火電機組調峰裕度的影響因素研究

王 凱，黃葆華，司派友

(華北電力科學研究院有限責任公司，北京 100045)

0 引言

隨著科技的進步和工業的發展，社會對電能的需求不斷地增長，電網容量不斷擴大，我國的用電結構也不斷發生變化，水電、風電、核電被大規模引入電網。水電風電等新型能源引入電網之后加劇了電網的峰谷差，使調峰成為電網運行的難題。各大電網的峰谷差日趨增大，根據國家電力公司統計數據，2001年各大電網的平均峰谷差率己經達到60%上，華北電網更是高達67.5%，而20年前全國平均只有38%左右［1］。尖峰負荷時電網調峰容量不足，不得不拉閘限電，低谷時容量又過剩。調峰問題急需解決。我國各大電網的組成一般都以火電為主，火電機組主要承擔電網調峰任務。為了適應今后供電形勢發展的需要，大型火電機組應是承擔電網調峰的主力機組［2］。

1 火電機組調峰方式分析

從國內外調峰的現狀來看，大型火電機組主要采用以下四種調峰運行方式［3］:

(1)低負荷調峰運行方式:通過改變機組負荷來滿足系統調峰需要，一般采用定壓——滑壓——定壓的方式運行;

(2)啟停兩班制調峰運行方式:機組白天滿負荷運行、晚間停機6～8 h，早上再熱態啟動。此調峰方式調峰幅度比較大，但運行時操作復雜，該調峰方式對設備的壽命損耗較大;

(3)少蒸汽無負荷調峰運行方式:夜間在電網負荷低谷時將機組負荷減到零，但不與電網解列，吸收少量電網功率，使機組仍處于額定轉速旋轉熱備用的無功狀態;

(4)低速旋轉熱備用調峰運行方式:這種方式是在減負荷至零后同電網解列，鍋爐燃油維持5%左右的負荷，并向汽輪機通入低參數蒸汽，使之在第一臨界轉速以下的低速狀態下運轉，并維持較高的溫度水平。

上述四種調峰方式中，低負荷調峰方式是較為常用的一種調峰方式，該調峰方式具有安全性好、機動性高、事故發生概率低的優點，且改造工作量較小或無需進行改造，但調峰的裕度不如其他三種調峰方式，低谷時間長時經濟性變差。火電機組在低負荷調峰方式下的調峰裕度主要受鍋爐方面燃燒穩定性和水循環安全性等因素的影響。

2 影響調峰裕度的主要因素

2.1 鍋爐燃燒穩定性的限制

鍋爐內燃燒過程復雜多變，受到許多因素的影響，如煤質、煤粉濃度細度、一次風、二次風的風溫和風速［4］等。

在低負荷調峰運行方式下，鍋爐的爐膛熱強度較弱，其適應工況變動的能力也較弱，一個小的擾動就有可能使燃燒工況不穩定，從而導致鍋爐滅火，煤質太差或煤質突變、混煤不均也可能導致滅火的發生。此外磨煤機跳閘、制粉系統啟、停過程中調整不當都會對對爐內燃燒工況造成較大影響［5］。

鍋爐低負荷運行可能滅火時，須投油助燃。其不投油助燃的最低負荷與煤種有關，具體的值與燃料發熱量大小有關［6］。發熱量低的取下限，發熱量高的取上限。

2.2 鍋爐水動力安全性的限制

2.2.1 自然循環鍋爐

定壓運行下，低負荷時循環流速降低，可能出現循環的停滯或倒流;變壓運行下，循環流速隨負荷的增減可能變化不大。但是變壓運行時的壓力變化率和最低極限壓力對水循環安全性有影響，一般按照變壓運行的允許負荷變化率來推定允許的壓力變化率。一般規定的正常循環流速界限值0.2～0.3 m/s，一般燃煤鍋爐的水動力最低安全負荷可低到50%，有集中下降管的要比分散下降管的安全負荷更低［7］。有研究人員對鍋爐水循環進行CFD模擬，結果表明:50%負荷以上水循環可靠，傳熱特性良好;40%負荷循環流速有波動，但水循環可靠;30%負荷下循環流速低，不宜長期運行［8］。水循環的理論計算有一定的近似性，存在誤差，要把理論計算和試驗結果結合起來。200 MW自然循環爐現場試驗數據表明，在40%、30%、20%和10%負荷下壁溫測點均未出現超溫，但在30%負荷以下出現循環停滯和循環倒流，某些管子流速較低，易發生管內鹽份沉積，不宜運行［9］。

