1 000 MW機組深度調峰技術分析與設想

摘要：近年來，由于環保要求的提高，電網中的風電、太陽能等非化石能源比例逐步提高，電網負荷矛盾日益突出。為響應國家深度調峰的技術要求，提升深度調峰的能力，在40%額定負荷深度調峰的基礎上，通過關小汽輪機中壓調門，完成機組30%額定負荷深度調峰，通過機組控制系統優化，提出20%額定負荷深度調峰的設想，實現機組安全穩定運行。

關鍵詞：深度調峰；中壓調門；控制系統；20%額定負荷

中圖分類號：TM621 文獻標志碼：A 文章編號：1671-0797（2024）20-0005-04

DOI：10.19514/j.cnki.cn32-1628/tm.2024.20.002

0 引言

由于環保要求不斷提高，風電、光伏等新能源裝機規模不斷增加，這些電源屬于非優質電源，發電不穩定，受外界環境干擾較大，而電力不能儲存，發、用電必須平衡。為了不影響電力用戶，當風電或光電發電增、減時，電網中必須有其他方法或調整手段與之配套反向減、增變化[1]。

目前解決的方法主要有：

1）抽水蓄能電站；

2）大型電池蓄能電站；

3）火電廠深度調峰[2]。

原火電廠的設計調峰能力為100%至50%，目前深度調峰能力逐漸提升，已由100%至40%發展到100%至30%，且20%額定負荷深度調峰已成為火電廠的發展趨勢[3]。

1 40%深度調峰

1.1 深度調峰問題

40%深度調峰與正常減負荷至500 MW的不同：兩臺汽引小機無法對外供熱。

機組對外供熱系統圖如圖1所示。

W=dΔhη （1）

式中：W為小機功率；d為小機進汽流量；Δh為小機焓降；η為小機效率。

從公式（1）分析：如果保持對外供熱JY9n7beewcO5EqHmYuh6NA==，則排汽壓力在1.0 MPa以上，但進汽壓力隨著負荷下降而降低，則Δh下降；如果保持功率不變，則需要d增加，但這受進汽管道調門限制，當進汽調門開度大于70%時，就無法增加，做功能力下降。因此，為保證引風機做功，只能降低排汽壓力，提高Δh，即停止對外供熱。

汽泵小機轉速太低。隨著負荷的下降，汽泵小機轉速逐步下降，當轉速降到2 800 r/min時，會跳泵控自動。

1.2 深度調峰汽機問題的解決方案

針對汽引小機無法對外供熱，通過冷再供熱提高供熱流量，將汽引排汽回收至除氧器和輔汽。汽引排汽至除氧器調門開度如圖2所示。

汽引排汽至除氧器會帶來以下問題：除氧器壓力太高。除氧器壓力高會導致除氧器超壓，汽引小機排汽壓力高以及高加疏水不暢。因此，要盡量降低除氧器壓力，可關小四抽至除氧器供汽門，為保持流通，開度大于10%；同時將#3高加疏水切至危及疏水運行。

汽引排汽至輔汽會帶來以下問題：1）輔汽用戶少，排汽量大，壓力高；2）汽引排汽供輔汽，受排汽壓力影響較大，壓力大幅波動。因此，可增加輔汽用戶量，一臺汽泵小機切或摻輔汽運行；減少其他輔汽供汽流量，可暫時停止鄰機冷再供輔汽汽源。同時，盡量提高汽引排汽壓力與輔汽壓力的差值，即提高排汽壓力，降低輔汽壓力。

針對汽泵小機轉速低，可增加汽泵小機的負荷：開啟汽泵再循環或鍋爐主給水切旁路，提高給水壓力。

2 30%深度調峰

2.1 脫硝入口煙氣溫度低

我公司1 000 MW機組采用選擇性催化還原法（SCR）脫硝裝置。在設計煤種及校核煤種、鍋爐最大工況（BMCR）、處理100%煙氣量條件下，脫硝效率不小于80%。其反應產物為對環境無害的水和氮氣，但只有在800 ℃以上的條件下才具備足夠的反應速度，工業應用時需安裝相關反應的催化劑，在催化劑的作用下其反應溫度降至400 ℃左7YP+3OO0slHQwG/x/8M8mg==右，鍋爐省煤器后溫度正好處于這一范圍內，這為鍋爐脫硝提供了有利條件[4]。

隨著負荷的逐步降低，脫硝入口煙溫也逐步降低。SCR入口煙溫過低時，不僅無法投入脫硝系統，也有可能導致運行中的脫硝系統跳閘退出運行。

2.2 增加省煤器旁路系統

寬負荷脫硝系統包含兩個管線：省煤器給水旁路管線、熱水再循環管線。給水旁路管線，自主給水管路上引出旁路管道，將此旁路管道接入省煤器出口集箱連接管，并配有相應的旁路閘閥等相關設備來控制省煤器旁路流量；熱水再循環管線，可細分為濕態循環管線（利舊整套原有啟動系統管道，將分離器儲水箱的熱水返送至省煤器入口）和干態循環管線（利舊爐水循環泵，新增一條從省煤器下降管至爐水泵入口的熱水再循環管線）[5]。省煤器旁路系統圖如圖3所示。

