浅谈火电机组运行期间的安全控制策略

浅谈火电机组运行期间的安全控制策略

发表时间：2018-11-28T15:15:11.273Z 来源：《电力设备》2018年第22期作者：朱继涛[导读] 摘要：随着电力系统的发展社会对于供电质量要求的提高以及控制系统及主机设备自动化水平的进步，电网公司对发电厂各机组的自动化调节品质要求越来越高，并出台了一系列考核办法和管理细则。

（百色百矿发电有限公司广西百色市 533000）

摘要：随着电力系统的发展社会对于供电质量要求的提高以及控制系统及主机设备自动化水平的进步，电网公司对发电厂各机组的自动化调节品质要求越来越高，并出台了一系列考核办法和管理细则。比如：华北地区电网公司2009年初出台的《华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》和《华北区域发电厂并网运行管理实施细则》，对发电计划和服务质量各个方面都提出了详细的考核和补偿规定和要求。

关键词：火电机组；机组负荷；动态调节；安全性；应对措施

前言：

AGC是自动发电控制的简称，就是机组根据中调的指令自动调整输出功率，以满足中调技术要求。机组在大范围、快速变化负荷过程中，其参数的变化应同时满足机组安全和经济运行。也就是在中调下达负荷调节要求后，在保证机组安全运行的同时，必须迅速、准确地将各参数调整到位。“两个细则”对AGC负荷响应的要求和考核非常严格，主要通过调节速率、调节精度、响应时间等标准进行奖励和考核，完成标准越高补偿越大，完成标准越低则考核越多。

1 机组动态调节方式的必要性

1.1 “两个细则”补偿和考核方式说明

“两个细则”考核和补偿方式都是采用定额模式，考核资金所得全部用于对并网电厂的补偿和奖励返还，在补偿费用不足时，不足部分按并网电厂上网电量比例分摊收取。电力公司负责考核执行，电力监管机构负责监督考核和协调工作。

1.2 两个细则的零和竞争规则

由于并网两个细则管理采用了零和规则的竞争方式，华北区域并网电厂为了经济利益的最大化，不断提高机组性能，导致细则分摊的大盘越来越大。如果机组采用人工设点模式或严格跟踪基点子模式，即使并网细则其他考核均能满足电网要求，但由于分摊费用较高，也无法实现盈利。为提高辅助服务补偿费用，在并网细则管理中具备盈利能力，在不断提高机组调节品质的基础下，只有投入负荷动态调节运行方式，即BLR控制方式，大幅增加机组调节容量，才能在抵消分摊费用的基础上实现盈利。

2 机组负荷动态调节存在的问题

机组负荷执行动态调节，由于AGC负荷指令频繁下达，调节幅度变化较大，给锅炉燃烧调整、主汽参数的稳定、调速汽门的安全等带来一系列的不利影响。

2.1 负荷调节速率变快对燃烧调整的影响

燃煤机组允许的负荷变化率一般为2%MCR/min，目前机组投入动态调节后负荷变化速率为3%MCR/min。就中储式制粉系统来说，机组锅炉设备所需要的燃料量由给粉机控制，由于没有燃料量的计量，燃料量会受到煤粉湿度和粉仓粉位高低等各种因素的影响，如在遇到给粉机存在缺陷或给粉机特性劣化，进入锅炉的燃料量会有很大的原发性扰动，会造成机组负荷的大幅波动。

2.2对主蒸汽压力的影响

燃煤发电机组的负荷调节性能主要在于负荷对汽轮机调速汽门和锅炉设备燃烧率的响应特性，但是也必须考虑保证主汽压力变化不能太大。主汽压力是反映燃煤机组安全性和稳定性的重要参数，如主汽压力大幅度频繁变化，必然会造成主汽温度及汽包水位等机组主要参数不稳，使燃料、风量、给水等调节系统调节品质下降，机组运行稳定性遭到破坏，影响机组的安全稳定运行。

