1000MW超超临界火电机组深度调峰研究

刘大帅 刘敬尊

【摘 要】随着国家越来越重视可再生能源的开发与利用，特别是风电、水电的飞速发展，电网负荷结构发生了较大的变化，电网在运行中负荷差明显增大。这就导致大型火力发电机组的深度调峰次数越来越多，调峰压力越来越大。火电企业为了在竞争日益激烈的发电市场获取更多市场份额，必须满足电网规定的深度调峰要求，提高机组的调峰能力，满足电网安全调度要求与正常运行的能力。本文从实际出发，针对百万超超临界火力发电机组的深度调峰问题，进行了深入的分析研究，并给出了简要的解决方案，为同类型机组的深度调峰工作提供了一定的借鉴意义。

【关键词】1000MW;超超临界;深度调峰

中图分类号： TM621 文献标识码： A 文章编号： 2095-2457（2019）25-0058-002

DOI：10.19694/j.cnki.issn2095-2457.2019.25.027

0 引言

伴随着我国社会经济的快速发展，电力行业也经历了十多年的高速发展，全国装机容量不断增大，截至到2016年底，全国全口径发电装机容量容量达到189967亿千瓦时，其中，水电发电装机容量35226亿千瓦时、同比增长2.5%;火电发电装机容量114367亿千瓦时、同比增长3.0%;核电发电装机容量4466亿千瓦时、同比增长24.7%;风电发电装机容量18426亿千瓦时、同比增长12.4%;太阳能发电装机容量17463亿千瓦时、同比增长33.9%。但近几年随着清洁能源水电、风电等的大力发展，以及特高压长距离、跨区域输送电设备的相继投产，火力发电机组等效利用小时数不断下降。为进一步提高火力发电机组利用小时数，避免在电网低负荷工况下机组调停，同时分担电网调峰的压力，需要进一步研究机组低负荷工况的运行方式，不断提高火力发电机组的灵活性。1000MW超超临界火电基座作为电网调峰的主力，在日常符合调整过程中经历的调差考核频次和时间都在不断地增加。现随着电网负荷调整的进一步要求，机组在调峰过程中的深度需要进一步挖掘。

1 设备概况

華电莱州发电有限公司一期工程两台百万燃煤汽轮发电机组，电力通过500kV输电线路送入光州变电站。主要设备为：锅炉由东方锅炉（集团）股份有限公司制造，汽轮机由东方汽轮机厂制造，发电机由东方电机股份有限公司制造。

锅炉本体为东方电气集团生产的超超临界直流锅炉，采用一次中间再热、单炉膛、对冲燃烧设计、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，燃油采用轻质柴油。两台机组同步建设SCR脱硝装置。

2 深度调峰过程中的安全性分析

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。

2.1 锅炉稳燃

着火稳然性指标用燃料着火稳定性指数Rw来表示，可按照下式来表示：

RW=560/Ti+650/Ttmax+0.27Wtmax

式中，Ti为着火温度，单位为℃;T1max为最大失重速度时对应的温度，单位为℃;W1max为最大失重速度，单位为mg/min。Rw判别界限如表1所示。

（1）煤质对着火的影响。煤的着火主要是挥发份析出引燃固定碳，所以在同样煤炭粒径的情况下，挥发份越高的煤越容易着火。

（2）煤粉粒径对着火的影响。随着煤粉粒径的减小，煤的平均表面活化能随着颗粒平均粒径的减小而增大，着火更加容易。

（3）煤粉浓度对着火的影响。根据燃烧机理，当煤粉浓度较低时，颗粒升温速度很慢，煤粉可用于析出挥发份的时间较长，但是热解产生的挥发份少，不足以引起整个煤粉气流均相着火，所以着火指数降低;当煤粉浓度很高时，整个气流中挥发份浓度增加较快，浓度的增加使得升温速度明显减慢，挥发份的浓度效应不足以抵消升温速度的降低，也就使得着火变得困难。

