1 000 MW超超临界机组深度调峰研究与实践

孙海彦, 高 炜, 刘润华, 王 渡, 陆剑锋

(1.华电句容发电厂,江苏 镇江 212413; 2.上海电力学院, 上海 200090)

随着可再生能源发电机组装机容量的增加,特别是千万千瓦级风电、太阳能发电基地的建设,依据当前火力发电机组的调峰能力分析,大型火电机组调峰形势将越来越严峻.根据中国电力企业联合会《2016年全国电力行业供需形势报告》分析,2015年全口径火电发电量同比下降2.3%,已连续两年负增长,火电发电设备利用小时数创1969年以来的年度最低值,为4 329 h.这表明我国电力行业即将进入供大于求的局面.针对这一情况,目前采取的对策是关停、减少小机组的运行时间,采用大型发电机组进行电网调峰.这对我国电网调峰尤其是华东区域的大型火电机组调峰提出了更高的要求.

依据华东地区直调机组的运行特点分析,直调机组主要由600 MW等级及以上机组组成,其中江苏电网在运1 000 MW机组共21台.依据直调机组的组成特点可以看出,直调机组装机容量大、单机占比重,但机组调峰能力差.一般直调机组运行时自动发电控制(Automatic Generatiopn Control,AGC)最低相应负荷为机组额定负荷的60%[1].在此背景下,对句容电厂两台1 000 MW机组的深度调峰能力进行研究、试验和分析势在必行.

1 机组概况

锅炉本体为东方电气集团生产的1 000 MW超超临界直流锅炉,锅炉型号为DG3024/28.35-Ⅱ1,锅炉型式为直流炉,采用一次中间再热、单炉膛、前后墙对冲燃烧、Π型结构燃煤锅炉.设计煤种为神华煤,校核煤种为大同优混.锅炉采用微油点火,燃油采用0#轻柴油.两台机组同步建设SCR脱硝装置.

句容发电厂2×1 000 MW机组主汽轮机为上海汽轮机厂与西门子公司联合制造的超超临界HMN型1 000 MW等级汽轮机设备.机组型式为超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽,凝汽式机型,进汽参数为27 MPa/600 ℃/600 ℃,最高进汽参数可达27 MPa/600 ℃/610 ℃,最大出力可达1 030 MW.机组热效率为47.4%,发电效率比超临界同容量机组高3%～4%.

2 深度调峰影响因素

影响机组深度调峰的因素主要是燃料特性和锅炉燃烧稳定性[2].

燃煤机组深度调峰时,机组最低负荷的决定性因素为锅炉燃料特性.我国动力煤种一般为劣质、低发热量煤种.出于对燃料成本的控制,一般燃煤发电企业经常采用劣质煤掺配掺烧的方法降低发电成本,这就增加了机组低负荷运行的不稳定性,甚至造成锅炉熄火、制粉系统故障、锅炉结焦严重等情况.根据对当前电网运行的基本情况分析可知,1 000 MW等级火电机组基本负荷率在75%以上,该类型机组的深度调峰都是可预见并需要提前介入的.因此,1 000 MW等级火电机组在深度调峰前,需要预先安排燃烧设计煤种,以利于大型锅炉低负荷运行时的安全性、经济性.

随着机组负荷的降低,锅炉动力场内部一次风、二次风、燃料量均降低,燃烧温度下降,导致燃烧稳定性变差[3].根据国内对冲燃烧方式直流锅炉的燃烧稳定性的研究分析及句容电厂1#和2#机组投产以来的运行实践可知,对冲燃烧锅炉的燃烧稳定性处于较好水平.1 000 MW对冲燃烧方式直流锅炉不投油最低稳燃负荷为280 MW.

其他影响机组调峰深度的因素,如锅炉水动力特性、汽轮机性能、制粉系统安全性、辅机系统安全性等,均在设备的安全可控范围内,不会对机组深度调峰产生较大影响.出于对句容1#机组调峰能力及其安全性角度分析,有必要进行深度调峰性能试验.

3 深度调峰性能试验

机组深度调峰试验是在最低稳燃负荷试验的基础上进行的,在对锅炉最低负荷工况下的燃烧稳定性、汽轮机特性进行考核试验的同时,也对机组整体的变负荷速率和机组经济性提出了考核指标.这对我国华东、华北等区域采用大规模火电深度调峰技术具有重要的借鉴和指导意义.

