张仁聪

（湛江中粤能源有限公司，广东 湛江 524000）

0 引言

随着电力市场的改革不断推进，南方电网根据自身的特点，以广东为试点现货电力市场将逐渐放开，AGC辅助调频交易服务作为现货市场的有效补充先行进入正常运行，由于辅助调频还处于起步阶段，很多控制手段还不成熟，而亚临界火电机组具有其本身的特性，各种控制方式的使用仍需进一步优化，火电机组将面临新一轮电力市场改革的挑战。

众所周知，频率是电能质量的重要指标，而维持频率稳定，其本质是发电与用电的实时平衡。然而由于南方电网新能源占比较高，而新能源又容易受到天气等客观因素的影响，用电侧负荷也存在明显的峰谷效应，频率变化比较大，这些都会明显地影响电网的稳定运行。为了适应电网的频率波动，火电机组作为电力市场的压箱石必须具有较强的辅助调频能力来稳定市场，火电机组只有具有了快速变负荷的能力，才能在AGC辅助调频市场中获得相应的收益，但随之而来的是燃料量的大幅波动，进而汽温汽压的变化会更加剧烈，必须采取更为有效的手段来保证机组运行的稳定。为了提高机组稳定运行的能力，提前引入了先控控制分别对主再热汽温和燃料量进行控制，但随着运行的不断深入还是有新的问题不断暴露出来，需要我们提前进行干预、及时处理才能保证安全稳定[1]。

1 问题与控制措施

1.1 低负荷段

低负荷时调频中标，经常碰到机组计划负荷曲线300MW甚至240MW调频情况。这时由于磨煤机给粉量下降明显，容易造成火检波动，导致磨煤机失火跳闸，面对这类情况，应该及时投运等离子稳燃，投运等离子时应注意避开使用外贸煤的磨煤机并注意监视燃烧器壁温，防止出现壁温突升的情况，尤其当D层燃烧器D1、D3存在结焦的情况时，投入D层等离子应谨慎。计划负荷曲线240MW调频过大时，经常会遇到由于压力过调造成负荷下降至220MW的情况,压力闭锁加负荷造成负荷偏差，此时应适当调整各制粉系统偏置，并调整配风提高火焰中心，提高锅炉对于低负荷的适应性。负荷300MW以下由于送风机动叶开度闭锁，氧量过大造成脱硝入口浓度突变，自动跟踪不及时容易造成排放超标，此时可根据运行需要将脱硝切制手动控制，必要时可停运一台磨煤机保持三台磨运行；而调频幅度比较大时三台磨煤机出力受限无法满足需要，此时应适当提高一次风压，所以必须提前做好上煤计划以满足低负荷时运行的需要。300MW向下调频时由于汽动给水泵流量减小，可能造最小流量阀突然打开，运行人员应提前在300MW负荷左右时将其开启至30%左右，操作时必须缓慢，保持汽包水位稳定，防止由于波动过大，汽动给水泵跳出锅炉遥控；另外在低负荷运行时应注意凝结水泵永磁装置不应设定过小电流，注意凝结水泵联启条件，防止备用凝结水泵联启。

1.2 中负荷段

中负荷段调频中标，由于机组制粉系统出力不同，容易造成堵磨或者出力受限的情况。如果先控不投入燃料量过调容易造成堵磨，投入先控时由于最高燃料量闭锁；如果调频幅度比较大，由于燃烧热量不足造成负荷受限产生负荷偏差，此时应适当增大送风量，保证燃烧充分并维持较高的汽压减少燃料用量，必要时根据估算燃料量可以提前启动一台磨煤机运行[2]。在中负荷阶段，调频较快时由于炉膛内部空气动力场变化大，容易造成局部缺氧的情况出现；磨煤机出力过大时，煤粉无法完全燃烧，炉膛火焰中心上移，另外因二次风箱与炉膛的压差过小，中负荷段送风机出口压力约0.3kPa，二次风经燃烧器后卷吸高温烟气的功能较弱，也会导致煤粉燃尽时间推后，火焰中心上移，同时燃尽风的风箱压力过低，燃尽风刚性不足不能贯穿整个炉膛，无法很好地压制火焰中心上移，容易造成屏式过热器金属壁温局部超温。这时可提前增大送风量，并适当调整燃烧区域的配风保证风量均匀，防止超温的发生，必要时可提前降低汽温，待燃烧稳定后再提高汽温运行，另外可以通过调整一次风压，利用备用磨煤机的通风来补充氧量等方法调整炉膛的空气动力场，保证燃烧均匀稳定。汽轮机中负荷段调频过大，可能会出现阀位切换的情况，运行人员应加强监视，协调沟通，按要求择机将汽轮机阀位切换至规定运行模式，并监视好机组轴承振动、金属温度、低压缸轴封减温水后温度等参数。中负荷阶段由于调频过大，减温水流量变化大，汽动给水泵的出力处于稳定和上升期，减温水量大幅波动容易造成汽包水位波动，引发汽包事故放水门频繁动作，使补水率升高，此时应利用机组惯性较大的特点，尽量保持减温水稳定，防止水量波动过大。

