山东省可再生能源调峰机组核定及灵活性提升策略

周新刚，杨兴森 ，丁俊齐 ，李道波 ，崔 辉

（1.国网山东省电力公司电力科学研究院，山东 济南 250003；2.国电泰安热电有限公司，山东 泰安 271000；3.山东中实易通集团有限公司，山东 济南 250003）

0 引言

截至2016年底，我国发电装机容量达到16.5亿kW，其中火电装机容量约占63.87%，水电装机容量约占20.13%，风电装机容量约占9.01%，太阳能发电装机容量约占4.67%，核电装机容量约占2.04%；与2015年相比，火电占比减少了1.85%，水电占比减少了1.07%，核电占比增加了0.23%，风电占比增加了0.49%，太阳能发电增加了1.93%。可见，我国的电源结构在不断优化，风电等可再生能源发电得到了快速发展。与此同时，弃光弃风问题也日渐突出，据国家能源局数据显示，2016年上半年，全国风电平均弃风率高达21%，同比上升了6%，甘肃、新疆等弃风“重灾区”弃风率甚至接近50%；弃风加剧的同时，光伏发电也未能幸免，据国家电网公司提供的数据，2016年上半年，国家电网公司经营区累计弃光比例高达12.1%，同比上升了2.05%。

为提升电力系统调峰能力，有效缓解弃水、弃风和弃光现象的发生，促进可再生能源消纳，国家发改委和国家能源局印发了《可再生能源调峰机组优先发电试行办法》，要求各省根据可再生能源建设规模、消纳情况、电源结构和负荷特性，安排一定规模煤电机组为可再生能源调峰，并建立相应的奖惩制度。山东省结合电网调峰实际，制定了《山东省可再生能源调峰机组优先发电试行办法（试行版）》（以下简称 “办法”），并开展可再生能源调峰试点机组核定，同时明确要求调峰机组在不采取助燃措施、环保达标条件下，连续安全稳定运行的最低电负荷须低于40%额定电负荷。

1 山东省可再生能源调峰机组核定

根据“办法”要求，山东省首批有15台燃煤机组参与可再生能源调峰试验核定，见表1，其中D电厂4号机组、E电厂5号机组和I电厂1号机组等3台机组为纯凝机组，其余12台机组均为抽汽机组。对于纯凝机组，要求在不采取助燃措施、环保达标条件下，测试机组连续安全稳定运行的最低电负荷。对于抽汽机组，要求进行两个工况试验，分别为：在满足抽汽要求、不采取助燃措施、环保达标条件下，测试机组连续安全稳定运行的最低电负荷；在停止机组抽汽（纯凝）、不采取助燃措施、环保达标条件下，测试机组连续安全稳定运行的最低电负荷。

试验期间，利用山东省电力调度控制中心EMS调取机组电负荷数据；环保数据利用各市环保局在线监测系统调取；同时在电厂给煤机处取入炉煤样做全水和工业分析；其他主要运行数据利用DCS进行采集。试验期间采样和读数频率均严格按照试验标准进行。具体试验结果详见表1。

从表1可看出，A电厂2号机组、B电厂2号机组、C电厂2号机组、D电厂4号机组、E电厂5号机组、F电厂1号机组、G电厂4号机组和H电厂3号机组等8台机组的最低出力均达到 “不大于40%额定电负荷”的要求。

I电厂1号机组在电负荷将至401 MW时，锅炉燃烧稳定性下降，不具备继续降低负荷的条件，故其最低出力未达到“不大于40%额定电负荷”的要求。

J电厂3号机组、K电厂2号机组、L电厂3号机组和M电厂2号机组等4台机组受抽汽供热影响，机组最低出力均未达到 “不大于40%额定电负荷”的要求。

N电厂1号机在电负荷降至135 MW时，脱硝装置入口烟气温度低而自动退出运行，NOx排放浓度超标，将电负荷升至155 MW，脱硝系统运行正常，为机组额度容量（350 MW）的44%；在满足抽汽条件下，机组连续稳定运行的最低电负荷为170 MW，为机组额定容量的48.6%。因此，1号机组的调峰最低电负荷核定为170 MW，未达到“不大于40%额定电负荷”的要求。

