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國電電力大連莊河發電有限責任公司 王豐
1.引言伴隨著低碳經濟政策的實施，國家在清潔能源發電的投入逐漸加大，清潔能源發電多為間歇性能源（風力發電）和調峰能力弱（核電）的電力能源，這些能源占比逐步提高，帶來的電網接納問題和電網安全問題日益突出，迫切需要探索出一條行之有效的解決途徑。以遼寧電網為例，截至2016年底，電網全口徑總裝機容量為4601.3萬千瓦。其中，火電2913.99萬千瓦，占比67.68%；核電447.52萬千瓦，占比9.73%；風電694.69萬千瓦，占比15.1%；水電293.11萬千瓦，占比6.37%；光伏電站52萬千瓦，占比1.13%?？稍偕茉矗L、水、光伏）發電裝機占全省發電裝機比重22.6%，可再生能源發電量占全省發電量比重11.2%，當年提高了1.9個百分點。加上核電，全省非化石能源發電裝機已占32.3%。 受經濟上行放緩影響全社會用電負荷只能達到1800-2200萬千瓦，剔除聯絡線送入600萬，核電330萬，實際省內火電機組和風電發電空間900-1300萬左右，為了保證電網安全，火電廠開機容量就要達到1600-1800萬（其中70%為供熱機組），在無風電時，火電機組負荷率僅能達到60-70%左右，此時如果風電機組突然升高至200-500萬千瓦時以上，火電機組負荷便會降至45-60%之間，供熱機組為保民生又不能下調，特殊的電源構成使電網在低谷階段安全性受到嚴重威脅，接納新能源電力能力嚴重受限，棄風電、限核電現象比較嚴重。2015年春節期間在風電全部停運的情況下，遼寧電網低谷調峰缺口仍高達180萬千瓦，因此迫切需要通過火電機組超常規深度低谷調峰解決上述問題。 對于大容量火電機組來說，諸多因素制約著深度調峰時的安全運行，如煤質特性的影響、水動力的影響，制粉系統、汽輪機末級葉片安全性能等方面，當深度調峰時，機組給煤量、給水流量、蒸汽流量等重要參數大幅度偏離設計值，容易引起汽溫降低，管壁金屬超溫，給水泵、風機等重要輔機運行狀態處于安全穩定邊界。為避免深度調峰影響機組安全運行，需從汽機、鍋爐、電控以及輔助系統多方位入手，深入分析深度調峰可能出現的問題，并通過恰當的運行調控手段或必要的設備改造解決調峰難題。 2.深度調峰技術研究方法及實踐策略超臨界燃煤機組的深度調峰實質是降低機組最小技術出力，因此針對不同機爐型號的燃煤機組，考慮不同的調峰需求，應采用方向特征明顯、具有明確指導意義的研究手段。 （1）根據區域電力系統環境，確定最終的調峰目標，避免改造技術受目標的變化而產生限制，同時避免投資浪費。 （2）以安全環保為基礎，綜合考慮經濟性及可調性，逐個系統分析深度調峰技術瓶頸。 （3）設立階段調峰目標，逐漸加大調峰力度，采取循序漸進、邊調整邊觀察的實踐策略，確保調峰試驗安全。在試驗階段做好數據收集，便于總結和下一階段工作開展。 （4）運行調控手段無法滿足調峰需求時，再考慮通過改造方式突破調峰瓶頸。 （5）改造時應綜合考慮成本、收益及工期等多方面因素，避免改造效果達不到預期或改造投資過大產生浪費。 3.深度調峰的技術瓶頸分析以哈爾濱鍋爐廠及汽輪機廠供貨的600MW超臨界燃煤濕冷機組為例，鍋爐為一次中間再熱，帶內置式循環泵啟動系統，Π型布置、尾部雙煙道的直流鍋爐；汽輪機為超臨界、單軸、三缸、四排汽、反動凝汽式汽輪機。根據鍋爐、汽輪機及控制系統的設計參數，機組在遼寧電網核定的最小運行方式為280MW。 機組在投產的10年內進行了循環水泵變頻、凝結水泵變頻、鍋爐摻燒褐煤改造（磨煤機提速、一次風機擴容）等節能技改項目，在鍋爐尾部煙道增設SCR反應器、加裝濕式除塵器、脫硫提效等環保技改項目，脫硝改造同時還進行了引增合并改小汽輪機驅動項目，由于改造引起的系統變化都需要在機組實施深度調峰前予以透徹分析。 