火电、新能源协同调峰项目研究

火电、新能源协同调峰项目研究

匡柳 孙成照

华能淮阴发电有限公司 江苏 淮安 223001

摘 要：本文通过对火电、新能源协同调峰研究，在不对机组进行改造的情况下采取一定的技术策略，能够保证火电机组在AGC投入状态下全程30%负荷深度调峰，为同类型机组提供了成功案例。

关键词：协同调峰；低负荷稳燃；安全环保

1前言

随着新能源发电比例的日益增加，电网峰谷差日益增大，调峰容量严重不足，各区域电网公司出台激励政策来刺激火电厂不断提升机组灵活性。在宁夏地区，火电与风电、光伏等新能源装机比例约为3：2，能源监管机构对“弃光率”、“弃风率”的限制，必须保证风电、光伏的利用小时数^[1]，部分省能源监管机构已要求2020年底燃煤统调机组必须达到30%的调峰能力。

某厂机组为330MW亚临界燃煤机组，锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的HG-1018/18.6-PM19型、单炉膛自然循环汽包锅炉。5台中速磨直吹式制粉系统、摆动燃烧器四角切圆燃烧方式，先后进行低氮燃烧器、脱硝、WGGH改造以满足环保要求；汽轮机组为北京北重公司生产的的N330-17.75/540/540型单轴、三缸、亚临界、一次中间再热、双排汽、凝汽式汽轮机。给水泵原配置为3台50%容量的电动给水泵，后改造为1台100%容量的汽动给水泵，两台电动给水泵备用。后期进行了机组供热改造，设计工况下单机对外提供1.64MPa、100t/h的供热量。

2问题分析

（1）锅炉低负荷稳燃。机组在降负荷调峰时，炉膛负压变化较大，氧量波动非常大，容易造成锅炉燃烧不稳。两台磨运行时，跳磨煤机或给煤机对机组安全运行威胁仍非常大，如处理不当将导致锅炉火焰丧失MFT^[2]。

（2）控制脱硝入口烟温。机组经过2013年脱硝改造、2016年超低排放改造，脱硝系统入口烟气温度要求不低于300℃。

（3）低负荷确保机组供热量。随着机组负荷降低，供热蒸汽参数、流量不能满足要求，需要采取措施保证对外供热量，满足社会蒸汽用量。

（4）汽泵运行安全。在深度调峰运行时，汽泵来自五抽压力降低，会造成汽动给水泵入口压力较低，导致汽泵跳闸。给水流量减少，再加上由于汽蚀造成给水对汽动给水泵内壁作用力的改变，引起给水泵轴向推力变化，易造成串轴现象。

（5）深调期间原来逻辑、保护、自动调节等不能完全满足调节需求，通过讨论研究确定深调时调整措施，各项保护逻辑随着深调时不同的负荷能够自动进行切换。

3应对策略

3.1锅炉低负荷稳燃

机组30%额定负荷以下，C、D磨组运行，炉膛稳燃问题成为重点，为了稳定燃烧，一方面控制入炉煤热值，掺配后收到基低位发热量4500-4700kcal/kg，空干基挥发份大于28-31％、全水份小于15%，禁止潮煤、粉煤、粘煤进仓（表3-1为#5机组深度调峰用煤）；二是对运行调整进行优化，关小C、D磨煤机冷风、开大其热风、提高C、D磨出口温度至90℃以上、降低C、D磨煤机一次风量等；三是用下游评价上游、下游督促上游的方式来规避入炉煤掺配不均带来的风险。运行人员每个班通过上仓的皮带秤，分析待烧煤种的瞬时比例和总量比例，提前预见掺配可能存在的问题，并根据比例偏差提前做好风险管控，进一步督促燃料掺配提高均匀性，做到精细化掺配。四是为防止出现意外，能在燃烧不稳时第一时间自动投油助燃，深调时增加了自动投油逻辑：

