周新剛，楊興森 ，丁俊齊 ，李道波 ，崔 輝

（1.國網山東省電力公司電力科學研究院，山東 濟南 250003；2.國電泰安熱電有限公司，山東 泰安 271000；3.山東中實易通集團有限公司，山東 濟南 250003）

0 引言

截至2016年底，我國發(fā)電裝機容量達到16.5億kW，其中火電裝機容量約占63.87%，水電裝機容量約占20.13%，風電裝機容量約占9.01%，太陽能發(fā)電裝機容量約占4.67%，核電裝機容量約占2.04%；與2015年相比，火電占比減少了1.85%，水電占比減少了1.07%，核電占比增加了0.23%，風電占比增加了0.49%，太陽能發(fā)電增加了1.93%?？梢?，我國的電源結構在不斷優(yōu)化，風電等可再生能源發(fā)電得到了快速發(fā)展。與此同時，棄光棄風問題也日漸突出，據國家能源局數據顯示，2016年上半年，全國風電平均棄風率高達21%，同比上升了6%，甘肅、新疆等棄風“重災區(qū)”棄風率甚至接近50%；棄風加劇的同時，光伏發(fā)電也未能幸免，據國家電網公司提供的數據，2016年上半年，國家電網公司經營區(qū)累計棄光比例高達12.1%，同比上升了2.05%。

為提升電力系統(tǒng)調峰能力，有效緩解棄水、棄風和棄光現象的發(fā)生，促進可再生能源消納，國家發(fā)改委和國家能源局印發(fā)了《可再生能源調峰機組優(yōu)先發(fā)電試行辦法》，要求各省根據可再生能源建設規(guī)模、消納情況、電源結構和負荷特性，安排一定規(guī)模煤電機組為可再生能源調峰，并建立相應的獎懲制度。山東省結合電網調峰實際，制定了《山東省可再生能源調峰機組優(yōu)先發(fā)電試行辦法（試行版）》（以下簡稱 “辦法”），并開展可再生能源調峰試點機組核定，同時明確要求調峰機組在不采取助燃措施、環(huán)保達標條件下，連續(xù)安全穩(wěn)定運行的最低電負荷須低于40%額定電負荷。

1 山東省可再生能源調峰機組核定

根據“辦法”要求，山東省首批有15臺燃煤機組參與可再生能源調峰試驗核定，見表1，其中D電廠4號機組、E電廠5號機組和I電廠1號機組等3臺機組為純凝機組，其余12臺機組均為抽汽機組。對于純凝機組，要求在不采取助燃措施、環(huán)保達標條件下，測試機組連續(xù)安全穩(wěn)定運行的最低電負荷。對于抽汽機組，要求進行兩個工況試驗，分別為：在滿足抽汽要求、不采取助燃措施、環(huán)保達標條件下，測試機組連續(xù)安全穩(wěn)定運行的最低電負荷；在停止機組抽汽（純凝）、不采取助燃措施、環(huán)保達標條件下，測試機組連續(xù)安全穩(wěn)定運行的最低電負荷。

試驗期間，利用山東省電力調度控制中心EMS調取機組電負荷數據；環(huán)保數據利用各市環(huán)保局在線監(jiān)測系統(tǒng)調??；同時在電廠給煤機處取入爐煤樣做全水和工業(yè)分析；其他主要運行數據利用DCS進行采集。試驗期間采樣和讀數頻率均嚴格按照試驗標準進行。具體試驗結果詳見表1。

從表1可看出，A電廠2號機組、B電廠2號機組、C電廠2號機組、D電廠4號機組、E電廠5號機組、F電廠1號機組、G電廠4號機組和H電廠3號機組等8臺機組的最低出力均達到 “不大于40%額定電負荷”的要求。

I電廠1號機組在電負荷將至401 MW時，鍋爐燃燒穩(wěn)定性下降，不具備繼續(xù)降低負荷的條件，故其最低出力未達到“不大于40%額定電負荷”的要求。

J電廠3號機組、K電廠2號機組、L電廠3號機組和M電廠2號機組等4臺機組受抽汽供熱影響，機組最低出力均未達到 “不大于40%額定電負荷”的要求。

N電廠1號機在電負荷降至135 MW時，脫硝裝置入口煙氣溫度低而自動退出運行，NOx排放濃度超標，將電負荷升至155 MW，脫硝系統(tǒng)運行正常，為機組額度容量（350 MW）的44%；在滿足抽汽條件下，機組連續(xù)穩(wěn)定運行的最低電負荷為170 MW，為機組額定容量的48.6%。因此，1號機組的調峰最低電負荷核定為170 MW，未達到“不大于40%額定電負荷”的要求。

