杭光飛 胡強(qiáng) 王濤 田樺

（1.山東能源內(nèi)蒙古盛魯電力有限公司 2.中能建西北電力試驗研究院有限公司）

0 引言

《中國電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》[1]中明確指出高度重視電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力建設(shè)。我國新能源發(fā)電的迅猛發(fā)展，以及煤電產(chǎn)能的過剩，煤電必須進(jìn)行靈活性改造。隨著新能源的比例逐漸擴(kuò)大，對調(diào)峰電源的需求也逐漸升高，而煤電具有較好的調(diào)峰性能[2]。我國主要以煤炭為一次能源，而高調(diào)節(jié)性的煤電廠將成為最可行的選擇[3]。

近年來，隨著我國大量的風(fēng)電、光伏發(fā)電等新能源進(jìn)入市場，電網(wǎng)負(fù)荷及峰谷差不斷增大[4-5]，660MW、1000MW火電機(jī)組已為電網(wǎng)主力機(jī)組，并頻繁地承擔(dān)調(diào)峰任務(wù)[1-2]。一般機(jī)組在超低負(fù)荷下運行時，鍋爐風(fēng)煤比、水煤比的協(xié)調(diào)關(guān)系會出現(xiàn)失衡，自動控制系統(tǒng)不能投入，特別是機(jī)組負(fù)荷在50%以下時，依靠人工手動操作，不但會造成鍋爐效率低，而且排放物會受到影響[3]。

對電廠來說，若長期深度調(diào)峰，不但要考慮電廠機(jī)組安全性，還要考慮電廠經(jīng)濟(jì)性[4-7]。因此國內(nèi)很多地方，為鼓勵電廠積極參與靈活性改造，均實施調(diào)峰補貼收入策略[9]。目前各省網(wǎng)公司對電廠調(diào)峰服務(wù)補償標(biāo)準(zhǔn)屬于階梯補償?shù)姆绞健?0%負(fù)荷以下進(jìn)入深度調(diào)峰服務(wù)，50%～40%區(qū)間每kWh補貼0.38元，40%～30%區(qū)間每kWh補貼0.92元，機(jī)組深度調(diào)峰深度越深，可獲得利潤越高。

在不進(jìn)行任何改造的前提下，通過試驗手段，對國內(nèi)某電廠1080MW超超臨界機(jī)組調(diào)峰能力進(jìn)一步延伸。在保持機(jī)組原有的運行方式下，通過對機(jī)組低負(fù)荷段的控制協(xié)調(diào)優(yōu)化。證明機(jī)組可在24%～50%超低負(fù)荷段完成深度調(diào)峰的要求，提高鍋爐運行的經(jīng)濟(jì)指標(biāo)。

1 系統(tǒng)概述

某電廠鍋爐為1080MW超超臨界鍋爐，直流爐、雙切圓燃燒方式、固態(tài)排渣、單爐膛、一次再熱、平衡通風(fēng)、全封閉、全鋼構(gòu)架、全懸吊結(jié)構(gòu)，Π型鍋爐。

鍋爐配6臺磨煤機(jī)，5用1備。燃燒系統(tǒng)配中速磨冷一次風(fēng)直吹式制粉系統(tǒng)設(shè)計，48只直流式燃燒器分6層布置于爐膛下部，煤粉和空氣從二個面、八個角送入，在爐膛中呈雙切圓方式燃燒。鍋爐主要設(shè)計參數(shù)如表1所示，煤質(zhì)報告如表2所示。

表1 鍋爐設(shè)計參數(shù)

表2 實際燃煤分析報告

2 邏輯參數(shù)優(yōu)化

2.1 給水泵再循環(huán)閥邏輯優(yōu)化

為使機(jī)組給水泵在任何負(fù)荷段安全運行，給水泵再循環(huán)閥需要滿足自動調(diào)節(jié)，保證給水泵出口流量在安全范圍內(nèi)[6]。因此增加氣動給水泵再循環(huán)閥在深度調(diào)峰區(qū)域跟隨機(jī)組負(fù)荷指令調(diào)整邏輯。在50%負(fù)荷下增加降負(fù)荷再循環(huán)閥開度函數(shù)和升負(fù)荷再循環(huán)閥門開度函數(shù)，降負(fù)荷時目標(biāo)負(fù)荷達(dá)到280MW，循環(huán)閥全開，升負(fù)荷時目標(biāo)負(fù)荷達(dá)到290MW，再循環(huán)閥全開。再循環(huán)閥開度取值如表3所示。