2.3对机组经济性的影响

燃煤发电机组的负荷调节过程是相对较长的过程，当接到负荷变化指令后，机组的调节系统必须经过一段时间才能达到稳定。但由于电网负荷调度指令变化频繁，实际运行中AGC指令的变化频率经常有超过机组CCS调节频率情况出现，造成调节系统始终处于频繁的调节状态，机组不能稳定运行，引起主汽压力、温度、再热温度、氧量等大幅频繁变化，使机组不能在最佳工况下运行，对机组经济运行极为不利。

3应对措施

3.1 提高配煤管理水平

根据负荷预计要求做好配煤工作，保证机组在高负荷时锅炉燃烧所需煤质，严禁将冻煤、湿煤等直接上入煤仓。输煤皮带必须保证有一路正常备用，失去备用时应及时抢修。防止发生由于煤质差或上煤中断影响机组限出力，进而发生两个细则考核。

3.2 加强运行调整

3.2.1 监盘人员要精力集中，必要时安排两人监盘，加强对中调负荷指令及热网首站温度的监视，做好随时升降负荷的准备，保证热网首站供热温度稳定，满足供热公司调度的要求。

3.2.2 升降负荷时掌握好提前量，可通过投切给粉机维持主汽压力稳定，防止主汽压力大幅度波动或长时间超出正常范围。及时调整总风量，保证炉膛出口氧量在正常范围内，防止低负荷时，因风量大导致锅炉燃烧不稳灭火；当机组升负荷时，提前增大送风量，防止出现缺氧燃烧。

3.2.3 在对燃烧调整的同时要加强对主汽温度及再热汽温的调整，在升负荷时如二级减温水流量较大，及时打开一级减温水调整门，保证二级减温水调整门有一定的调节余量，防止燃料量突然增加后，主汽温度超限运行。

3.2.4 根据煤质情况，及时调整燃烧，合理配风，严格控制锅炉管壁温度，防止超温爆管，禁止锅炉超温、超压运行。

3.2.5 及时调整轴封压力，维持轴封压力稳定，防止因负荷变化造成轴封压力过高或过低引起轴封漏汽或真空下降。

3.2.6 加强对汽包水位的监视，防止汽泵调节系统卡涩或水位自动调节失灵引起水位事故；加强对除氧器、凝汽器、加热器水位的监视，防止因负荷变化快引起的水位异常。

3.2.7 加强对凝结水、给水压力的监视，避免因负荷大幅变化时压力低联启备用泵。

3.2.8 启停制粉系统和清理木屑分离器时因对燃烧及汽温扰动较大，要加强监视调整。

3.3 对重要设备加强监视

3.3.1 经常检查汽机高调门的运行状况，高调门应动作灵活无卡涩，如有异常应及时采取措施进行处理。经常查看各输粉管的一次风压，防止堵管，同时要到现场检查各喷燃器的运行情况，防止喷燃器烧损。

3.3.2 由于运行调整频繁，须经常派人到飞灰采样器处查看飞灰可燃物含量是否正常，如有偏大现象应及时调整二次风配比降低飞灰可燃物含量。

3.3.3 加强对燃油系统的检查，重点检查内漏及渗油。严格执行定期试用油枪制度，发现燃油系统缺陷时要及时通知检修和热控人员处理，使燃油系统处于可靠备用状态。当炉内燃烧工况不稳定，要果断投入油枪稳定燃烧，防止锅炉灭火。

结语：

考核是电网调度管理部门为提高供电质量要求采用的零和规则的竞争方式，机组无论执行哪种控制方式都要平衡好抢发电量、设备安全、节能管理和燃料掺烧的关系。在提高调节品质的同时，将机组负荷投入动态调节，获得补偿费用虽然可以大幅增加，但对机组安全运行、节能管理和配煤掺烧等带来的影响较大，要通过提高运行调整水平，掌握负荷变化存在的规律，加强设备治理和掺配煤管理，在机组安全运行的基础上来实现效益最大化。

参考文献：

[1] 张斌.自动发电控制及一次调频控制系统[M].北京：中国电力出版社，2005.

[2] 华北区域发电厂并网运行管理实施细则[S].

[3] 华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（华北电监市场[2008]16号）[S].