（1）C或D磨煤机断煤时C层油枪自动投入、同时点火枪自动点火；

（2）C或D层煤火检强度低至30%时C层油枪自动投入、同时点火枪自动点火。

表3-1机组深度调峰用煤

3.2控制脱硝入口烟温

为了保证机组并网前NOx能达标排放，启动时选择了B、C中下层磨组运行方式（B一次风喷口有小油枪），脱硝入口烟气温度只能升至290℃，短时间采取退出脱硝烟气温度低保护的方法投入喷氨系统，随着负荷上升，脱硝入口烟气温度能在2小时内能满足300℃运行条件，对催化剂的寿命影响不大。

深度调峰时间较长，催化剂如果长时间低于300℃运行，将严重影响催化剂寿命。为了防止脱硝入口烟气温度低，采取的措施有：

（1）提前8小时停止低温过热器、省煤器吹灰，以提高脱硝入口烟气温度；

（2）采取中上层C、D磨煤机运行，炉膛的火焰中心上移，提高炉膛出口的烟气温度；

（3）增加炉膛的通风量，97MW负荷炉膛的通风量630t/h，接近200MW的风量，氧量达10%左右

3.3低负荷确保机组供热量

通过采用关小中调来提升高排压力，以达到提供热参数的目的。经过试验，汽机中调关小到18%，汽轮机轴向位移、差胀、各瓦振动正常，高排压力提高至2.18 MPa，单机供热流量达40.7t/h。

另外，电厂通过小改小革，将锅炉本体吹灰暖管（汽源取自后屏过热器出口）时的疏水集中回收，并用调门进行控制，可提供8t/h高压蒸汽。因此，双机深调同时供热时，在中调门开度18%工况下，可以满足向外供75－80 t/h的高压蒸汽，基本能够满足供热的需求。

电厂进一步进行改革创新，对锅炉进行热再供热改造，彻底解决深调低负荷期间供热受限的瓶颈。

3.4深调期间自动优化调节

本着深调逐渐变为常态化工作的考虑，将深调前需要热工到场调整的临时措施固化下来，植入DCS组态，通过按钮进行投退。对中压调门控制逻辑改造情况（见图3-1），选择后运行人员可以手动控制中调开度（见图3-2）。

图3-1中压调门控制逻辑 图3-2中压调门手动控制

3.5深调时的经济运行

深调时机组负荷低，辅机电耗减少不明显，为保证运行经济性，维持汽动给水泵运行满足锅炉给水，凝结水泵变频运行降低厂用电率。

经咨询小机厂家，其进汽压力不低于0.2MPa时能保证小机稳定运行。深调且单机供热量达到40t/h时，小机进汽压力在0.235MPa以上，因此修改小机进汽保护定值为0.22MPa。通过多次深调来看，小机排气温度最高达58℃，小机振动、调节稳定，满足运行要求，避免了深调时电动给水泵运行带来的厂用电率的增加。退出凝泵变频自动，将其降至低转速，通过凝结水再循环门和除氧器上水调门的协调控制，能够保证凝汽器和除氧器水位在低负荷的稳定。维持变频凝泵运行，节约了电能。

4结束语

通过火电、新能源协同调峰，深度挖掘火电机组调峰幅度、变负荷速率，以适应电网对火电机组负荷大幅变化、快速响应的要求。火电机组灵活性能力的增强，必须要达到主机安全运行、环保参数达标排放、锅炉不投油稳燃、供热能力的挖掘等。机组能力的变化导致了设备工作环境的剧烈变化，低负荷稳燃、低负荷脱硝、供热等矛盾凸显，需要电厂根据自身的经济效益、电力系统特性和自身的机组特性，因地制宜的选择不同的改造方案来达到深度调峰的目的。

参考文献：

1.杨建涛 330MW机组深度调峰的技术措施及运行注意事项 [J].《中国科技博览》,2018年第05期

2.唐先龙 300MW机组深度调峰能力的探索与分析 [J]. 《硅谷》,2012年13期

3.周琼芳 300 MW机组深度调峰能力试验和安全经济性分析[J]. 《能源与节能》,2019