表3 再循環(huán)閥開度取值

2.2 給水流量參數(shù)優(yōu)化

主給水流量為經(jīng)溫度壓力修正后的省煤器入口給水流量，作為被調(diào)量。通過控制給水流量，來保證分離器出口溫度。在啟動階段，給水旁路調(diào)閥控制省煤器入口給水流量，分離器儲水箱水位由361閥控制。在鍋爐由濕態(tài)轉(zhuǎn)為干態(tài)后，給水主路打開，通過汽動給水泵來控制給水流量。給水量變化時會引起蒸發(fā)量、主汽溫度和主汽壓力的同步變化，相互牽制且關(guān)系密切。根據(jù)直流鍋爐的特點，直接采用鍋爐主控指令對應(yīng)的給水流量函數(shù)作為給水設(shè)定值。針對鍋爐慣性大的特點，在鍋爐主控指令后面增加了三階慣性環(huán)節(jié)，防止給水的大幅度波動，同時使給水流量與燃料的發(fā)熱量相對應(yīng)。若煤質(zhì)變動而導(dǎo)致主蒸汽溫度變化，需采用過熱度修正，當(dāng)過熱度變化時，可以通過增減相應(yīng)給水流量，保持主蒸汽溫度及爐膛壁溫穩(wěn)定。優(yōu)化前，給水流量下限為1068t·h-1，無法滿足機(jī)組下降負(fù)荷的要求，通過試驗，將給水流量函數(shù)進(jìn)行延伸。優(yōu)化前后數(shù)據(jù)如圖1所示。

圖1 給水流量優(yōu)化曲線

2.3 煤量基準(zhǔn)線優(yōu)化

由于機(jī)組在低負(fù)荷下運行，原有的機(jī)組負(fù)荷協(xié)調(diào)曲線不能適用，因此煤量基準(zhǔn)線需要向低負(fù)荷延伸，在投協(xié)調(diào)時，可以保證機(jī)組超低負(fù)荷穩(wěn)燃，機(jī)組能夠準(zhǔn)確動作，電廠原始函數(shù)未考慮300MW以下的煤量，通過試驗對400MW以下區(qū)間的給煤量進(jìn)行修改，數(shù)據(jù)如圖2所示。

圖2 優(yōu)化前后煤量基準(zhǔn)數(shù)據(jù)

2.4 一次風(fēng)基準(zhǔn)線優(yōu)化

一次風(fēng)的主要作用是輸送煤粉，并提供煤粉燃燒最初所需的氧氣。進(jìn)入磨煤機(jī)及供給每只燃燒器的一次風(fēng)都從一次風(fēng)母管供應(yīng)，為了保證煤粉的正常輸送，并以適當(dāng)?shù)乃俣葟娜紵鲊娙霠t膛，以穩(wěn)定燃燒，必須保證在任何負(fù)荷下均有一定的一次風(fēng)壓，需要將一次風(fēng)母管的壓力控制在一定的值。低負(fù)荷運行下，盡量縮減一次風(fēng)量，提高二次風(fēng)壓，保持二次風(fēng)動量，使?fàn)t膛燃燒更穩(wěn)定。原始一次風(fēng)壓函數(shù)低負(fù)荷段設(shè)定值較大，通過優(yōu)化將一次風(fēng)壓在低負(fù)荷段適當(dāng)降低。優(yōu)化數(shù)據(jù)如圖3所示。

圖3 一次風(fēng)壓基準(zhǔn)線優(yōu)化前后對比曲線

2.5 滑壓曲線優(yōu)化

機(jī)組采用定-滑-定壓的運行方式，20%～90%額定負(fù)荷階段采取滑壓運行方式。當(dāng)機(jī)組投入CCS方式時，操作員可選擇定壓、滑壓運行方式，在滑壓運行方式下，主汽壓力設(shè)定值由負(fù)荷指令經(jīng)函數(shù)發(fā)生器產(chǎn)生，同時設(shè)有滑壓偏置設(shè)定，運行人員可以小幅修正壓力設(shè)定值。當(dāng)機(jī)組為TF或BF控制方式時處于定壓運行方式，壓力設(shè)定值由運行人員手動給出。機(jī)組負(fù)荷對應(yīng)主汽壓力優(yōu)化前后數(shù)據(jù)如圖4所示。

圖4 滑壓曲線優(yōu)化前后對比曲線

3 深度調(diào)峰協(xié)調(diào)優(yōu)化試驗

試驗用作測試經(jīng)協(xié)調(diào)優(yōu)化后的深度調(diào)峰能力以及機(jī)組在干態(tài)運行下所能達(dá)到的最低負(fù)荷。適應(yīng)電網(wǎng)負(fù)荷變化要求，當(dāng)機(jī)組負(fù)荷降低至50%額定負(fù)荷以下時，鍋爐、汽機(jī)、電機(jī)及相關(guān)輔助設(shè)備均可安全、可靠和穩(wěn)定運行。