3.1鍋爐調峰運行最低負荷限制鍋爐的深度調峰最低負荷受鍋爐不投油穩燃、水動力特性以及鍋爐干濕態運行三個方面限制。 （1）在機組負荷低于280MW后，鍋爐始終處于燃燒不穩定區間范圍，因此在不投油穩燃方面應通過試驗進行逐步確定。同時由于鍋爐設計煤種為5070kJ/kg的煙煤，在機組負荷低于240MW時給煤量為100噸/小時，此時如果運行三臺磨煤機，勢必造成每臺磨煤機低出力運行，磨組便會出現異常振動；如運行兩臺磨煤機，火焰又會過于集中，運行極不穩定，如發生磨煤機跳閘，極易引起鍋爐滅火。雖然機組已經進行褐煤摻燒改造，在鍋爐低負荷運行期間可以提高總煤量，但實際的穩燃負荷仍需要試驗進行最終確定。 （2）鍋爐最低流量保護為490t/h，結合機組啟動階段的參數記錄，鍋爐可以在保護流量下安全運行，但由于機組在啟動階段的熱負荷低且時間短，因此需要增加必要的30t/h流量保護裕量，其對應的機組負荷應在180MW左右。 （3）根據鍋爐設計說明書，鍋爐負荷在30%BMCR以上時，分離器呈干態運行，而在30%BMCR負荷所對應的發電負荷約為210MW。如果在低于200MW時仍然保持干態運行，則必須通過壓低給水流量方式控制較低的水煤比，使汽水分離器處仍有3℃以上的過熱度，此時給水流量已經接近鍋爐最低流量保護的定值490噸/小時。 3.2汽輪機調峰運行最低負荷限制與鍋爐的安全運行相同，汽輪機在低負荷運行期間也將出現蒸汽流量低引起的末級葉片過熱、汽輪機振動、末級葉片汽蝕以及輔助系統抽汽量不足等問題。 （1）根據汽輪機制造廠提供的數據，在保證汽輪機低壓缸最低進汽流量后，機組可以滿足180MW（30%負荷）的深度調峰需求。其中包括汽輪機振動、油溫、軸向位移等多方面的安全運行。 （2）冬季海濱電廠循環水溫度在零度左右，導致機組凝汽器真空超過設計，即使通過循環水泵變頻進行流量控制，但由于機組乏汽量小，真空度仍較高，達到阻塞背壓，容易在末級葉片形成旋流和脫流，引起末級葉片汽蝕。 （3）機組深度調峰后，各抽汽段壓力下降，汽泵、汽動引風機的運行能力應通過試驗進行確定。 3.3環保系統調峰限制根據目前機組的運行數據，當機組負荷低于260MW時，脫硝入口煙氣溫度將低于300℃，此時必須采取相應的運行或改造措施提高煙溫，否則煙氣溫度低于最低投運溫度后反應效率無法達到最優，縮短了催化劑使用壽命，同時未反應的氨蒸汽和三氧化硫發生反應生成硫酸氫氨，堵塞空預器、電除塵，給機組安全穩定運行帶來很大威脅。 3.4主要輔助系統調峰能力的限制（1）機組負荷低至40%以下，給水流量降至600噸/小時，單臺給水泵流量降至300噸/小時以下，給水泵進入不穩定工作區域，兩臺給水泵時常發生搶水，致使鍋爐給水流量波動較大，控制難度加大。 （2）機組處于低負荷工況，低壓汽源壓力不足或是低壓主汽門、低壓調節門出現故障時，易導致給水泵小機停運，給機組安全運行帶來很大隱患。 3.5協調及控制系統調峰限制（1）機組原控制系統的協調低限為40%負荷，隨著負荷下限的降低，主汽壓力的控制曲線已經超出原設定的定——滑——定參數范圍，給水、煤量的調整區間也已超出限值，因此必須對控制系統進行更完整的升級，使協調系統滿足深度調峰負荷下的控制需求，同時必須考慮到鍋爐由直流干態運行轉為濕態運行后，協調系統能否自動調整的問題。 （2）需要對輔機的運行調整區間進行梳理，例如深度調峰后凝泵降至最低轉速，凝結水量超量時如何自動切換轉速調整至閥門控制，汽泵汽源自動切換或備用汽源的自動投入等，都需要認真核對。 3.6深度調峰階段瓶頸根據上述分析，超臨界機組深度調峰的技術瓶頸可按照未改造前的最低負荷進行劃分： （1）鍋爐本體在未改造前可達到的最低負荷為210MW； （2）汽輪機主體未改造前可達到的最低負荷為180MW； （3）環保系統中脫硝系統未改造前可達到的最低負荷為260MW； （4）協調系統當前最低控制負荷為240MW； 在整個深度調峰試驗期間要始終關注鍋爐燃燒穩定性、汽輪機抽汽壓力、輔助設備運行出力等非定量的瓶頸條件。