660 MW超超临界单元机组低负荷深度调峰期间节能运行管理策略

王伟霖

(中煤宣城发电有限公司，安徽 宣城 242074)

0 引言

我国在未来很长一段时间能源供给还会依靠火电机组。因此应探索调节锅炉、汽轮机及其辅机的节能运行方式，对影响单元机组低负荷运行期间多重因素进行分析，找到火电调峰机组节能及运行管理的关键点，减少机组深调期间能耗，实施低碳生产，对环境的可持续发展作出贡献。

1 低负荷运行时超超临界机组节能运行管理中存在的问题

随着新能源产业的迅速发展以及电力现货市场的逐步完善，火电低负荷深度调峰频次逐步加大，节能管理就显得更有必要，炉侧体现在以下几个方面：①低负荷运行时考虑机组安全运行等因素，保持4台制粉系统连续运行(共配置6台)导致厂用电率增加。②机组自动控制系统的运行调整水平有限，过分依赖运行人员技术水平，当出现调整不及时时会出现能耗增加的问题。③长期低负荷运行导致炉膛结焦、结渣，降低炉内传热效率，促使排烟损失有所增加，热效率较低。

机侧需要强化节能运行管理体现在以下几个方面：①低负荷运行主再热汽温、气压降低，导致初参数降低，引起机组热耗率增加。②低负荷深调运行中节流损失增加。③低负荷运行中机侧辅机运行方式若未能及时改变，也将导致厂用电率增加，影响机组的节能运行。

2 单元机组深调期间超超临界机组节能运行管理措施

2.1 优化管理方式

1)当班值长积极联系调度了解机组负荷率，双机运行期间尽量保持厂级AGC投入，并合理分配机组负荷，尽量减少需要增启设备的运行时长，节约厂用电，制定双机运行时的负荷节能调度分配方案。通过负荷合理分配调整，降低磨煤机、循泵运行、浆液循环泵的运行数量，将节能管控侧重于厂用电率、制粉系统耗电率、脱硫耗电率。

2)深调前优化加仓方案。加强入炉煤质化验监督工作，值际间加强协调，深调开始前选取热值高、含水量低的煤种加仓。煤的含水量过大，不但会降低炉膛内部平均温度，从而降低有效热的利用，而且还会增加排烟热损失。对于较潮湿的火车来煤，不建议进行直接加仓，应在干煤棚存放至含水较低时再调整加仓。

3)加强深调期间运行值指标奖励，提高运行人员的主观能动性。设置专项机组深度调峰小指标加分奖励。机组进行深度调峰期间，当班小指标参与当月考评，并进行额外月度小指标加分奖励。

机组进行深度调峰期间，平均负荷率和时间统计由调度电脑台调峰辅助服务系统统计，并由当班值长在工作记录中公布统计调峰期间的平均负荷率和调峰时间，部门制定计算方式进行奖励。

4)采用增设站内光、电等新能源设备与火电机组搭配配置的方式降低厂用电率。

2.2 优化锅炉运行方式

1)深调期间减少磨煤机等辅机的运行台数。根据低负荷深调的预计时间，提前做好加仓工作，保证低负荷深调期间燃用高热值煤种，同时在保证安全的前提下及时减少磨煤机等辅机的运行台数，如配置6台制粉系统在深度调峰期间仅维持停运3台运行，大大降低制粉系统电耗率，从而降低厂用电率。经计算低负荷3台磨煤机运行，每小时可节省厂用电335 kW·h。

2)低负荷期间控制主汽压力在滑压曲线附近运行。根据试验测得：主汽压力每下降1 MPa影响煤耗升高约1.8 g/(kW·h)。机组处于滑压运行方式下调整主汽压力时主汽压力偏置设定值不可过大，应为-1～+0.5 MPa，主汽压过低影响机组效率。

3)充分利用“深控系统”等人工智能技术参与机组深调，优化汽温调节方式，控制炉侧主、再热器出口平均汽温不低于使用设计值，如中煤宣城发电有限公司660 MW单元机组主/再热汽温设定值为595℃或593℃。根据试验测出：汽温每下降10℃影响煤耗升高约1 g/(kW·h)。

4)控制锅炉事故减温水使用量小于或等于1 t/h，同时利用机组检修期间对烟气挡板和减温水调门进行专项检查，更换损坏部件，保证设备严密性。实验数据表明：再热汽事故减温水使用量每升高1 t，影响煤耗升高约0.03 g/(kW·h)。

5)深调期间根据加仓煤种的变化及时调整燃烧，适时调整炉膛的吹灰方式，在保证不结焦的前提下适当降低烟气含氧量设定值，同时将磨煤机出口温度控制在95℃左右，从而保证排烟温度满足要求。

6)低负荷运行时合理进行锅炉配风。据西安热工院的燃烧试验结果表明：保证锅炉在最优配风方式下运行，可提高锅炉效率。低负荷时控制锅炉氧量不大于6%，并根据风箱差压、CO监测值及时调整送风量，控制锅炉飞灰含碳量小于或等于1.35%。

7)使用脱硫增效剂，在完成烟气环保数据达标排放的同时减少浆液循环泵运行数量，据计算，减少1台浆液循环泵，平均每小时节省厂用电约450 kW·h。

2.3 优化汽机运行方式

1)优化循环水泵运行方式。根据环境温度、凝汽器真空及机组负荷的接带情况，合理调整循泵运行方式。特别是在冬季环境稳定较低或者春秋季环境温度变化较大时，根据计划负荷曲线下行趋势及时切换循泵至低速运行，节约厂用电。

2)通过技术改造设置高效真空泵组，在低负荷真空较好的情况下，及时将功率较大的传统水环泵切换为能耗较低的高效真空泵组运行。

3)低负荷运行应加强对轴封供汽压力的调整，保证低压轴封处、小机轴封处不泄漏真空。但同时也应避免轴封供汽压力过大，轴封漏汽增多，热损失增大。

4)低负荷运行时加强对凝汽器真空的监视，如#5、#6低压加热器在机组高负荷时为正压系统，低负荷深调期间转为负压系统，如本身有漏点，将影响机组真空，降低机组效率。

5)提高加热器水位自动调节投入率，保证各加热器在正常水位高度下运行，避免加热器内部的水位过高，淹没换热铜管导致换热面积减少，换热效率降低。同时也避免了运行过程中发生加热器解列影响给水温度，进而影响机组煤耗。相关试验表明：给水温度每降低1℃，影响标准煤耗增加约0.7 g/(kW·h)。

3 结语

我国的电力工业经历漫长的发展过程，已在装机规模、技术水平及建设速度等各方面迈入世界第一梯队[2]。在新一轮的节能减排中，电力企业要认真研究国家的相关政策，响应国家提出30·60的碳排放目标，推动产业高质量发展，化挑战为机遇，落实节能减排工作要求，同时注重节能减排技术的应用，完善行业内减排指标管理体系，抓住机会重塑产业链结构，推动能源产业的全面节能化发展。在电力现货市场逐渐完善的情况下，利用人工智能等新技术缓解火电生产调峰经济性差的情况，逐步探索建立超超临界单元机组低负荷深度调峰期间的节能运行管理策略，满足经济调度的要求。