萬澤維，朱曙光，徐斌，李懷成，魏筠，陳流星

(1.南京理工大學能源與動力工程學院，南京 210094；2.大唐南京發(fā)電廠，南京 210057)

碳達峰、碳中和目標下新能源發(fā)電比重不斷加大，系統(tǒng)調(diào)峰壓力越來越重。而我國以燃煤發(fā)電為主，火電機組調(diào)峰能力較弱，使得電網(wǎng)系統(tǒng)調(diào)峰問題突顯。在目前用電需求增速放緩的環(huán)境下，電力企業(yè)需要轉(zhuǎn)變發(fā)展方向。因而，開展燃煤機組靈活性改造，提升調(diào)峰能力是一個新的研究課題。

目前國內(nèi)機組純凝工況下的最低電負荷約為40%～50%，供熱最低電負荷約為70%～80%[1]。張廣才等[2]從優(yōu)化機組穩(wěn)燃能力、主輔機脫硝環(huán)保適應性等方面出發(fā)，并給出了開展深度調(diào)峰下機組精細化調(diào)整和穩(wěn)燃實驗的若干建議。曾輝等[3]對660 MW機組進行了超深度調(diào)峰試驗，成功實現(xiàn)了在鍋爐不投油穩(wěn)燃情況下20%和15%額定負荷4個小時的穩(wěn)定運行。張緒輝等[4]開展了8臺不同類型容量機組的調(diào)峰試驗，以此來研究在運行中影響機組調(diào)峰能力的關鍵因素。劉福國等[5]通過兩點法確定了供電煤耗與負荷特性的曲線，并在15臺國內(nèi)燃煤機組上進行了應用驗證。

可以預見未來燃煤機組平均利用小時數(shù)將持續(xù)走低，但以煤電為主要的能源結(jié)構(gòu)短期不會改變。為了積極適應新的形勢，電廠對機組調(diào)峰深度進行了摸底試驗，對試驗中暴露的問題進行了針對性技術改造，最終確定機組在技改后的深度調(diào)峰工況下的出力等級，并與帶基礎負荷的經(jīng)濟效益進行對比。

1 機組概況

1.1 鍋爐概況

由哈爾濱鍋爐廠制造的超超臨界變壓直流鍋爐，鍋爐主要設計參數(shù)見表1。

表1 鍋爐主要設計參數(shù)

1.2 汽輪機概況

汽輪機為上海汽輪機廠生產(chǎn)的超超臨界、四缸四排汽、一次中間再熱、凝汽汽輪機(型號：N660-25/600/600)，額定功率為660 MW，額定主蒸汽壓力為25 MPa，溫度為600 ℃，高壓缸排氣口壓力為5.7 MPa，溫度為362 ℃；再熱蒸汽進口壓力為5.244 MPa，溫度為600 ℃；汽輪機總內(nèi)效率為90.76%。

2 摸底試驗概況及問題

為實現(xiàn)深度調(diào)峰改造的優(yōu)化目標，該電廠進行機組在198～330 MW負荷段的摸底試驗，確定機組在深度調(diào)峰負荷段的參數(shù)范圍及穩(wěn)燃情況。

2.1 試驗結(jié)果及問題

試驗以機組在CCS控制方式、鍋爐不轉(zhuǎn)濕態(tài)、INFIT(實時優(yōu)化控制系統(tǒng))協(xié)調(diào)投入、脫硝系統(tǒng)正常運行和汽泵控制不退遙控為邊界條件。機組負荷降至200 MW，因SCR入口溫度降低到300 ℃到達脫硝系統(tǒng)跳閘值，為防止脫硝系統(tǒng)退出工作終止試驗，表2為試驗機組摸底試驗參數(shù)。

表2 試驗機組摸底試驗參數(shù)