1.3 高负荷段

高负荷段调频运行时可能由于制粉系统出力受限造成负荷受限（五台磨运行），此时应保持较高一次风压，有备用磨时尽量保持六台磨运行，避免高负荷时发生堵磨的情况出现。由于亚临界锅炉压力变化存在一定的滞后性，压力上升后趋势比较难控制，容易造成超压，此时可根据压力变化趋势切制定压控制后降低压力，并提高压力变化速率，待趋势稳定后再恢复正常压力运行，高负荷时保持适当风量，并防止风量过大造成压力过高。当电除尘或空预器堵塞时由于引风机出力受限，会造成风量不足，长期高负荷时燃烧不完全，会进一步恶化缺氧的状况，针对这种情况应提前做好上煤方案多用高热值煤，保证氧量充足，提前吹灰，使引风机全压保持在允许的范围内，必要时可适当减低机组负荷变化速率，保证机组安全；如果机组长时间缺氧运行，影响安全，可联系总调调度员适当降低负荷，待燃烧稳定后再加负荷至目标值。在使用高热值煤的情况下，煤的灰分较大时，应在保证不发生堵磨的情况下，尽量降低一次风压，增加送风量，开大下层燃尽风，降低炉膛火焰中心，同时把灰分较高的煤安排在下层磨煤机使用，确保燃烧完全；定压控制时可适当提高蒸汽压力减少燃料用量，使磨煤机给粉均匀，提高燃烬率，改善炉内燃烧状况，必要时根据规程规定降低汽温运行，防止金属壁温超限。另外目前机组存在一次风机及引风机动叶卡涩的情况，如果调频运行中调频量过大，容易造成两台一次风机或者引风机动叶偏差大退出自动调节的现象，闭锁负荷增减，此时炉侧值班员应及时根据当前负荷情况及时调整动叶开度，使风机电流平衡，调整过程应仔细缓慢，并使风机出力与负荷相匹配，防止投入后由于与需求偏差较大而再次跳出自动，此外若风机动叶卡涩严重，而备用液压油泵没有运行，启动液压油泵前应先退出机组AGC，将正常运行的风机动叶开度调整至与动叶卡涩的风机相一致，并保证动叶卡涩的风机动叶指令与反馈一致后再启动，同时联系巡检检查就地情况及油泵运行情况并通知专业点检人员协助处理，防止风机动叶突变造成风机失速扩大事故；动叶调整正常投入自动后应严密监视风机自动调节情况及风压、氧量偏置设定数值，保证炉膛负压在正常范围内。另外机组汽轮机长期存在调门掉落的风险，高负荷调门掉落时严重威胁机组安全，机组各位值班员应做好调门异常事故预想，熟悉事故处理的操作要点，防患于未然[3]。

1.4 AGC负荷异常

机组运行时参数设置的调频量是47.5MW，AGC设置参数机组AGC负荷步长均为50MW，当南网下发调度目标值超过50MW，DCS发目标越线报警，当机组的实际功率值与南网下发的调度目标值相差超过60 MW时延时1min，自动退出机组AGC，此时会产生考核电量，遇到这种情况时应该及时调整煤量偏置和燃烧，通过人为干预适当匹配负荷量并及时和调度联系沟通尽快投入AGC控制，同时要求自动化专业根据电网调度规范尽快优化AGC控制模式，减小因负荷偏差成AGC退出的情况。

1.5 机组负荷跟踪不到位

负荷调频量过大，上下两个步长相加是100MW，必然引起主汽压力的波动，虽然调试时按照偏差0.3MPa控制，但实际运行中的汽压波动量远超该值，按照AGC辅助调频市场规范，机组主汽压力给定值与实际值偏差大于0.6MPa时，闭锁汽机调门关小减负荷或闭锁汽机调门开大增负荷，导致机组负荷跟踪变化响应不到位，此时可以将滑压切制定压控制运行，同时改大压力变化速率待压力偏差减小后再投入滑压运行。先控投入自动控制，磨煤机运行总燃料量高低限锁定，制粉系统出力受到限制，导致机组负荷跟踪慢；另外机组升负荷至目标值末段，煤量增加速率快，部分磨煤机出力超过50t/h后会出现各粉管带粉量偏差大的情况，造成燃烧热不能及时释放，影响机组负荷的跟踪，此时在保证机组安全的情况，应手动增加送风量保证燃烧完全，来适应炉内热量的需求变化，所以尽快和热工协商优化CCS先控控制模式，提高主汽压力偏差闭锁汽机调门增减的偏差值，缩短给煤量变化响应时间。