2.2.2 強制循環鍋爐

強制循環鍋爐比自然循環鍋爐多了爐水循環泵。強制循環的鍋爐啟動及變負荷速度相對較快快，適于參與頻繁調峰。低負荷時要保證受熱面和泵的循環工作可靠性，不能出現停滯、倒流，且爐水循環泵不發生汽蝕，低循環倍率管壁溫度不能超溫(發生膜態沸騰)。此外，負荷變化過快，鍋爐升溫升壓率高時，泵會受過大的熱應力而損壞。

2.2.3 直流鍋爐

其結構與自然循環爐不同，由盤繞上升水冷壁和垂直上升水冷壁組成，之間由過渡段水冷壁及過渡段集箱連接。直流鍋爐的水冷壁水動力特性要比亞臨界汽包鍋爐更為復雜，低負荷時要保證可靠的溫度工況:水動力特性穩定單值有足夠陡的特征;沒有管間和屏間的流量脈動;金屬壁溫正常;垂直管屏結構無停滯倒流［10］。在升負荷及燃燒工況切換時，由于制粉系統和油槍的頻繁啟停，使爐膛水冷壁熱負荷有強烈的波動，爐膛水冷壁出口汽溫和給水溫度短時間內有大幅度的波動［11］。變負荷運行時，上輻射區可能發生管子超溫爆管事故。負荷越低，受熱最強的那面墻的上輻射區易發生管子超溫爆管事故。600 MW直流鍋爐基本是按考慮調峰設計的，鍋爐能帶基本負荷并具有一定的調峰能力。300 MW直流鍋爐水動力試驗表明，直流鍋爐水動力在50%～100%負荷之間是安全的。經濟地參與調峰運行是可行的［10］。但在30% ～40%負荷下為干態與濕態的轉換階段，啟停時不能長期停留。

2.3 防止空氣預熱器低溫腐蝕的限制

低負荷時，過熱汽溫與再熱汽溫降低。排煙溫度降低和空氣過量空氣系數增加，煙氣中SO3濃度上升，露點溫度顯著提高，而此時空氣預熱器冷端壁溫顯著降低，若低于露點溫度以下，可能會發生低溫腐蝕［12］。

2.4 鍋爐輔機的限制

2.4.1 水泵

按照設計，強制循環鍋爐一般投運3臺爐水泵中的2臺就能帶滿負荷運行，另1臺泵可作為備用。低負荷時爐水循環泵進、出口壓差小，可能發生汽蝕，要看凈正吸入壓頭(NPSH)是否滿足要求。根據泵的銘牌參數計算汽蝕對負荷幅度的限制。影響爐水循環泵進、出口壓差的主要因素有［13］:

(1)運行泵臺數相同，汽包壓力越高，壓差越小。這是由于爐水溫度高，水的密度小，質量流量小，流速低，引起汽水循環阻力變小;

(2)當汽包壓力相同時，運行泵臺數越少，壓差越小。這是由于循環流量減少所致;

(3)當汽包壓力相同時，汽包水位越低，壓差越小。這是由于水位對泵的通流量有較大影響。

2.4.2 風機

包括引風機、送風機。引風機的工作環境惡劣，故障率較高。主要故障包括:風機震動、軸承過熱及漏油等［14］。機組正常運行調整時，增加或降低風機出力調整不平衡，會使風機進入不穩定工況運行。鍋爐在低負荷運行期間，運行人員調整雙側風機出力不匹配，導致風機進入低負荷不穩定區域，產生喘振。風機對負荷變化影響不大，不是限制負荷變動的關鍵因素。

2.4.3 磨煤機

現役運行的大型機組的制粉系統多為中速磨正壓直吹式，直吹式制粉系統中磨煤機對機組負荷的影響較大，磨煤機出力隨鍋爐負荷而變化，其變化范圍取決于磨煤機的型號、煤的性質、煤粉細度，碾磨部件的磨損情況及運行中碾磨壓力［15］。磨煤機有最小出力的限制，負荷不能過低，中速磨煤機不適宜總在低負荷下運行。在啟停調峰升或變負荷，燃燒器應對稱地投入，并注意調好煤粉細度，風煤比按曲線調整。在低負荷運行時，爐膛熱負荷低，容易滅火，首先應注意保持燃燒的穩定性及對汽溫的影響，其次才考慮經濟指標［16］。ZGM95G中速磨最小通風量大多規定為額定通風量的70%左右，磨煤機的最低出力則規定為額定值的40% ～50%，最小出力一般能降低到額定出力的40%而維持正常運行。低于最小出力運行會出現強烈磨損和振動［17］。負荷下降不多時，盡量多投入磨煤機臺數，保持單臺給煤機低轉數，避免一次風機超限，限制運行磨煤機的最低負荷在75%以上。當鍋爐負荷下降很多時，應逐臺停磨［15］。