機組負荷在從264 MW向230 MW負荷下降過程中發(fā)現(xiàn)以下問題：①所需氧量下降導致送風機開度偏低，有失速風險，需提前干預；②低負荷下需關注給水和凝水管路壓力，及時開大再循環(huán)節(jié)閥，防止汽泵轉(zhuǎn)速過低退出自動或凝水管道壓力過高。

在從230 MW向200 MW降負荷過程中還發(fā)現(xiàn)以下問題：①火焰中心偏下，水冷壁溫度波動較大，有超溫風險；給煤量過少，燃燒器火焰強度弱；②SCR入口溫度無法控制，降至200 MW時已下降至300 ℃，到達脫硝系統(tǒng)正常運行的臨界值，試驗終止。

2.2 技改思路

針對上述問題，針對性展開下述改造：①保證脫硝系統(tǒng)正常工作，對機組進行寬負荷脫硝改造；②深度調(diào)峰中優(yōu)先切除下層磨煤機，保證煙氣溫度并有利于防止水冷壁超溫；③低負荷下控制減負荷速率以及注意對水煤比的控制；④對部分上層磨煤機進行穩(wěn)燃改造，提升低負荷火焰強度并進行一次風調(diào)平；⑤增加低熱值、高揮發(fā)分煤種的摻燒，提高燃燒穩(wěn)定性；⑥優(yōu)化協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)與邏輯。

3 技改后30%負荷深度調(diào)峰試驗結(jié)果

深度調(diào)峰在實時優(yōu)化控制(INFIT)模式下進行，停磨順序改為A-B-F(其中C、E磨由原來的低揮發(fā)份的混煤改為高揮發(fā)低熱值的印尼煤)，磨煤機實際保留臺數(shù)根據(jù)總煤量決定(不少于3臺)。修改控制邏輯：負荷280 MW以下，解除送風機動葉自動不跳機組協(xié)調(diào)?？刂泼撓跞肟跍囟却笥?00 ℃，如煙溫低開啟寬負荷旁路煙道。深度調(diào)峰期問鍋爐保持干態(tài)運行，控制過熱度不低于5 ℃。

試驗期間A側(cè)脫硝入口煙溫使用煙氣旁路后溫度穩(wěn)定在312 ℃，平均入口煙溫為319 ℃。各臺燃燒器火焰強度良好，配煤摻燒合理。主再熱汽溫及水冷壁溫度正常，本次試驗結(jié)果匯總見表3，機組兩次試驗中優(yōu)化參數(shù)對比見表4。

表3 試驗結(jié)果匯總表

表4 機組兩次試驗中優(yōu)化參數(shù)對比

試驗期間，各參數(shù)無超限，機組能夠在193 MW工況下穩(wěn)定運行，根據(jù)試驗分析以及管理辦法關于出力方面的要求，確認該機組不投油深度調(diào)峰出力下限為193 MW。

4 效益對比與分析

4.1 機組供電煤耗

根據(jù)機組DCS(Distributed Control System，分散控制系統(tǒng))、DEH(Digital Electro Hydraulic，汽輪機數(shù)字電液控制系統(tǒng))等系統(tǒng)中的各項參數(shù)結(jié)合焓熵圖對機組不同負荷工況下的廠用電率、鍋爐熱效率以及汽輪機熱耗率等經(jīng)濟性參數(shù)進行測定，計算對應工況下該機組的供電煤耗[6]。

廠用電率：

(1)

式(1)中，Wd為發(fā)電用的廠用電量，kW·h；Wf為統(tǒng)計期內(nèi)的發(fā)電量。

鍋爐熱效率：

(2)

式(2)中，D為鍋爐蒸發(fā)量，kg/h；hz為蒸汽焓(由焓熵圖查得)，kJ/kg；hg為給水焓，kJ/kg；B為燃料消耗量，kg/h；Ql為燃料低位發(fā)熱量，kJ/kg。

汽輪機熱耗率：

(3)