通過實驗，逐步將機組負荷降低至260MW，并通過試驗收集相關數據，進而判斷繼續深度調峰的可行性。 由于機組深度調峰的最終目標將決定機組改造的程度，因此在開展相應的調峰工作前，需要分析機組能夠承受的調峰極限，確定調峰深度。如果汽輪機在180MW負荷以下出現了汽蝕或末級葉片燒損，則對其進行改造所投入的資金將遠大于調峰可獲得的收益，靈活改造的意義將失去。因此在進行深度調峰分析時，要結合自身設備特點進行，避免投資浪費。 4.階段試驗及靈活改造4.1深度調峰240MW由于限制機組240MW深度調峰目標的只有脫硝系統的投運問題，而解決脫硝投運的根本是煙氣溫度達不到設計要求，因此可以從運行或改造兩方面入手解決。 4.1.1運行措施鍋爐設計六臺磨煤機，前后墻對沖燃燒方式，在實際低負荷運行期間可保持中上排四臺磨煤機運行，充分提高制粉系統和燃燒系統的穩定性，火焰中心提高后，爐膛出口煙氣溫度、脫硝反應器入口煙溫同步升高。再配合尾部煙道間斷吹灰，使尾部煙道受熱面適當積灰，減少尾部煙道吸熱，進一步提高煙氣溫度，使脫硝系統可以在240MW負荷下滿足投運條件。極限狀態下可將機組負荷壓低至220MW，但風險同樣較大。 如在低負荷期間摻燒褐煤，可提高入爐煤量，四臺磨煤機運行更可以降低鍋爐容積熱負荷和截面熱負荷，避免鍋爐水冷壁和屏過局部過熱超溫。因此在240MW運行時鍋爐燃燒穩定性可以通過運行調整進行保證。 4.1.2改造措施為避免脫硝系統在240MW以下仍然成為阻礙系統深度調峰的技術瓶頸，可以在此期間進行投資較小、見效較快的省煤器煙氣旁路改造或省煤器水旁路改造。也可綜合判斷區域電力環境，采用省煤器分級等大投資改造，但由于投資較高且改造周期長，因此一旦市場環境變化后，調峰收益將無法彌補投資。 以省煤器煙氣旁路改造為例，煙氣取自尾部后煙道一二級低過之間，抽取點煙溫為500℃，抽取煙氣流量60噸/小時，約占總煙氣流量6%，引至省煤器出口煙道，設計200-240MW時滿足脫硝投入條件。由于煙溫相對較低，煙道的使用壽命延長，擋板門的內漏對鍋爐排煙溫度影響較小，同時工程造價相對降低。 4.2深度調峰210MW因機組已經完成煙氣旁路改造，則限制機組210MW深度調峰目標的只有協調系統。 4.2.1協調系統修改內容（1）鍋爐給水流量自動的控制低限由570噸/小時（30%BMCR流量）調整至530噸/小時；鍋爐主控輸出低限調至32%；爐主汽壓力設定值偏置調整范圍修改為±1.5MPa，最低可達13.5MPa； （2）增加機組降負荷速率限值功能。當機組負荷處于240MW以下時，避免入爐煤量、給水流量的大幅波動，保持機組負荷平穩降低。 （3）增加給水泵小機備用高壓汽源自動投入功能。當小機調速指令大于76%時，緩慢開啟高壓備用調門，在指令達到96%時，高壓備用調門開啟至50%，保證機組給水系統的安全穩定運行。 （4）設置給水流量低預警，防止低流量運行期間鍋爐受熱面大幅度超溫。 4.2.2運行保障措施（1）通過循環水泵變頻調節流量，保持機組最佳真空運行，避免末級葉片汽蝕和低壓脹差越限。 （2）機組負荷低于260MW時，加強鍋爐給水流量監督，發現中間點過熱度降低時，須通過調整中間點溫度燃料補償或停止減負荷的措施進行調整，保證過熱度不低于2℃。同時保證給水壓力與主汽壓力差值在正常值內變化，保證鍋爐上水正常。 （3）機組低負荷運行時，保持四臺磨煤機（或相對集中的三臺磨煤機）運行，停運磨煤機二次風風門保持關閉，以減少鍋爐進冷風，提高爐膛溫度。每班檢查爐內燃燒情況，對各燃燒器出口結焦情況進行跟蹤記錄。發現火檢波動大，就地檢查燃燒不好時，及時投油穩燃。