱（火电厂修正电量：调峰率大于30%的为第一档，在20%～30%之间的为第二档，小于20%的为第三档，其修正系数K1=1，K2=1.5，K3=2）。

由此分析，深度调峰越大补偿越多，否则考核就越多。我厂为了适应深度调峰，采取了将AGC负荷下限由165MW修改为150MW。经过2015年一年对辽宁电网深度调峰的分析，大连庄河电厂等600MW机组在深度调峰上占有优势，补偿多达7000多万元，效益十分可观。

第二，东北电网在2016年为了增加新能源的消化，在2016年5月又对深度调峰规则进行了修改，下发了《东北电力调峰辅助服务市场监管办法（试行）补充规定的通知》（东北监能市场[2016]62号文），加大了对深度调峰的补偿力度。

非供热期：第一档：火电厂调峰率在40%<调峰率≤50%区间（纯凝机组），40%<调峰率≤48%区间（供热机组），报价区间为0～0.4元/kWh；第二档：负荷率≤40%（全部火电机组）报价区间为0.4～1元/kWh。

供热期：第一档：火电厂调峰率在40%<调峰率≤52%区间（纯凝机组），40%<调峰率≤54%区间（供热机组），报价区间为0～0.4元/kWh；第二档：负荷率≤40%（全部火电机组）报价区间为0.4～1元/kWh。

通过上述可以看出，调峰幅度要求加大，第二档补偿金额力度加大。

2 300MW循环流化床机组深度调峰分析

该厂在2015年完成了供热机组的改造，建设了对外供热首站，对外供热550万平，属于热电联产机组。从东北地区冬季供暖时间看，要求在当年11月开始到次年的3月末为供暖时间段，此时机组为保证对外供热，按核定后的最小方式运行，不具备深度调峰能力，通过该电厂所属区域风电情况分析，在每年的4、5、9、10月风电较大，具备深度调峰条件。根据以上情况，该厂锅炉属于300MW循环流化床锅炉的热电联产机组。

第一，循环流化床锅炉的优点就是负荷调节比大，能够在35%～110%的锅炉额定蒸发量范围内稳定运行，非常适应于电网调峰。利用这一技术优点可以深度挖掘机组的深度调峰能力，经过专业人员分析在技术上是可行的。

第二，虽然机组可以进行深度调峰，但是还存在以下的技术问题需要解决。下面就对存在的技术问题进行分析和解决情况叙述如下：

机组的AGC下限问题。由于电网对机组的AGC有投入率要求和考核，如果要进行深度调峰就必须申请调度解除AGC进行加减负荷操作，这种频繁切除AGC的操作增加了许多违规考核费用，同时由于低负荷不能投运AGC，不利于获得调度机构的配合和深度调峰的补偿，经专业技术分析决定将机组的AGC下限调整到100MW，即33%负荷附近，这样就可以取得电网的积极配合。该公司经设备、值长室、发电部三方配合，经调度机构同意在国电南瑞厂家和本厂热工人员的配合对AGC下限于2016年5月进行了修改，经运行观察系统运行正常。

汽轮机组单顺序阀的切换问题。在该300MW机组单顺序阀切换时，经咨询制造厂家哈尔滨汽轮机厂，回复是机组应力变化满足安全要求，但由于汽流变化可能引起机组振动增大，为此经技术人员确定需要在150MW以下工况机组切到单阀方式才能保证机组安全运行。为此联系哈汽厂人员到厂，对DEH逻辑进行修改，将原来不允许在AGC方式下进行单顺序阀切换，修改为允许在AGC方式进行单顺阀切换。为此进行了试验，过程如下：（1）机组负荷保持150MW，保持参数稳定，在AGC方式下进行切阀试验；（2）机组负荷150MW，AGC控制方式下进行阀切换，加强对主机振动的监视，尤其是1、2瓦的监视，当振动大于125微米时，停止阀门切换，恢复原运行方式；（3）阀门切换过程中加强对机组负荷、主汽压力、汽包水位情况波动的监视，如波动过大，立即停止操作，恢复原运行方式，同时加强对各瓦温度和调节级温度变化的监视；（4）经过在AGC方式下进行阀门两次的切换试验，经观察，上述各参数均满足稳定运行需要，试验成功，后经运行中观察可以保证机组安全稳定。

电气方面由于该火力发电厂附近区域风电较多，而火电电源不多，所以进行深度调峰后，无功会带得比较大，可能造成机组励磁较大，发电机电压上升，使发电机过激磁反时限保护动作。为了解决上述问题，经与发电机厂家和继电保护厂家沟通后认为发电机过激磁保护反时限定值整定为1.06倍5400秒等7点由于保护装置自带0.03倍零漂移，在机组运行中很容易造成达到定值1.06倍引起保护误动跳机，为此将其修改为1.09倍过激磁，保证机组安全运行。经过修改后运行观察满足机组安全运行要求。

3 300MW机组循环流化床机组深度调峰注意事项分析

（1）机组协调AGC投运期间，负荷变化率不大于3MW/min；（2）机组负荷165MW时及时停运一台电动给水泵，保持单台给水泵运行；（3）在减负荷100MW的过程中，注意轴封汽源的切换，辅汽供轴封提前疏；（4）在150MW时加强对1号高加入口给水管道的监视，防止出现管道振动，否则及时调整流量、压力；（5）机组深度调峰过程中机组如果出现异常振动，立即停止深度调峰，恢复负荷，通知设备人员检查；（6）保持高床压运行，保证外循环物料量及外循环稳定性。低负荷运行时，必须保证一次风量大于最低流化风量，加强床温各测点监视；（7）各灰控阀开度不要低于10%，保证外置床进灰稳定；（8）注意监视分离器立管压力，发现分离器立管起压，及时减少一次风量与风压，减少下二次风，加大分离器下部返料，出现床压不稳、返灰不畅等异常情况时及时汇报；（9）降负荷过程注意给煤量变化，负荷降至150MW时，保持锅炉烧稳定配合汽机阀切换，注意协调下的煤量波动，手动控制煤量偏置保持燃烧稳定；（10）加强对汽包水位监视，水位自动跟踪异常时及时切除自动，手动调整汽包水位；（11）低负荷调整风量时，避免发生风机喘振现象，保证炉膛负压稳定；（12）根据炉膛出口氧量控制锅炉总风量，氧量控制在6%左右，注意控制环保指标在正常范围内；（13）机组深调过程中，严密监视发电机各部温度的变化并及时调整，确保运行参数在规定范围内；（14）机组深调至120MW以下时，PSS装置自动退出，此时严密监视发电机定子电压、电流、频率、有功、无功等参数，如机组负荷增加至120MW以上后立即投入PSS。

4 结语

通过上述措施的制订和执行，经过近1个月的观察，完全满足机组深度调峰的要求，并且开创了同类型机组在电网公司的AGC方式下调峰幅度最大的纪录，同时也取得了良好的经济效益。随着新能源接纳力度的加大，需要更大力度的深调，希望本文所提出的有关深度调峰经验措施能为同类型机组深度调峰提供一些借鉴。

参考文献

[1] 哈尔滨汽轮发电机有限公司说明书[S].

[2] 东北能监局.关于做好东北电力调峰辅助服务市场模 拟运行工作的通知（东北监能市场[2014]240号）[S].

[3] 东北能监局.东北电力调峰辅助服务市场监管办法 （试行）的通知（东北监能市场[2014]374号）[S].

[4] 东北能监局.东北电力调峰辅助服务市场监管办法 （试行）补充规定的通知（东北监能市场[2016]62号 文）[S].