式(3)中，Do為主蒸汽流量，kg/h；ho為主汽焓，kJ/kg；Dz為再熱蒸汽流量，kg/h；hr為再熱汽焓，kJ/kg；Pe為額定功率，MW；hp為高壓缸排汽焓，kJ/kg。

供電煤耗：

(4)

式(4)中，H為汽輪機熱耗率，kJ/(kW·h)；ηgd為管道效率(值取99%)；ηgl為鍋爐熱效率，%；ηcyd為廠用電率/%；29.308 MJ/kg為標煤熱值。

經(jīng)過測算30%負荷工況下的供電煤耗為347.73 g/(kW·h)，廠用電率為8.4%，鍋爐熱效率為90.39%，汽輪機熱耗率為8 359 kJ/(kW·h)。機組在不同負荷下的廠用電率見圖1，機組在不同負荷下汽輪機熱耗率以及鍋爐熱效率見圖2。

圖1 機組在不同負荷下的廠用電率

圖2 機組在不同負荷下汽輪機熱耗率與鍋爐熱效率

如圖3所顯示，機組的廠用電率隨著負荷的下降不斷上升，且下降速度是呈現(xiàn)加快趨勢的。從330 MW負荷到193 MW時，廠用電率增速明顯較快，增幅約2.9%，直接影響供電煤耗升高約8.7 g/(kW·h)。這一定程度上是送風機為避免失速，出力相對較高，而磨煤機運行較多導致一次風機與引風機出力也相對偏大；同時各輔機在該負荷下大幅偏離了設計工況，效率偏低，也增加了廠用電率。

圖3 機組在不同負荷下該機組的供電煤耗

由圖3可以看出，相比于75%和額定功率運行，機組在50%下鍋爐熱效率僅下降了約0.5個百分點，直接影響供電煤耗上升了約1.5 g/(kW·h)，但當機組負荷下降到30%左右時，熱效率降幅很大，接近3%，供電煤耗因此上升了約9.0 g/(kW·h)。鍋爐熱效率在低負荷下降幅較大的主要原因也在于為了維持一定的送風機開度，導致鍋爐總風量、氧量過大，偏離經(jīng)濟區(qū)間(30%負荷下氧量接近10%)，同時帶來了排煙熱損失的增加。汽輪機熱耗率的變化趨勢與鍋爐熱效率相似，從330 MW負荷到193 MW，汽輪機熱耗率急劇上升。30%負荷相比于50%負荷汽機熱耗率增加了約660 kJ/(kW·h)，供電煤耗上升約26 g/(kW·h)。汽機側(cè)效率下降的主要原因在于主再熱氣溫與氣壓的大幅下降導致的汽輪機效率下降。另外，汽輪機進汽調(diào)節(jié)閥的開度較小也會導致節(jié)流損失加大。

在鍋爐熱效率的下降與廠用電率以及汽輪機熱耗率上升的共同作用下，30%負荷下的供電煤耗相比于50%上升了約36.2 g/(kW·h)，機組經(jīng)濟性指標差于帶基礎負荷運行，變化趨勢基本與廠用電率和汽輪機熱耗率保持一致。機組負荷從50%下降到30%左右時，供電煤耗上升明顯。

4.2 效益分析

根據(jù)《江蘇電力輔助服務(調(diào)峰)市場交易規(guī)則》(蘇監(jiān)能市場〔2018〕115號)文中電力市場交易規(guī)則：江蘇省電網(wǎng)深度調(diào)峰競價中，機組負荷在50%到40%額定負荷之間電價最高價格為0.6元/(kW·h)，在40%到30%額定負荷之間電價最高為1元/(kW·h)，省內(nèi)上網(wǎng)電價為0.391元/(kW·h)。深度調(diào)峰中負荷穩(wěn)定在193 MW的時間一般為4 h，升降負荷過程中也計算調(diào)峰收益，總時長一般在6 h左右。

(1)電價收益計算。

1)機組整個6小時中的電價總收益。

(5)