3.1 试验标准

机组深度调峰试验标准如下:

(1) 《电站锅炉性能试验规程》GB 10184—1988;

(2) 《电力建设施工及验收技术规范》(锅炉机组篇);

(3) 国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》;

(4) 《DL/T5437—2009 火力发电建设工程启动试运及验收规程》;

(5) 计算标准按照ASME PTC 4—1998中的计算方法.

3.2 最低稳燃负荷

机组最低稳燃负荷试验是机组深度调峰性能试验的基础[4].根据锅炉设备制造厂提供的锅炉最低稳燃负荷,在具体考核试验期间受燃料特性、环境温度等影响会有所偏差[5].试验期间机组维持滑压方式运行,3台磨煤机运行,不投油助燃,锅炉燃烧稳定,运行层燃烧器火检装置、氧量、炉膛负压等参数均稳定,脱硝、脱硫、电除尘设备运行正常,机组大气污染物排放浓度低于国家标准值,试验结果证明句容电厂锅炉最低稳燃负荷为300 MW,锅炉、汽机主要辅机运行稳定.

3.3 试验方法

机组负荷分别调整至800 MW,600 MW,500 MW,400 MW,250 MW.当机组负荷为500 MW及以上时,负荷变化速率≥15 MW/min;负荷小于500 MW时,负荷变化速率≥8 MW/min.在负荷调整期间,调整各参数在设计要求范围内.当负荷小于400 MW时,对冲燃烧锅炉应维持底部3台磨煤机运行,以保障热负荷集中和燃烧稳定性.当机组负荷降至250 MW时,维持该负荷1 h后试验结束.

3.4 试验过程

句容电厂1#机组于2015年12月31日进行了深度调峰试验.试验过程中主要操作包含:机组减负荷至520 MW时,退出一台50%容量汽动给水泵,退出一台引风机运行.机组负荷变动期间,严密监视炉膛负压、火焰监测装置信号、中间点过热度、氧量、高压缸12级后叶片温度等重要信号,以判断机组在深度调峰试验期间的燃烧稳定性.

3.5 试验优化

(1) 燃烧优化调整 为了提高机组在低负荷阶段的燃烧稳定性,在深度调峰试验期间进行了变一次风、提高燃尽风率等优化调整试验,提高了低负荷期间锅炉热负荷中心的温度,降低了炉膛出口NOX的含量.

(2) 褐煤掺烧试验 为了检验对冲锅炉对特殊煤种如褐煤、泥煤的燃烧适应性,在深度调峰试验期间安排了总燃料量30%的褐煤掺烧试验,试验期间进行了微油助燃.根据试验结果分析得知,掺烧褐煤期间,应注意调整炉膛氧量以提高炉膛温度,适当提高一次风量推迟燃烧.机组负荷≤400 MW时,掺烧褐煤每增加1%,机组厂用电率约增加0.053%.通过褐煤掺烧试验掌握了锅炉运行和调节特性,提高了机组调峰能力.

(3) 汽轮机滑压优化试验 汽轮机滑压优化主要针对汽轮机在中低负荷期间的机组调门开度、主汽压力进行匹配性调整,以提高汽轮机的经济性.滑压优化试验主要在800 MW,700 MW,500 MW,400 MW,250 MW共5个负荷点进行调整.调整期间依据调门开度-流量曲线进行调整,同时为了满足机组负荷变化的要求,主调门节流5%,即调门开度在不同负荷工况下应维持45%～55%的开度,从而得出优化后的机组滑压曲线.该项技术在保证变负荷速率的同时,可使机组发电标准煤耗降低1.2 g/kWh.

(4) 辅机节能措施 低负荷期间辅机节能是电厂降低厂用电率的重要手段,主要包括汽轮机单背压运行、单台真空泵运行、凝结水泵深度变频、单循泵运行等.

3.6 试验总结

深度调峰性能试验结果证明,句容1#锅炉不投油最低稳燃负荷为250 MW,机组变负荷速率达到了8 MW/min.同时,锅炉NOX排放浓度为35 mg/m3,SO2排放浓度为25 mg/m3,粉尘排放浓度为3 mg/m3,均达到我国超净排放标准要求.最低负荷期间进行的4项优化试验均顺利完成.