O電廠6號機組，當電負荷降至185 MW，即額定容量（33 0MW）的56.1%時，中壓缸上下缸溫差升至46℃（報警值42℃），同時4號瓦X向軸振達到190 μm（報警值 125 μm，跳機值 254 μm），并且保持增長態(tài)勢，不具備繼續(xù)降負荷的條件，因此，6號機組的調峰最低電負荷核定為185 MW，未達到“不大于40%額定電負荷”的要求。

通過現場試驗測試和數據分析，最終確認A電廠2號機組、B電廠2號機組等8臺機組為山東省首批可再生能源調峰試點機組，共同參與電網調峰，促進可再生能源消納。

表1 山東省首批可再生能源調峰機組核定試驗結果

2 機組靈活性提升策略

為了提高機組的調峰能力，促進可再生能源消納，采取靈活性改造是當前國家大力倡導、行之有效的策略。2016年6月14日，國家能源局正式啟動靈活性改造示范試點項目，經綜合比較，選取了可再生能源消納問題較為突出地區(qū)的15個典型項目進行試點，主要分布于遼寧、吉林、黑龍江、內蒙古、河北、廣西等省區(qū)，涉及華能、大唐、華電、國電、國電投、神華、國投電力、鐵法煤業(yè)等多家發(fā)電集團。預期將使熱電機組增加20%額定容量的調峰能力，最小技術出力達到40%～50%額定容量；純凝機組增加15%～20%額定容量的調峰能力，最小技術出力達到30%～35%額定容量。通過加強國內外技術交流和合作，部分具備改造條件的電廠預期達到國際先進水平，機組不投油穩(wěn)燃時純凝工況最小技術出力達到20%～25%。

目前，常用的機組靈活性提升策略主要有熱電解耦技術、寬負荷脫硝技術和提供鍋爐穩(wěn)燃能力等。

2.1 熱電解耦技術

供熱機組在抽汽供熱時，受汽輪機低壓缸最小進汽量限制，當機組供熱量一定的情況下，機組電負荷不能低于某一限值，導致供熱機組調峰困難。采用熱電解耦技術，打破供熱和電負荷的耦合關系，是提升供熱機組深度調峰能力非常可行的辦法。目前，常用的熱電解耦措施主要有配置蓄熱罐、汽輪機旁路供熱、汽輪機低壓缸零出力等技術。

2.1.1 蓄熱罐技術

電廠配置蓄熱罐，當機組電負荷高時，在保證供暖前提下，增加抽汽量，額外加熱一部分熱網循環(huán)水，并從供水側引出至蓄熱水罐中進行儲存；當機組參與深度調峰時，將儲存在蓄熱罐中的熱水直接輸送至熱網供水母管中供熱，從而降低供熱負荷和電負荷之間的約束［1］。蓄熱罐作為蓄熱和調峰設施，在北歐一些集中供熱水平較高的國家得到較為普遍的應用。在丹麥和瑞典，幾乎所有的熱電廠出口都設置有大型的蓄熱水罐。

2.1.2 汽輪機旁路供熱技術

汽輪機旁路供熱是在供熱負荷需求高、電負荷需求低時，將汽輪機旁路系統(tǒng)投入運行，部分原本進入汽輪機做功的蒸汽經減溫減壓后進行供熱，實現機組在降低電負荷的同時增加供熱量［2］。這種方法將部分蒸汽減溫減壓會導致機組的燃料利用率降低，但對于大型機組而言，在短時間內采用旁路供熱方式以消納清潔能源具有一定的可行性和經濟性。

2.1.3 低壓缸零出力技術

低壓缸零出力技術是指在低壓缸高真空條件下，采用完全密封的液壓蝶閥切斷低壓缸原進汽管道進汽，實現低壓缸出力為零、蒸汽去供熱，提升供熱能力；在原進汽管道上新增旁路管道，向低壓缸內通入少量的冷卻蒸汽，用于帶走低壓轉子轉到產生的鼓風熱量，保證機組安全運行。熱電聯產機組采用低壓缸零出力技術，在供熱負荷一定的情況下，不但減少了低壓缸做功，而且也減少了高中壓缸做功，達到機組深度調峰的目的［3］。

2.2 寬負荷脫硝技術

為了滿足國家日益嚴格的環(huán)保要求，火電廠均安裝SCR煙氣脫硝系統(tǒng)以滿足NOx排放要求，當前SCR催化劑的運行溫度區(qū)間為310～400℃，溫度太低會造成催化劑失活，太高會造成催化劑燒結。當機組電負荷降低時，SCR入口煙氣溫度隨之降低，當溫度低于310℃時，為了避免催化劑失活，SCR會自動退出運行，導致NOx排放濃度失控超標，這也是影響機組調峰能力的常見問題。采用省煤器給水旁路、省煤器分級、省煤器煙氣旁路等寬負荷脫硝技術是解決此類問題的主要手段。