保證鍋爐各看火孔、人孔門嚴密關閉，加強對撈渣機水封檢查，保證水封良好，防止鍋爐底部漏風，造成火焰中心上移使燃燒惡化。 （4）磨煤機啟、停及風量調整操作時應緩慢進行，防止因熱負荷波動及爐膛瞬時大量進冷風，造成鍋爐燃燒不穩發生滅火事故。做好等離子系統及油槍定期試驗，保證爐前燃油壓力正常。 （5）在保證運行磨煤機不堵煤的情況下，盡量降低磨煤機一次風流量運行。同時根據磨煤機特性，調整各運行磨煤機的擋板開度，確保各磨盡可能在相同風量下運行。 （6）在負荷降低至300MW以下時，注意監視兩臺汽泵流量變化，為保證兩臺汽泵不發生搶水的情況，可以適當開啟再循環門來確保汽泵流量不至于過低而發生搶水的情況。嚴密監視小機轉速不得低于3100rpm，避免跳出遙控，給水自動失靈，在低負荷階段鍋爐主汽壓力不得超過17MPa。 （7）在低負荷階段對凝結泵變頻轉速、除氧器水位等加強監視，必要時關小除氧器上水輔調門控制除氧器水位。確保凝泵出口壓力在1.1MPa左右，給水泵密封水壓力正常。 4.3深度調峰180MW當機組負荷降至210MW以下時，鍋爐將可能進入濕態運行，因此必須在機組調峰至210MW后觀察鍋爐運行狀態，以鍋爐是否轉入濕態運行確定最終的深調負荷。如果鍋爐轉入濕態運行，則需要投入爐水循環泵運行，而邏輯控制系統尚無法完成干濕態的自動轉換，因此自動方式下的深度調峰必須要保證鍋爐保持直流狀態運行。 通過實際運行試驗，采取壓低水煤比方式可使機組在160MW以上保持干態運行，但由于給水流量接近保護定值，水冷壁存在局部過熱風險，因此本次深調的目標是鍋爐保持直流運行狀態的安全負荷，即180MW。 4.3.1鍋爐穩燃及水動力安全保障（1）在機組負荷降至210MW以下時，應每5MW一個階段進行燃燒試驗，每階段試驗至少維持8小時或更長時間，確保爐內原有蓄熱充分釋放。在試驗期間應保持負荷、燃料、給水等參數穩定，避免大幅度調整一二次風，如果火檢信號出現擺動或爐內火焰顏色變暗應立即投油穩燃并增加負荷，待重新調整配風和燃料后再進行第二次試驗。嚴禁燃燒惡化時繼續進行配風調整試驗。 （2）深度調峰期間保持四臺或三臺磨煤機運行，充分提高燃燒系統的穩定性，如保持兩臺磨運行，則必須采用謹慎的態度進行試驗，遇有火檢信號減弱時應及時投油或恢復負荷。 （3）合理設置水煤比，使汽水分離器過熱度大于3℃，即可保持鍋爐連續直流狀態運行。由于燃燒系統基本穩定，爐內熱負荷相對均勻，因此只要鍋爐給水穩定，就不會出現局部過熱、中間點過熱度喪失等問題。 （4）由于單臺給水泵流量降至300噸/小時以下后給水泵將進入不穩定工作區域，為此采用開啟再循環門方式適當增加水泵流量，將水泵運行工況點拉回穩定區，犧牲一部分給水泵效率保證給水流量穩定。 （5）超臨界直流鍋爐，在進入深度調峰運行工況后，給水流量偏低，鍋爐單根水冷壁進水均勻性進一步下降，使鍋爐水冷壁爆管可能性急劇增大。為了在低負荷下更好監控水冷壁的壁溫，可增加垂直水冷壁壁溫測點，更加有效監控爐內熱負荷分布狀況。 4.3.2環保設施連續投運鍋爐完成省煤器煙氣旁路改造后僅能確保200MW負荷時脫硝的正常投運，如果繼續降低負荷，則需要進一步改造。改造方式包括省煤器水旁路、高溫煙氣旁路、省煤器分級、低溫催化劑等。由于200MW至180MW負荷時SCR入口煙氣溫度僅有約8℃的降低，因此只需要略微提高即可滿足投運條件。 以省煤器給水旁路改造為例，在省煤器入口給水母管和省煤器出口下降管之間增加旁路聯通管線，在機組深度調峰時將此旁路打開，使約40%的給水從省煤器旁路掉，減少省煤器的吸熱量，達到提高脫硝入口煙氣溫度（即省煤器出口煙氣溫度）的目的。設計煙氣溫升約8-10℃，再配合原煙氣側旁路煙道，在180MW工況時脫硝入口煙氣溫度可保證在300℃以上。 如果考慮深度減排需要，在脫硝催化劑更換時使用低溫催化劑，也可實現低負荷階段的脫硝系統投運?