3 不同爐型及參數的調峰裕度

雖然鍋爐的最低穩燃負荷一般由最低穩燃試驗確定，但通過分析多個電廠的運行手冊和鍋爐說明書，可以得出一些統計規律。我國目前現役的機組主要為200/300/600/1 000 MW機組，鍋爐的循環方式包括自然循環、控制循環和直流。200/300 MW低參數機組的鍋爐主要是自然循環鍋爐，少數為控制循環爐。機組投產時間較早，大都是按帶基本負荷設計的，不適于頻繁啟停，而且若負荷低谷時間較短，也不宜兩班制運行，比較適合低負荷調峰方式［18］。200/300 MW機組普遍穩燃能力差，低負荷穩燃性能難以滿足調峰要求。某些200 MW鍋爐在進行穩燃改造前變負荷幅度很小，70%左右負荷時就需要投油。部分機組進行一些穩燃改造后，受經濟性和鍋爐燃燒穩定性及水動力安全的影響，最低負荷能下降到50%左右的額定負荷。600/1 000 MW鍋爐一般為控制循環爐或直流鍋爐，按帶基本負荷并具有一定的調峰能力進行設計。一般設計不投油最低穩燃負荷為35%額定負荷，考慮各因素限制最低不投油負荷為40%左右額定負荷。

4 結論

火電機組參與調峰是可行的，且常采用的是低負荷調峰運行方式。機組的調峰裕度主要受鍋爐側參數的限制，即鍋爐燃燒穩定性、水循環安全性和鍋爐輔機的限制。多個電廠的運行手冊顯示，200/300 MW低參數機組在進行穩燃改造后，最低不投油穩燃負荷可以降到50%MCR，600/1 000 MW鍋爐最低不投油負荷為40%MCR左右，1 000 MW機組作為國內目前最高參數的火電機組，一般不用其進行調峰。

［1］謝俊，白興忠，甘德強.水電/火電機組調峰能力的評估與激勵［J］.浙江大學學報，2009，43(11):2080－2083.

［2］李今朝.國產300 MW火電機組調峰方式的研究［D］.保定:華北電力大學，2008.

［3］曾漢才，姚斌.大型燃煤機組調峰運行若干問題的探討［J］.熱力發電，1997(2):24－28.

［4］張恩先.電站鍋爐爐內燃燒狀態的模糊評判［D］.保定:華北電力大學，2000.

［5］曹增力，邢希東.哈鍋Π型鍋爐低負荷燃燒調整措施［J］.電力安全技術，2010，12(4):15 －16.

［6］李長桔，李朝陽，王慶山.合山電廠高壓鍋爐調峰運行及若干問題分析［J］.廣西電力技術，1999，(4):6 －9.

［7］葉昌林.國產200 MW火電機組調峰適應性若干問題分析［J］.東方電氣評論，1994，8(2):123 －126.

［8］張莉.電站鍋爐小負荷下的水動力循環模擬與可靠性研究［D］.大連:大連理工大學，2005.

［9］黃蔚雯.淮北電廠670 t/h鍋爐低負荷水動力特性［J］.安徽電力職工大學學報，2000，5(3):34 －35.

［10］馮俊凱，沈幼庭，楊瑞昌.鍋爐原理及計算［M］.北京:科學出版社，2003.

［11］楊震，余兵，包斌.1 025 t/h直流鍋爐調峰能力的研究［J］.鍋爐技術，2002，33(6):6 －10.

［12］張桂艷.300 MW火電調峰機組運行問題的研究［D］.保定:華北電力大學，2008.

［13］寧國睿.爐水循環泵不同運行工況中的壓差變化分析［J］.發電設備，2010(2):116－119.

［14］楊偉，楊建生，孫益強.鍋爐引風機運行中常見故障原因分析及其處理［J］.內蒙古石油化工，2006(5):52－53.

［15］林江.直吹式制粉系統及中速磨運行特性分析［J］.中國電力，1999，32(1):25 －27.

［16］胡珺.600 MW超臨界機組制粉系統的運行調整［J］.電力建設，2009，20(9):53 －55.

［17］劉德來.中速磨煤機直吹式制粉系統運行特性分析［J］.山西焦煤科技，2008(8):131－133.

［18］黃錦濤，劉齊壽，孫實文，靳凱旋，龔平安.300 MW火電機組調峰運行經濟性分析［J］.熱力發電，2000(5):17－20.