3.1 試驗步驟

1）鍋爐低負(fù)荷穩(wěn)燃試驗，由500MW降至400MW采用協(xié)調(diào)控制方式進(jìn)行，400MW穩(wěn)定4h運行后切換為TF方式，由400MW降至300MW，300MW穩(wěn)定4h后，負(fù)荷由300MW降至240MW，穩(wěn)定后進(jìn)行觀察。

2）降負(fù)荷過程中采用多次、少量的方式進(jìn)行，每次減少2～3t/h給煤量之后穩(wěn)定3～5min，觀察機(jī)組各運行參數(shù)是否穩(wěn)定，同時逐漸調(diào)整機(jī)前壓力設(shè)定值在15MPa，直至負(fù)荷降低至240MW。

3）機(jī)組負(fù)荷降至240MW且脫硝系統(tǒng)運行穩(wěn)定后，入口煙溫322℃，機(jī)前壓力13.5MPa，主熱蒸汽584.9℃，再熱蒸汽587.5℃，火檢信號穩(wěn)定。

4）400MW負(fù)荷以下由于二次風(fēng)箱壓力降低，極易出現(xiàn)兩側(cè)汽溫偏差的情況。將未投入二次風(fēng)門關(guān)至5%，同時保留最上層燃盡風(fēng)門#1～#4角風(fēng)門開度40%，其余燃盡風(fēng)門關(guān)至5%，因煤量較少將托底風(fēng)關(guān)至60%，已投運燃燒器對應(yīng)啟旋風(fēng)關(guān)至20%，有效緩解兩側(cè)汽溫偏差。

5）為保證脫硝入口煙氣溫度在450MW負(fù)荷以下，逐漸將再熱器煙氣擋板開至100%，過熱器煙氣擋板逐漸關(guān)至30%，保證脫硝入口煙氣溫度大于310℃。

6）機(jī)組在投入AGC下，設(shè)定降負(fù)荷速率為15.5MW/min，負(fù)荷由500MW降至240MW，穩(wěn)定后由240MW升至500MW。

3.2 低負(fù)荷穩(wěn)燃試驗曲線

按照上述試驗步驟，在機(jī)組240MW超低負(fù)荷穩(wěn)燃下，機(jī)組各項參數(shù)穩(wěn)定，試驗期間負(fù)荷曲線和火檢信號如圖5、圖6所示。

圖5 機(jī)組干態(tài)協(xié)調(diào)深度調(diào)峰曲線

4 試驗結(jié)果分析

機(jī)組在AGC協(xié)調(diào)運行的方式下，負(fù)荷由500MW降至240MW時，給水流量為777t/h，接近鍋爐本生流量；給煤量127t/h，水冷壁溫最大偏差10℃，最高溫度360℃，機(jī)組處于干態(tài)運行；280MW時再循環(huán)閥開至100%，給水泵正常運行。主汽壓力采用滑壓運行，最低壓力為13.5MPa。

優(yōu)化前，后墻水冷壁溫與其余三側(cè)水冷壁溫差高達(dá)60℃，通過將A、B、C、D磨組運行切換為A、B、C、E磨組運行后，后墻水冷壁溫偏差下降，溫差消除。

對于尾部雙煙道布置結(jié)構(gòu)機(jī)組（前側(cè)布置低溫再熱器、后側(cè)布置低溫過熱器+省煤器），通過調(diào)整尾部煙氣擋板開度，能夠保證機(jī)組低負(fù)荷工況下SCR入口煙氣溫度大于310℃，滿足脫硝要求。

通過水煤比控制，提高主蒸汽壓力，保持過熱度在10℃以上，保證機(jī)組在30%負(fù)荷工況下保持干態(tài)運行。

5 結(jié)束語

通過試驗確定機(jī)組最低負(fù)荷達(dá)到240MW，調(diào)峰深度達(dá)到22.2%（以1080MW為基準(zhǔn)）創(chuàng)國內(nèi)百萬機(jī)組未經(jīng)改造調(diào)峰最低紀(jì)錄。機(jī)組連續(xù)運行4h，火檢信號穩(wěn)定、爐膛負(fù)壓無明顯波動，脫硝煙溫維持在310℃附近，環(huán)保指標(biāo)正常，490MW以下開啟再循環(huán)閥，240MW時再循環(huán)閥開至100%，保證給水泵的正常運行。通過對二次風(fēng)箱壓力調(diào)整與燃盡風(fēng)擺角調(diào)整可以消除兩側(cè)汽溫和煙溫偏差。

經(jīng)過超低負(fù)荷段鍋爐燃燒優(yōu)化調(diào)整，確定24%～40%負(fù)荷段鍋爐運行方案，不僅對目前深度調(diào)峰低負(fù)荷及超低負(fù)荷段運行具有指導(dǎo)意義，也為該負(fù)荷段實現(xiàn)自動控制提供目標(biāo)。