1.6 汽包水位波动大

调频动作频繁或者幅度较大时，锅炉内燃烧工况摆动大，主汽压力波动也大，从而造成汽包水位波动剧烈，汽包事故放水门经常开启，尤其当汽温先控系统监控的壁温测点达到报警时，减温水的大幅波动也会对给水流量的调节带来较大的干扰，所以当汽温先控系统监控的壁温测点在达到报警时，必须密切留意汽包水位的调整情况，必要时手动调整减温水量，调整时应尽量避免大幅调整减温水调节门，防止扰动叠加，造成汽包水位事故。

1.7 主汽压力升高过快

在AGC大幅度增加负荷后，总煤量大幅度增加，负荷降低后，煤量快速降低，磨煤机通风阻力降低，瞬间大量煤粉吹进炉膛，此时炉膛热负荷远超当前机组实际需求，主汽压力快速升高，高调门关小，造成压力进一步上升，同时由于减温水量增加给水泵转速提高出口压力增大，减温水量回调过快造成给水母管压力升高，汽包压力也随之升高，汽压升高速度加快。为此在高负荷段时，将负荷变化率适当降低防止煤量大幅波动造成超压，同时根据汽压变化情况将机组主蒸汽压力控制模式切至定压运行，并适当减小风量，发生堵磨时磨煤机切至手动，手动逐步调低煤量，缓慢吹通，防止磨煤机带粉量突变，减小对燃烧的扰动，同时安排专人调整汽温防止减温水变化过快[4-5]。

2 影响机组参与辅助调频市场的各种缺陷

2.1 制粉系统

煤量低时磨煤机振动大，低负荷时火检波动大、磨煤机密封风差压低，低负荷时三台磨运行可以有效解决以上问题，但是三台磨运行时，不能满足机组负荷300MW上调至350MW的要求。煤量频繁大幅度波动，磨煤机石子煤偏多；加负荷的时候煤量偏高，造成磨煤机堵磨；减负荷的时候煤量偏低，造成磨煤机振动大和出口温度升高。煤量大幅波动，磨煤机煤粉细度无法保证，燃烧不稳定，飞灰大。

2.2 风烟系统

高负荷的时候引风机入口压力（接近-7000Pa），出口全压偏大（接近11000Pa），严重影响机组安全。送风机、一次风机、引风机存在明显的动叶卡涩缺陷，跟踪不及时会导致动叶自动控制退出。送风机跟踪动作不及时，导致快速加负荷时锅炉氧量不足，导致主再热壁温容易超温。一次风机跟踪动作不及时，或过调时间过长，导致一次风压过低，容易造成磨煤机风量低甚至堵磨。

2.3 主再热蒸汽系统

金属壁温容易超温，主再热蒸汽温度容易超温，严重影响机组带负荷能力威胁机组安全。过热器一级减温水调门的调节特性较差，经常存在动作不及时或不动作的情况。再热器事故减温水调整内漏明显，影响汽温合格率[5]。

3 总结

辅助调频市场正式运行后，对机组运行人员的操作技能将是一个极大的挑战，同时消缺与控制优化必须做到与时俱进，如上所说对于风机动叶卡涩的问题和磨煤机出力等问题必须建立完善的台账制度，策划合理的检修周期保证设备的正常运转，同时对于减温水调节控制机组压力控制负荷控制及先控系统算法必须进一步优化，才能保证机组参数控制更加合理有效，才能真正地在辅助调频市场上获取收益。

4 结语

根据时间推算，在一定的时间段内AGC辅助调频将成为常态，这要求火电机组必须主动求变以适应新的市场规则，来获得电力经营中新的收益点，但随之而来的是运行方式的复杂化，相应的配套设施与辅助工作也要不断推进，设备折旧率加快，需要更为系统的检修策划更加及时地消缺，才能保证设备与系统的长期稳定，这些投入对于AGC辅助调频市场的收益也会产生一定的对冲作用，稀释收益率，必须进行有效的损益评估以此来保证企业的盈利能力。后期现货市场作为电力市场改革的主体也将逐步进入市场，而配套的储能装置也将引入，这会使电力运行进一步复杂化精细化。所以新的挑战已经在路上，火电企业的改革转型之路任重而道远。