2.1.1 锅炉燃烧调整

（1）锅炉运行时应了解燃料特性，根据燃料特性及运行时调整燃烧，保证燃烧器的配风比率、风速、风温等符合设计要求，保持锅炉排烟温度和烟气中的氧量在规定的范围内。

（2）调整制粉系统磨煤机的运行数量，维持四台磨煤机运行。底层磨非对冲燃烧时，调整前墙与后墙底层运行磨的#1、8外二次风门开度为50%，提高燃烧稳定性。

（3）降低一次风风速，可以使煤粉气流的着火热减少，有利于稳定燃烧。

（4）维持合理炉膛风量。风量过低会导致燃烧不充分，而且会导致风机失速;风量过大会降低炉膛温度使得燃烧不稳定。

（5）加强制粉系统的运行和维护，保证合理的磨煤机出口温度、煤粉细度等。

（6）保证再热器稳定运行，开大烟气挡板，保证烟气加热和再热器温度。

（7）避免集中燃用高硫煤，燃煤硫分较高时，应严格控制氨逃逸率，适当提高排烟温度，保证环保指标正常。

（8）采用微油枪助燃。锅炉运行中，炉前燃油系统应处于备用状态。由于东方锅炉集团1000MW超超临界锅炉采用了螺旋管圈水冷壁，因此锅炉有良好的负荷适应性，即使在30%负荷时，水冷壁质量流速仍然高于膜态沸腾的界限流速，能保持一定的壁温裕度，因此水冷壁的安全不用担心。

2.2 风机失速

由风机特性曲线可知，当机组负荷较低时，风机流量和压头较低，风机动叶开度也较低，风机容易陷入失速区。同时，较低的风量情况下，一旦风机发生RB，则容易导致锅炉总风量低MFT。为了避免这种情况的出现，也为了满足风箱差压及投入机组协调的需要，要对动叶的开度设定下限，同时对氧量自动进行闭锁限制。另外也有机组，低负荷时停运单侧风组，但这更多的是从节能的角度出发。

2.3 调节机构卡涩

由于机组长时间低负荷运行，很多调节机构都处于下限运行。由于长期不动作，易出现卡涩。因此，在升负荷过程中务必要对风机动叶、除氧器上水调门、带保护的闭冷水系统等重要调节装置进行检查。

2.4 锅炉排烟温度低

机组低负荷时，锅炉排烟温度较低，不能满足SCR化学反应温度。因此，适当增加燃尽风开度，控制脱硝SCR入口温度不低于305℃。脱硝系统维持正常运行，必须确保排放指标随时在控、满足环保要求。

（1）可以通过调整吹灰方式、改变制粉系统组合方式、增加尾部烟气氧量，提高主再热气温等方式。

（2）做好脫硝参数监视和异常分析。每天记录和分析同负荷下氨逃逸、氨耗量、脱硝效率、催化剂阻力等指标，出现异常变化时，及时查明原因，采取针对性措施。

3 协调控制系统

随着火力发电机组地位的转变，经常性深度调峰成为了常态，为了减少运行人员的操作量和防止发生人为误操作，要降低协调控制系统投入的下限至30%负荷。

3.1 给水控制

根据调度命令，机组负荷500MW左右，防止给流量波动造成汽泵最小流量阀突开，解除汽泵最小流量阀自动同时手动开启20%开度，使其流量固定。出现一台小机最小流量阀无法开启时，通过开大调整另一台小机最小流量阀，缓慢调整给水量稳定，确保汽泵入口流量大于600t/h，小机转速在3000r/min以上，完成机组负荷调峰任务。

3.2 负荷速率

在机组低负荷阶段，建议降低机组负荷升降速率，原因如下：

（1）由于低负荷时机组各项参数较低，对金属受热面、汽轮机厚壁部件冷却作用比较强烈，为防止应力过大而影响金属寿命或造成汽轮机振动偏大，在低负荷阶段应该降低机组负荷变化速率。

（2）低负荷时，机组质量流量较小，在同样调整策略下，主、再热汽温、汽压波动较大，这就要求一方面提高协调控制的精度，另一方面也要适当降低负荷升降的速率。同时，为了防止烟温变化过快，导致空预器扇形板变形卡涩，应该对空预器扇形板的下探频次引入负荷修正，保证低负荷工况下及时调整扇形板位置。

4 实验结果

5 结束语

本文结合现场实际运行经验，同时参考同类型电厂相关调峰技术措施，从锅炉稳燃、深度调峰的安全性、协调控制优化等方面，对百万超超临界机组深度调峰中遇到的困难进行了深入的分析，并给出了简要的解决方案，为中国火电项目深度调峰提供了一定的借鉴。

【参考文献】

[1]王金飞，王松.1000MW超超临界火电机组深度调峰研究及应用[J].节能与环保，2018（08）：72-73.

[2]王刚.1000MW超超临界火力机组深度调峰研究[J].电工文摘，2017（06）：8-10.

[3]孙海彦，高炜，刘润华，王渡，陆剑锋.1000MW超超临界机组深度调峰研究与实践[J].上海电力学院学报，2017，33（06）：559-562.