；蚴窃诘谝浑A段即采取了分級省煤器改造，則在此階段也可以滿足投運條件。 4.3.3協調系統優化由于鍋爐始終保持直流狀態運行，因此協調系統不用進行過多的功能修改，主要集中在精細化調整方面。原控制系統完全按照單一煤種設計，雖然設計有煤種修正功能，但修正十分有限，不適應復雜多變的鍋爐燃用煤種的實際情況，需要通過優化解決主汽壓力及溫度波動大、負荷響應慢等問題。 （1）鍋爐主控采用以設計煤種熱量為統一標準的運算體系、采取熱量平衡原理控制方案，解決了全燒設計煤種、摻燒褐煤、全燒褐煤控制的統一性、適應性問題。即固定負荷對應固定熱量，通過已知熱量確定每臺運行磨煤機實際煤量，保證煤量穩定性，有利于主汽壓力穩定。 （2）燃料控制引入每臺磨煤機煤質熱值輸入功能，運行人員根據每臺磨煤機燃用的煤種，參照化驗人員當天化驗的熱值，輸入對應的磨煤機，使每臺磨煤機輸入鍋爐的熱量更加精確，進而使任意負荷下鍋爐所需要的熱量和鍋爐輸入的熱量相匹配，使鍋爐在加減負荷和深度調峰過程中穩定性增強。 （3）增加鍋爐動態能量變化自動檢測系統，隨時檢測鍋爐能量動態變化需求，提前3-4分鐘發現能量需求變化，提前參與調整，保證協調控制的及時性，確保主汽壓力在負荷變化的全程范圍內保持穩定，解決原系統微分預判方式下的主汽壓力波動問題。 （4）機組低負荷狀態下，給水流量較低，如果一臺給水泵跳閘，另一臺給水泵按常規PID方式調節存在“響應速度慢”缺點，易發生鍋爐“給水流量低低”MFT保護動作。針對此問題，設計出一臺給水泵跳閘另一臺給水泵在保證不發生超速情況下的快速調節前饋控制方案，保證超低負荷下的給水調節可靠性。 4.3.4保障主輔設備安全穩定運行通過試驗觀察，當機組負荷降至210MW以下時，關于凝結水系統、輔汽系統的調整措施均可以保證機組的安全穩定運行。180MW負荷時汽泵、汽動引風機供汽壓力雖然降至0.23MPa，但其做功能力并未受到影響，輔助設備運行良好。一次風機、送風機通過動葉調整，可以保持低風量運行，如果調峰期較長，可以考慮進行變頻改造，提高風機運行效率。 5.調峰實際效果通過上述分析，以靈活改造為根本，最終選擇省煤器煙氣旁路+省煤器給水旁路改造的方式提高脫硝入口煙氣溫度，突破了環保設施的調峰瓶頸。鍋爐燃燒系統、輔助設備的運行則是通過試驗，不斷優化總結經驗，以運行調控為主直至達到180MW。協調系統則同步修改完善，不做大改大動，充分做到小投資、靈活改造。 5.1制粉系統180MW負荷下，保持中排兩臺磨煤機運行，上排一臺磨煤機運行，總煤量132噸/小時，給水流量537噸/小時，各磨煤機火檢信號無波動。 5.2脫硝系統省煤器煙氣旁路及省煤器水旁路投運后，脫硝入口煙氣溫度平均值為310.7℃，滿足投運條件，出口氨逃逸小于2PPM。 5.3機組運行曲線機組180MW連續運行8天（期間有個別加負荷至300MW時段），期間無投油，AGC正常投入。 5.4汽輪機運行機組停備期間對汽輪機末級葉片進行了仔細檢查，僅在葉片根部背側發現兩處約120mm×15mm輕微汽蝕面，尚不確定是否是由深度調峰引起，除此之外無其它損傷，說明汽輪機在180MW負荷下可以連續運行。 6.結論結合系統設備的設計特點，深入分析機組低谷調峰技術瓶頸，采取靈活的設備改造并配合相適的運行調整措施，可以使600MW超臨界純凝機組在180MW超低負荷下安全穩定連續運行，其中調峰目標的設立，以及各系統調峰瓶頸的分析決定著改造及試驗的階段策略。圍繞靈活改造的中心思想，更需要從投資、工期、安全性、調控性等多方面進行深入評判，選擇適合電網、適合機組的改造方案，以適應靈活多變的調峰目標，為電網消納更多的清潔能源發電提供空間。 |
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