韩钟钟 郑书明 潘友国 沈霄华 盛伟斌

（华能（浙江）能源开发有限公司长兴分公司，浙江 湖州 313100）

0 引言

原统调模式下，机组负荷跟随主要考虑负荷计划兑现率，变化范围相对较小，机组运行相对稳定。现货市场下，机组运行负荷范围增大，当出现高电价时，要及时调整跟随，争取高价收益，低电价时恰好相反。宽负荷范围调节，导致机组参数自动优化调整难度加大，需要及时手动干预，防止机组参数失调。

电力市场化进程中，为应对电力现货市场的挑战，进一步增强企业市场竞争力，提升服务价值，能够快速响应AGC负荷曲线至关重要，在市场高价时能及时发出电量，取得高收益，争取利益最大化，才能使企业立于不败之地，赢得生存空间。

1 华能长兴电厂概述

华能长兴电厂锅炉HG-1968/29.3-YM5采用П型布置、单炉膛、水平浓淡低NOx分级送风燃烧系统、墙式切圆燃烧方式，炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、带再循环泵的启动系统、一次中间再热。每台锅炉配有两台汽动引风机和一台电动启动引风机。两台汽动引风机为静叶可调轴流式风机，并联运行、汽轮机变速调节；水平对称布置、垂直进风、水平出风。

给水系统采用单元制，每台机组设置一台100%容量汽动给水泵，两台机组共用一台30%容量启动定速给水泵。制粉系统采用中速磨一次风正压直吹式制粉系统，配置6台MP磨煤机，燃用设计煤种时，运行方式为五运一备；每台磨煤机引出4根煤粉管至锅炉燃烧器，对应同一层燃烧器；煤粉细度R90=18%；系统配有2台动叶可调轴流式一次风机；2台离心式密封风机，一运一备[1]。

2 电厂辅助能力现状

电厂目前负荷偏低，二次调频幅度加剧，调整难度加大。

现货交易阶段，机组负荷经常在264 MW左右运行。原统调模式下，机组负荷跟随主要考虑负荷计划兑现率，运行负荷相对较高，变化范围也相对较小，机组的节能调整和参数调整工作量相对较小。现货模式下，整体负荷调整、价格调整逼迫机组运行负荷范围增大，当出现高电价时，要及时调整跟随，争取高价收益，低电价时恰好相反。宽负荷范围调节，导致机组参数自动优化调整难度加大，需要及时手动干预，以防机组参数失调。

现货交易阶段，机组负荷长时间低于330 MW，锅炉本体吹灰条件不满足，如果负荷长期偏低，锅炉运行安全将受到威胁。

在华能长兴电厂#2机组运行期间，通过对受热面管壁温度进行查看，发现#2机组尾部烟道受热面容易超温，主要集中在分隔屏2-8管，屏过34-11管、8-12管，一级再热器68-2管。管壁长时间超温运行，会加速炉管内壁高温腐蚀氧化，缩短管壁的使用寿命，甚至存在爆管的可能性，故应控制后屏过热器壁温不大于632 ℃。机组负荷偏低，水冷壁区域、过热器区域积灰，导致低负荷时再热器壁温偏高，再热汽温提不上去。此种工况下，只能开启再热器事故喷水降温，机组经济性又得不到保证。

二次调频幅度变大，当前情况下机组响应能力有限。当前AGC计划负荷曲线间隔为5 min，为了响应AGC速率，在330～660 MW范围，机组负荷变化率正常设定为12 MW/min；在264～330 MW范围，机组负荷变化率正常设定为8 MW/min。负荷变化宽度大，对运行调整要求较高，图1所示为某次机组负荷曲线图，根据曲线可以看出，08：00—08：30，要求机组负荷从300 MW升到600 MW，按照AGC计划曲线跟随调整，升负荷阶段负荷变化率在11 MW/min才能满足负荷响应，机组实际负荷变化速率330 MW以下是8 MW/min，330 MW以上是12 MW/min。