2.3 關小汽輪機中壓調門

當機組深度調峰時，為保證機組對外供熱流量，此時會進行壓中調操作，從而提高汽引小機進汽壓力，保證汽引小機能夠對外供熱。如機組深度調峰需要壓中調，正常在500 MW時，先壓中調至50%；隨著機組負荷下降和（冷再）對外供熱流量增加，當汽引小機調門開度大于75%時，可繼續壓中調，每次2%，兩側壓中調交替進行；機組壓中調，保證汽引小機調門開度在70%～75%即可，正常中調開度≮30%；如需要提高汽引小機排汽壓力、增加冷再供低壓（或次中壓汽）流量，應檢查汽引小機調門開度<70%，否則應先壓中調，讓汽引小機調門關小后再操作。中壓調門變化曲線如圖4所示。

機組壓中調控制參數：1）壓中調速率：①60%開度以上，每次調整10%；②60%至50%開度，每次調整5%；③50%開度以下，每次調整2%。2）高排溫度<370 ℃。3）低壓缸進汽壓力大于報警值（DEH壓調門畫面上）。4）汽引小機調門開度<80%。

機組壓中調深調，應做主機高排溫度、汽引小機調門開度、汽引小機排汽壓力、冷再供低壓和次中壓汽流量的實時曲線，并加強監視，發現異常及時調整。其中高排溫度變化曲線如圖5所示。

3 20%深度調峰的設想

3.1 是否轉濕態運行

在正常啟停機的過程中，20%負荷一般鍋爐都處于濕態，因此進一步的深度調峰首先要思考是否需要由干態轉至濕態運行，如果轉濕態運行，有幾個棘手的問題：1）操作多，工作量大；2）濕態給水控制邏輯復雜，CCS自動較難建立；3）分疏箱水位控制與給水邏輯的匹配；4）轉態后汽溫下跌較多。

不轉態的話，又需考慮以下問題：省煤器出口流量低，正常情況下，20%負荷時，省煤器的出口流量將低于900 t/h，與MFT保護定值800.1 t/h相當接近，同時過低的省煤器出口流量可能會引起水冷壁進水不均導致熱偏差，部分水冷壁出口會飽和。需要將鍋爐的蒸發量帶上來，保證省煤器的出口流量穩定在900 t/h以上，這有兩條途徑：一是加大對外供熱，二是開高旁。

3.2 汽引出力受限

30%深度調峰時汽引出力基本已達到邊界值，此時再熱器壓力已不足1.5 MPa，進一步深度調峰時，已不能滿足汽引小機的運行，除非開PCV閥排大氣或是啟動電引停用汽引，這都不太可取。

3.3 著火的穩定性

30%深度調峰時不投油的燃燒穩定性可以保證，但三磨運行只帶200 MW的負荷，煤量基本要靠下限，燃燒的穩定性要進一步驗證。而20%深度調峰，不投油估計很難，除非進一步增加鍋爐的熱負荷。

4 結束語

目前電網深度調峰要求愈來愈高，而深度調峰技術探析較少，隨著火電機組的不斷發展，深度調峰技術必將日趨完善。本文針對目前百萬機組運行狀況，通過增加省煤器旁路系統提高脫硝入口煙氣溫度、關小汽輪機中壓調門解決無法供熱問題，很好地解決了30%深度調峰時遇到的問題，并對20%深度調峰進行可行性分析。本文技術手段能夠廣泛應用于火電機組的深度調峰。

[參考文獻]

[1] 高雷.某660 MW超超臨界工程深度調峰改造技術方案[J].鍋爐制造，2024（3）：28-30.

[2] 賈志軍，范偉，任少君，等.600 MW亞臨界機組長時間深度調峰燃燒穩定性研究[J].發電技術，2024，45（2）：216-225.

[3] 劉嬌.某300 MW機組20%深度調峰接力全工況脫硝改造實踐[J].現代工業經濟和信息化，2024，14（3）：239-241.

[4] 薛劍琦.燃煤機組深度調峰技術的應用研究[J].現代制造技術與裝備，2024，60（3）：1-3.

[5] 王學華，姚力，陳學州，等.超超臨界百萬機組20%負荷深度調峰運行試驗研究[J].能源與節能，2024（1）：1-6.

收稿日期：2024-06-03

作者簡介：張磊（1984—），男，江蘇鎮江人，工程師，從事火電機組電力安全生產工作。