4 深度调峰应用

4.1 深度调峰操作过程

2016年2月,根据华东电网调峰及江苏省调度中心的要求,句容电厂1#机组作为直调电厂机组将进行深度调峰,以满足华东电网的运行要求.

在机组负荷>400 MW时,机组变负荷速率为15 MW/min,机组运行较为稳定,除正常辅机切换、退出运行等操作外,锅炉燃烧较为稳定.机组负荷降至300 MW及以下时,机组进入湿态运行方式,机组变负荷速率降至8 MW/min.此时,汽机侧主要监视机组中间点温度、3#高压加热器疏水切换、再热蒸汽压力调整、汽轮机叶片温度调整等,同时进行凝泵深度变频、主机滑压偏置修订;锅炉侧主要监视锅炉氧量、炉膛负压等参数,判断锅炉燃烧稳定性,同时开大锅炉燃尽风挡板开度,降低燃烧器一次风率,以提高锅炉中心温度.

本次深度调峰维持1周,共进行了7次深度调峰操作,机组最低负荷为200 MW.在深度调峰试验的基础上,本次调峰操作未出现威胁机组安全运行的事故,效果良好.

同时,在机组低负荷节能操作、人员技术水平方面均有较大提升.调峰期间,通过烟气挡板分流维持选择性催化还原(Selective Catalytic Reduction,SCR)脱硝装置的入口烟气温度为285 ℃以上,脱硝装置正常稳定运行.

4.2 深度调峰过程分析

图1为句容1#机组于2016年2月8日11∶00至17∶00的深度调峰曲线.调峰期间,机组负荷达到250 MW并维持了1 h,期间负荷达到200 MW.后根据调度要求机组负荷升至330 MW并维持3.5 h.

根据江苏省经济和信息化委员会的要求,燃煤机组调峰期间不得投油并需维持环保设施运行正常.根据句容1#机组深度调峰性能试验结果分析,机组大气污染物排放指标可以控制在标准范围内.由图1可知,深度调峰期间1#机组烟囱出口净烟气粉尘排放平均浓度为1.6 mg/m3,二氧化硫排放平均浓度为25 mg/m3,氮氧化物排放平均浓度为40 mg/m3,达到超净排放要求.同时,机组给水流量随机组负荷、过热度变化等进行跟踪调整.深度调峰期间锅炉SCR脱硝装置烟气温度通过调整可维持285 ℃以上,达到脱硝装置的运行判据.

图1 句容1#机组深度调峰曲线

根据深度调峰性能试验结果分析可知,机组负荷≤400 MW时锅炉掺烧褐煤需进行微油助燃.因此,深度调峰期间无法进行褐煤掺烧.

5 结 论

(1) 深度调峰前应进行充分的理论研究,主要就机组低负荷稳燃特性、环保装置尤其是脱硝装置运行参数进行试验研究;

(2) 及时跟进调度负荷大数据跟踪分析,做好机组负荷预判,提前进行深度调峰准备工作,确保机组处于最佳调峰准备状态;

(3) 对深度调峰操作进行危险点分析,制定针对性措施和应急预案,提高机组安全运行的保持力度.

(4) 深度调峰期间重点保证锅炉燃烧及燃料供应的稳定性,同时就脱硝装置运行烟温进行调整,可采取如启动上层磨煤机、调整火焰摆角、烟气分隔烟道法等提高低负荷工况下的脱硝烟气温度.

[1] 张秋生,梁华,胡晓花,等.超超临界机组的两种典型协调控制方案[J].中国电力,2011,44(10):74-79.

[2] 周怀春,娄新生,张明春,等.煤质变化对锅炉燃烧稳定性影响的模拟研究[J].电站系统工程,1994(2):35-38.

[3] 陈书谦,柏桂枝.基于神经网络的火焰燃烧稳定性算法研究[J].南京师大学报(自然科学版),2012,35(4):140-144.

[4] 杨磊,李前宇,温志强.1000 MW超超临界机组不投油最低负荷稳燃特性试验研究[J].电站系统工程,2010,26(5):13-15.

[5] 焦庆丰,雷霖,李明,等.国产600 MW超临界机组宽度调峰试验研究[J].中国电力,2013,46(10):1-4.