图1 某次机组负荷曲线图

现货市场的放开，对机组的负荷响应能力（启停机响应、变负荷响应）提出了更高的要求，既要保证电压、频率稳定，又要保证机组安全；大幅度的负荷变动，也对运行人员提出了更高的要求，尤其是在自动协调控制无法实时跟踪调节时（诸如磨煤机堵煤、主汽压力高、汽动给水泵转速高、汽引转速高、环保调整等情况）。机组负荷变化率提高，低负荷时，锅炉管道、阀门本体等特别是汽轮机转子的热应力就会增大，长此以往，机组必然故障频出，服役期缩短。所以，要及时调研探讨当前形势下机组辅助能力的改善，方能增收止损。

3 机组运行过程中存在的问题及建议措施

3.1 制粉系统运行

制粉系统出力要求的提高带来的不利影响：（1）磨煤机电流大；（2）容易堵煤。

建议措施：（1）对启停磨的时间要有新的认识，根据负荷曲线及时启动或停运磨煤机；（2）燃烧印尼煤期间，要做好防爆措施，且每班应将磨煤机煤量手动调至35 t/h运行；（3）严格监视制粉系统运行参数，关注机组水煤比、过热度等参数变化，发生失调及时干预。

3.2 给水泵转速高，高调开度大

华能长兴电厂#2机组在正常运行时，电动给水泵不作备用，只通过一台汽动给水泵为机组提供给水。如图2所示，汽动给水泵有三路汽源：辅助蒸汽、四抽、冷段再热蒸汽。机组启动中，需通过辅助蒸汽冲转汽动给水泵；但机组并网后四抽压力至0.4 MPa，汽动给水泵汽源切换为四级抽汽，机组满负荷运行时，四抽压力能够满足汽动给水泵运行；当机组超出额定出力运行、四抽压力不足时（汽动给水泵低压调门开至75%），开启冷再至高压调门，冷再汽源参与给水调节。在机组迅速加负荷至630 MW时，随着给水流量快速增大，汽动给水泵转速明显提高，当给水泵低压调门开至75%后高压调门开启[2-3]，此时汽动给水泵转速一般在4 700 r/min以上，若继续加至满负荷660 MW，汽动给水泵高压调门开启至60%以上，会瞬间导致汽动给水泵超出力运行[4]，此时汽动给水泵出口流量会超出额定满负荷给水流量1 810 t/h，对给水泵的安全运行带来不利影响。

图2 汽动给水泵汽源简图

下面就如何控制高压调门开度，提出几点建议：

3.2.1 提前开启疏水

机组从高负荷继续往上爬升的时候，提前开启冷再至给水泵汽源管路疏水，防止进汽温度低焓值下降，造成汽轮机调门开大，调节裕度变小。

建议：增加逻辑，高压进汽温度低于315 ℃且负荷＞580 MW，给水泵高压进汽温度异常报警。

3.2.2 监视转速偏差

严密监视给水泵转速，在高负荷时，给水泵受负荷响应速率快的影响，其调节速度往往滞后于转速设定值，造成给水泵转速偏差大。转速偏差大的情况下，注意减温水的使用量不可过大，且需及时停止吹灰。转速偏差在170 r/min左右给水泵可能会退出自动模式，跳至手动，因此当机组转速偏差＞150 r/min且转速偏差继续增大时，应申请撤出机组AGC。

3.2.3 监视给水泵调门开度及转速，尽量防止高调开启

保持机组真空良好，必要时投运高速循泵。汽动给水泵在快速加负荷过程中转速上升，如高压调门开启，须严密监视高压调门开度。最理想的状态是保持高压调门关闭状态或微开。一般高压调门的开启说明低压汽源热值不足，应想办法适当降低给水泵转速，适当调整燃烧，调整过热度，减少减温水的使用量，调整压力偏置，停止吹灰，对给水泵的运行提供适量的裕度。检查两台机组辅汽压力，提高邻机辅汽压力设定值至大于本机压力设定值。

3.2.4 调节要缓慢，防止给水泵参数超限

负荷变化快，给水泵的响应速率快，给水泵运行本身就在一个临界状态，所以调节过程中，要尽量减少其相关因子的大幅度调节，比如汽温，如果调节过度造成汽温快速上升，减温水使用量不得已急剧上升，对给水泵运行带来的干扰必然进一步加大。所以，快速加负荷过程中，可将汽温提前往下调整，减少减温水的使用量，运行负荷到位后缓慢调整汽温至正常。过热度调节对给水流量的波动也有一定的影响。