O电厂6号机组，当电负荷降至185 MW，即额定容量（33 0MW）的56.1%时，中压缸上下缸温差升至46℃（报警值42℃），同时4号瓦X向轴振达到190 μm（报警值 125 μm，跳机值 254 μm），并且保持增长态势，不具备继续降负荷的条件，因此，6号机组的调峰最低电负荷核定为185 MW，未达到“不大于40%额定电负荷”的要求。

通过现场试验测试和数据分析，最终确认A电厂2号机组、B电厂2号机组等8台机组为山东省首批可再生能源调峰试点机组，共同参与电网调峰，促进可再生能源消纳。

表1 山东省首批可再生能源调峰机组核定试验结果

2 机组灵活性提升策略

为了提高机组的调峰能力，促进可再生能源消纳，采取灵活性改造是当前国家大力倡导、行之有效的策略。2016年6月14日，国家能源局正式启动灵活性改造示范试点项目，经综合比较，选取了可再生能源消纳问题较为突出地区的15个典型项目进行试点，主要分布于辽宁、吉林、黑龙江、内蒙古、河北、广西等省区，涉及华能、大唐、华电、国电、国电投、神华、国投电力、铁法煤业等多家发电集团。预期将使热电机组增加20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到40%～50%额定容量；纯凝机组增加15%～20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到30%～35%额定容量。通过加强国内外技术交流和合作，部分具备改造条件的电厂预期达到国际先进水平，机组不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到20%～25%。

目前，常用的机组灵活性提升策略主要有热电解耦技术、宽负荷脱硝技术和提供锅炉稳燃能力等。

2.1 热电解耦技术

供热机组在抽汽供热时，受汽轮机低压缸最小进汽量限制，当机组供热量一定的情况下，机组电负荷不能低于某一限值，导致供热机组调峰困难。采用热电解耦技术，打破供热和电负荷的耦合关系，是提升供热机组深度调峰能力非常可行的办法。目前，常用的热电解耦措施主要有配置蓄热罐、汽轮机旁路供热、汽轮机低压缸零出力等技术。

2.1.1 蓄热罐技术

电厂配置蓄热罐，当机组电负荷高时，在保证供暖前提下，增加抽汽量，额外加热一部分热网循环水，并从供水侧引出至蓄热水罐中进行储存；当机组参与深度调峰时，将储存在蓄热罐中的热水直接输送至热网供水母管中供热，从而降低供热负荷和电负荷之间的约束［1］。蓄热罐作为蓄热和调峰设施，在北欧一些集中供热水平较高的国家得到较为普遍的应用。在丹麦和瑞典，几乎所有的热电厂出口都设置有大型的蓄热水罐。

2.1.2 汽轮机旁路供热技术

汽轮机旁路供热是在供热负荷需求高、电负荷需求低时，将汽轮机旁路系统投入运行，部分原本进入汽轮机做功的蒸汽经减温减压后进行供热，实现机组在降低电负荷的同时增加供热量［2］。这种方法将部分蒸汽减温减压会导致机组的燃料利用率降低，但对于大型机组而言，在短时间内采用旁路供热方式以消纳清洁能源具有一定的可行性和经济性。

2.1.3 低压缸零出力技术

低压缸零出力技术是指在低压缸高真空条件下，采用完全密封的液压蝶阀切断低压缸原进汽管道进汽，实现低压缸出力为零、蒸汽去供热，提升供热能力；在原进汽管道上新增旁路管道，向低压缸内通入少量的冷却蒸汽，用于带走低压转子转到产生的鼓风热量，保证机组安全运行。热电联产机组采用低压缸零出力技术，在供热负荷一定的情况下，不但减少了低压缸做功，而且也减少了高中压缸做功，达到机组深度调峰的目的［3］。

2.2 宽负荷脱硝技术

为了满足国家日益严格的环保要求，火电厂均安装SCR烟气脱硝系统以满足NOx排放要求，当前SCR催化剂的运行温度区间为310～400℃，温度太低会造成催化剂失活，太高会造成催化剂烧结。当机组电负荷降低时，SCR入口烟气温度随之降低，当温度低于310℃时，为了避免催化剂失活，SCR会自动退出运行，导致NOx排放浓度失控超标，这也是影响机组调峰能力的常见问题。采用省煤器给水旁路、省煤器分级、省煤器烟气旁路等宽负荷脱硝技术是解决此类问题的主要手段。