2.2.1 省煤器給水旁路技術

通過在省煤器進出口集箱之前設置調節(jié)閥和連接管道，將部分給水短路，或直接從省煤器進口集箱引至下降管中，減少流經省煤器的給水量，從而降低省煤器從煙氣中的吸熱量，以達到提高省煤器出口煙溫的目的，其原理如圖1所示。該方案簡單，改造設備少，投資費用低，但對煙氣溫度的調節(jié)范圍有限［4］。

2.2.2 省煤器分級技術

根據SCR入口溫度情況，通過熱力計算，將省煤器拆除一部分，放置在SCR反應器后面的煙道中，其原理如圖2所示。鍋爐給水先引至位于SCR反應器后的省煤器，然后再引至位于SCR反應器前的省煤器，這樣可減少SCR反應器前省煤器的吸熱量，達到提高SCR入口煙氣溫度的目的。煙氣通過SCR反應器脫硝之后，再通過SCR反應器后的省煤器來吸收煙氣中的熱量，從而使空預器前煙氣溫度、省煤器出口給水溫度和鍋爐熱效率變化較小。但此種方法改造投資成本高，且不具備煙溫調節(jié)功能，若省煤器面積分割不合適，極易造成高負荷時SCR入口煙氣超溫；另外，在改造前，還需綜合考慮SCR反應器出口省煤器安裝空間問題。

圖1 省煤器給水旁路原理

圖2 省煤器分級原理

2.2.3 省煤器煙氣旁路技術

省煤器煙氣旁路是將省煤器入口或低溫再熱器（低溫過熱器）入口引出高溫煙氣，通過煙氣旁路將高溫煙氣直接引入SCR入口處與省煤器出口的低溫煙氣混合，以提高SCR入口煙溫，其原理如圖3所示。該方法調節(jié)方便、設置簡單，但存在以下問題：煙氣從省煤器旁路流走，不能對給水加熱，必然會降低鍋爐的熱效率；省煤器旁路煙氣進入SCR反應區(qū)會一定程度擾亂煙氣流場，干擾脫硝系統(tǒng)運行；若采用煙氣旁路從低再入口抽取，那么低負荷再熱器欠溫問題將會明顯；煙氣旁路中的調節(jié)擋板處于高溫區(qū)，對嚴密性和調節(jié)靈活性提出更高要求。

圖3 省煤器煙氣旁路原理

2.3 提高鍋爐穩(wěn)燃能力

鍋爐的穩(wěn)燃特性是機組深度調峰的基礎，通過控制入爐煤質、設備改造和運行優(yōu)化等方式，可在一定程度上提高鍋爐燃燒的穩(wěn)定性，繼而提升機組的調峰能力。目前，提高鍋爐穩(wěn)燃能力的手段主要有：嚴格控制入爐煤質，避免摻燒低揮發(fā)分難燃煤；開展磨煤機動態(tài)分離器改造，提高煤粉細度和煤粉均勻性的調節(jié)靈活性和調節(jié)空間，提升鍋爐的低負荷穩(wěn)燃能力；采用相鄰層噴燃器投運方式，以提高燃燒強度，避免出現隔層燃燒方式；適當降低一次風率，以減少煤粉著火所需的熱量，但應避免一次風管堵塞或噴嘴燒損；在低負荷時，應適當關小運行噴燃器的周界風，增強著火的穩(wěn)定性和一次風噴燃器的自穩(wěn)定能力；盡可能減少給粉機的運行臺數，以增加運行給粉機的給粉量，進而提高燃燒器區(qū)域的熱負荷；針對旋流燃燒器鍋爐，低負荷下燃燒器應維持相對較強的旋流強度，同時確保二次風對煤粉有較好的“包裹”作用［5］。

3 結語

隨著外電入魯和新能源消納的不斷增加，山東省燃煤發(fā)電機組調峰會成為常態(tài)，而且調峰深度會逐漸加大。根據國家《可再生能源調峰機組優(yōu)先發(fā)電試行辦法》有關要求，結合山東省電網調峰要求，通過現場試驗核定，確認了首批8臺可再生能源調峰試點機組，參與電網調峰，促進可再生能源消納。通過核定試驗，發(fā)現供熱抽汽、SCR脫硝系統(tǒng)入口煙溫和鍋爐穩(wěn)燃能力等是制約機組調峰能力的主要因素，各電廠可根據自身設備情況采用熱電解耦、寬負荷脫硝和提高鍋爐穩(wěn)燃能力等技術進一步提升機組的靈活性，以滿足電網日趨嚴峻的調峰要求。