3.3 汽引转速高

在升负荷过程中，尽量保持汽动引风机转速小于5 650 r/min，具体方法如下：

3.3.1 加强吹灰

在600 MW以下负荷，加强对空预器、SCR的吹灰，保持烟道通畅，减少阻力。低省的吹灰在负荷变化快时最好改为手动，防止辅汽压力波动大。两台机组不要同时进行低省吹灰。

目前已经对锅炉吹灰工作进行了灵活调整，具体如下：机组负荷＞330 MW时，白班吹水冷壁C、D层，夜班吹水冷壁A、B层，中班吹水冷壁A、B、C、D层；长吹：白班吹R/L1、3、5、9，夜班吹R/L2、6、8、12，中班吹R/L3、4、7、10。这只是针对当前情况的一种暂时调整。

3.3.2 停止吹灰

在600 MW以上负荷，停止空预器、低省、SCR、炉膛吹灰，因为吹灰过程中炉膛正压，对引风机转速影响较大。

3.3.3 减少磨煤机冷一次风门开度

磨煤机冷一次风风压较高，对炉膛压力影响较大。磨煤机运行过程中，可适当提高磨煤机出口温度，减小冷一次风门开度。

3.3.4 调整炉膛负压

如果汽引出力接近临界值，应先适当调整炉膛负压，减少汽引出力。

3.3.5 提前放开二次风门

在加负荷过程中，提前放开二次风门，保持二次风箱微正压（0.1 kPa左右）。氧量不宜调整过高，以引风机出力不超限为准。

3.3.6 监视汽引参数

维持引风机真空良好，监视引风机振动，若环境温度较高，建议保持汽动引风机循环水泵运行，必要时投运高速循泵，密切关注引风机及主机真空、排汽温度、汽引转速。

3.4 主汽压力高，防止PCV动作

目前PCV安全阀动作压力整定值高于30.4 MPa自动开，低于29.49 MPa自动关。为防止主汽压力上升过快，造成PCV安全阀动作，需要做到以下几点：

3.4.1 降低过热度，调整燃烧，减少过热器减温水的使用

过热度过高，裕度变小，对调节汽温不利；过热度过高，可能导致过热器减温水开度变大，造成主汽压力偏高。可根据负荷曲线提前启动磨煤机，调整过程中注意提前降低过热度。但在主汽压力上升较快的情况下，应及时关小或关闭过热器减温水。

3.4.2 降低压力偏置

负荷至580 MW，及时将压力偏置调整到0；如果主汽压力超过29 MPa，将压力偏置往负值调整；若压力偏高快超限时（29.5 MPa）负荷还未升到位，汇报值长，撤出AGC，继续调整主汽压力偏置；压力达到29.7 MPa时快速手动调整BTU，适当调整过热度设定值稍高于实际值，主汽减温水收小。上述调整均按实际情况提前进行。

3.4.3 监视磨煤机风速，防止堵煤

监视磨煤机出口运行风速，如果风速发生下降，及时按照堵煤方案处理。如果堵煤严重且机组又是高负荷，应做好切换磨煤机的准备，严禁在高负荷下吹扫停运的堵煤磨煤机，必要时撤出机组AGC，降低机组负荷。

3.4.4 严禁对负荷设限来降低机组负荷

主汽压力快速上升且无有效调整手段时，严禁将负荷高限设定得低于实际负荷，这个操作将会导致机组降负荷，机侧关调门，主汽压力进一步上升。

3.4.5 一般的处理要点

（1）收减温水开度；

（2）压力偏值往下调整；

（3）调整过热度设定值，要略大于实际值；

（4）BTU往上调整，减煤；

（5）机组切至TF方式，注意机组负荷、发电机运行参数，防止超限。

4 结论及建议

（1）电力市场试运行期间，对于目前的机组来说，负荷往上升，影响最大的还是磨煤机出力、给水泵出力、汽引出力、主汽压力。

（2）提早了解机组出清曲线以及相关设备隐患，做到心中有数。如果监盘发现问题，要及时汇报，加强沟通，不能随意调整AGC速率和设置负荷高低限，可撤出AGC进行稳定操作并记录好时间，写明理由。

（3）在负荷稳定时还需监视其他参数，比如排烟温度、空预器电流、供热压力等。

（4）监视制粉系统参数，了解机组燃烧的煤种，确保磨煤机运行稳定。