2.2.1 省煤器给水旁路技术

通过在省煤器进出口集箱之前设置调节阀和连接管道，将部分给水短路，或直接从省煤器进口集箱引至下降管中，减少流经省煤器的给水量，从而降低省煤器从烟气中的吸热量，以达到提高省煤器出口烟温的目的，其原理如图1所示。该方案简单，改造设备少，投资费用低，但对烟气温度的调节范围有限［4］。

2.2.2 省煤器分级技术

根据SCR入口温度情况，通过热力计算，将省煤器拆除一部分，放置在SCR反应器后面的烟道中，其原理如图2所示。锅炉给水先引至位于SCR反应器后的省煤器，然后再引至位于SCR反应器前的省煤器，这样可减少SCR反应器前省煤器的吸热量，达到提高SCR入口烟气温度的目的。烟气通过SCR反应器脱硝之后，再通过SCR反应器后的省煤器来吸收烟气中的热量，从而使空预器前烟气温度、省煤器出口给水温度和锅炉热效率变化较小。但此种方法改造投资成本高，且不具备烟温调节功能，若省煤器面积分割不合适，极易造成高负荷时SCR入口烟气超温；另外，在改造前，还需综合考虑SCR反应器出口省煤器安装空间问题。

图1 省煤器给水旁路原理

图2 省煤器分级原理

2.2.3 省煤器烟气旁路技术

省煤器烟气旁路是将省煤器入口或低温再热器（低温过热器）入口引出高温烟气，通过烟气旁路将高温烟气直接引入SCR入口处与省煤器出口的低温烟气混合，以提高SCR入口烟温，其原理如图3所示。该方法调节方便、设置简单，但存在以下问题：烟气从省煤器旁路流走，不能对给水加热，必然会降低锅炉的热效率；省煤器旁路烟气进入SCR反应区会一定程度扰乱烟气流场，干扰脱硝系统运行；若采用烟气旁路从低再入口抽取，那么低负荷再热器欠温问题将会明显；烟气旁路中的调节挡板处于高温区，对严密性和调节灵活性提出更高要求。

图3 省煤器烟气旁路原理

2.3 提高锅炉稳燃能力

锅炉的稳燃特性是机组深度调峰的基础，通过控制入炉煤质、设备改造和运行优化等方式，可在一定程度上提高锅炉燃烧的稳定性，继而提升机组的调峰能力。目前，提高锅炉稳燃能力的手段主要有：严格控制入炉煤质，避免掺烧低挥发分难燃煤；开展磨煤机动态分离器改造，提高煤粉细度和煤粉均匀性的调节灵活性和调节空间，提升锅炉的低负荷稳燃能力；采用相邻层喷燃器投运方式，以提高燃烧强度，避免出现隔层燃烧方式；适当降低一次风率，以减少煤粉着火所需的热量，但应避免一次风管堵塞或喷嘴烧损；在低负荷时，应适当关小运行喷燃器的周界风，增强着火的稳定性和一次风喷燃器的自稳定能力；尽可能减少给粉机的运行台数，以增加运行给粉机的给粉量，进而提高燃烧器区域的热负荷；针对旋流燃烧器锅炉，低负荷下燃烧器应维持相对较强的旋流强度，同时确保二次风对煤粉有较好的“包裹”作用［5］。

3 结语

随着外电入鲁和新能源消纳的不断增加，山东省燃煤发电机组调峰会成为常态，而且调峰深度会逐渐加大。根据国家《可再生能源调峰机组优先发电试行办法》有关要求，结合山东省电网调峰要求，通过现场试验核定，确认了首批8台可再生能源调峰试点机组，参与电网调峰，促进可再生能源消纳。通过核定试验，发现供热抽汽、SCR脱硝系统入口烟温和锅炉稳燃能力等是制约机组调峰能力的主要因素，各电厂可根据自身设备情况采用热电解耦、宽负荷脱硝和提高锅炉稳燃能力等技术进一步提升机组的灵活性，以满足电网日趋严峻的调峰要求。