式(5)中，P(t)為t時間下的機組負荷，MW；t為采樣時間；dt為采樣間隔(60 s)；t0為深度調(diào)峰開始時間；t3為深度調(diào)峰結(jié)束時間。

2)機組在50%負荷至40%負荷之間的電網(wǎng)調(diào)峰補償。

(6)

式(6)中，t1為降至40%負荷的時間；t2為結(jié)束深度調(diào)峰回到40%負荷的時間；m2為40%Pe檔報價，元/(kW·h)。

3)機組在40%負荷以下的電網(wǎng)調(diào)峰補償。

(7)

式(7)中，m1為30%Pe檔報價，元/(kW·h)。

根據(jù)計算深度調(diào)峰整個過程下，機組運行6 h中的總收益約為107.8萬元，而帶基礎負荷6 h的總收益為77.4萬元。當機組達到193 MW調(diào)峰深度后，單臺機最多可獲得18.7萬元/h的電網(wǎng)調(diào)峰補償以及電價收益，而帶基礎負荷所獲電價收益為12.9萬元/h。

(2)燃料成本計算。

(8)

式(8)中，Q為燃料成本，萬元/h；Bg(t) 為不同時間下不同負荷的供電煤耗g/(kW·h)；x為標煤單價，萬元/t。

近期煤炭供應緊張且價格變化較大，僅按統(tǒng)計周期內(nèi)的平均煤價換算為標煤成本約為1 540元/t。根據(jù)計算深度調(diào)峰整個過程下，機組6 h中的總?cè)剂铣杀炯s為67.37萬元，而帶基礎負荷6 h的總?cè)剂铣杀緸?3.48萬元。30%負荷調(diào)峰深度下的燃料成本為10.19萬元/h，帶基礎負荷的燃料成本為15.58萬元/h。如果按每年100次深度調(diào)峰計算，單臺機組深度調(diào)峰可比帶基礎負荷每年最多多出約5 651萬元的經(jīng)濟效益。在目前動力煤價格過高且供應緊張的情況下，深度調(diào)峰可以在幫助火電企業(yè)減少虧損擴大收益的同時減少化石能源的消耗，降低碳排放。

5 結(jié)語

目前國內(nèi)許多電廠由于實際燃用煤種較差出現(xiàn)燃燒穩(wěn)定性變差、低負荷難以維持脫硝入口煙溫以及協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)低負荷下適應性弱等問題，導致許多機組的實際調(diào)峰能力未得到有效利用。本次試驗對該機組深度調(diào)峰研究中暴露出的部分問題進行了分析和優(yōu)化，使機組調(diào)峰深度由原來的40%提高到了30%額定負荷。

30%額定負荷相比50%額定負荷幾個主要經(jīng)濟指標均有明顯下降，其中汽輪機熱耗率所產(chǎn)生的供電煤耗的增加最為明顯，提高了約26 g/(kW·h)，機組供電煤耗總計提高了約36.2 g/(kW·h)，達到了342.73 g/(kW·h)，當機組負荷從50%繼續(xù)下降至30%時，供電煤耗上升明顯。但得益于電網(wǎng)給予的調(diào)峰補償，以及目前煤炭等化石能源價格居高不下的大環(huán)境，參與機組30%負荷下深度調(diào)峰產(chǎn)生的效益遠高于帶50%基礎負荷，積極進行調(diào)峰能力改造不失為火電企業(yè)的一個節(jié)能創(chuàng)收手段。

同時，該機組在深調(diào)摸底試驗中暴露出的脫硝入口煙溫過低、火焰強度減弱以及水冷壁超溫等問題在優(yōu)化后雖然得到了一定程度的改善，但30%負荷下機組燃燒穩(wěn)定性依然相對較差，運行人員仍需密切監(jiān)視機組運行安全。另外燃料成本計算上受煤炭價格波動的影響較大，需要進一步的分析與完善。