0引言

由于環(huán)保要求不斷提高,風電、光伏等新能源裝機規(guī)模不斷增加,這些電源屬于非優(yōu)質電源,發(fā)電不穩(wěn)定,受外界環(huán)境干擾較大,而電力不能儲存,發(fā)、用電必須平衡。為了不影響電力用戶,當風電或光電發(fā)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(fā)展到100%至30%,且20%額定負荷深度調峰已成為火電廠的發(fā)展趨勢^[3]。

140%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(tǒng)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為小機燴降;η為小機效率。

從公式(1)分析:如果保持對外供熱,則排汽壓力在1.0Mpa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2800 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(huán)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1000 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(huán)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(yè)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(tǒng),也有可能導致運行中的脫硝系統(tǒng)跳閘退出運行。

2.2增加省煤器旁路系統(tǒng)

寬負荷脫硝系統(tǒng)包含兩個管線:省煤器給水旁路管線、熱水再循環(huán)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(huán)管線,可細分為濕態(tài)循環(huán)管線(利舊整套原有啟動系統(tǒng)管道,將分離器儲水箱的熱水返送至省煤器入口)和干態(tài)循環(huán)管線(利舊爐水循環(huán)泵,新增一條從省煤器下降管至爐水泵入口的熱水再循環(huán)管線)^[5]。省煤器旁路系統(tǒng)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(xù)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(shù):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(jiān)視,發(fā)現(xiàn)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(tài)運行

在正常啟停機的過程中,20%負荷一般鍋爐都處于濕態(tài),因此進一步的深度調峰首先要思考是否需要由干態(tài)轉至濕態(tài)運行,如果轉濕態(tài)運行,有幾個棘手的問題:1)操作多,工作量大;2)濕態(tài)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(tài)后汽溫下跌較多。

不轉態(tài)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(fā)量帶上來,保證省煤器的出口流量穩(wěn)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(wěn)定性

30%深度調峰時不投油的燃燒穩(wěn)定性可以保證,但三磨運行只帶200MW的負荷,煤量基本要靠下限,燃燒的穩(wěn)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(fā)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(tǒng)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.600MW亞臨界機組長時間深度調峰燃燒穩(wěn)定性研究 [J].發(fā) 電技術 ,2024,45 (2):216-225.

[3]劉嬌.某300MW機組20%深度調峰接力全工況脫硝改造實踐[J].現(xiàn)代工業(yè)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(xiàn)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(jié)能,2024(1):1-6.

2024年第20期第2篇