供热机组深度调峰技术研究分析

供热机组深度调峰技术研究分析

盛守波

(山西平朔煤矸石发电有限责任公司山西省036800)

摘要：随着我国风力、光伏等新能源发电的增多，亟需提高现役火电机组运行灵活性以及深度调峰能力。本文从火电机组灵活性运行面临的问题入手，重点分析了供热机组深度调峰的主要技术方案，并对深度调峰运行中注意的安全事项进行总结。

关键词：灵活性；供热机组；深度调峰

引言

近年来，中国能源坚持清洁低碳、安全高效的发展方向，大力发展风能、太阳能等清洁能源发电，能源结构调整步伐不断加快。但风能、太阳能发电具有随机性、间歇性、变化快等特点，随着新能源发电比重的增加，加之传统煤电产能过剩，加剧了电网的调峰难度，一些地区弃风、弃光严重，这对提高现役火电机组运行灵活性以及深度调峰能力提出了新的要求。

1火电机组灵活性运行面临的问题

火电机组的运行灵活性，具体涉及到增强机组调峰能力、提升机组爬坡速度、缩短机组启停时间、增强燃料灵活性、实现热电解耦运行等方面。

1.1调峰能力不足

火电机组在灵活性运行中最大的问题是调峰能力不足。目前，我国纯凝机组的实际调峰能力一般为额定容量的50%左右，典型抽凝机组在供热期的调峰能力仅为额定容量的20%左右。通过灵活性改造，预期将使热电机组增加20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到40%-50%额定容量;纯凝机组增加15%-20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到30%-35%额定容量。通过加强国内外技术交流和合作，部分具备改造条件的电厂预期达到国际先进水平，机组不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到20%-25%。

1.2负荷响应速度迟缓

负荷响应速度迟缓是影响火电机组灵活性运行的潜在因素。对于火电机组，从燃料燃烧放热到水吸热变成蒸汽，再到蒸汽推动汽轮机作功发电机发电，整个过程系统设备较多，能量转换环节复杂，系统设备具有很强的热惰性，特别是循环流化床机组蓄热量大，造成指令与响应之间存在较大的时间延迟。目前电网对自动发电控制（AGC）机组调节速度的考核指标为1.0%~2.0%Pe/min（额定容量/分钟），期望通过技术改造达到2.5%~3.0%Pe/min。

1.3偏离设计工况

由于我国现役火电机组在设计阶段基本均未考虑深度调峰工况，导致运行过程中调峰能力比较差。此外，深度调峰和快速升降负荷时的运行工况严重偏离设计工况，深度调峰常态化以后，大量设备运行在非正常工况，对机组安全性、环保性及经济性的影响不可忽视，需要投入更多的研究工作。

2深度调峰的主要技术方案

在火电机组深度调峰技术改造中，因机组类型及自身条件的不同，其改造方案应一厂一策。以下主要针对供热机组的改造路线进行介绍，并对比分析各个路线的优缺点，具体如下。

2.1低压缸零出力运行方案

该技术的核心是仅保留少量冷却蒸汽进入低压缸，实现低压转子“零”出力3000转运行，更多的蒸汽进入供热系统，提高供热能力，降低电负荷。低压缸零出力技术的优点在于：对汽轮机本体改造范围很小,通过低压蝶阀的开关实现低压缸“零出力”与“满出力”在线切换，在电网波谷阶段低压缸“零出力”实现机组深度调峰，在电网波峰阶段低压缸“满出力”运行，满足电网用电需求，既实现了余热回收，又满足了电网峰谷需求，实现了热电解耦。但对于没有电网深度调峰补贴政策，也没有扩大供热负荷市场的电厂来说，相同供热量下，切除低压缸发电量损失较多，不宜采用。

热电联产机组采用低压缸零出力运行方案，在供热负荷一定的情况下，不但减少了低压缸做功，而且也减少了高中压缸做功，达到机组深度调峰的目的，其调峰深度取决于外界热负荷。

2.2机组旁路供热方案

汽轮机旁路分为高压旁路和低压旁路，其主要作用是在机组启停过程中，通过旁路系统建立汽水循环通道，为机组提供适宜参数的蒸汽。机组旁路供热方案即通过对机组旁路系统进行供热改造，使机组正常运行时，部分或全部主再热蒸汽能够通过旁路系统对外供热，实现机组热电解耦，降低机组的发电负荷。

受锅炉再热器冷却的限制，单独的高压旁路供热能力有限，受汽轮机轴向推力的限制，单独的低压旁路供热能力也有限，二者均无法单独实现热电解耦，达到深度调峰目的。采用高低压旁路联合供热改造方案可提高机组供热能力，但运行时需考虑机组轴向推力、高压缸末级叶片强度限制，再热蒸汽温度偏低等问题。

2.3蓄热罐供热方案

蓄热罐为独立成套设备，可通过加装升压设备、阀门和管线等，选择合适位置接入热网。蓄热罐根据水的分层原理设计和工作，当电网用电负荷高、供热负荷低时，将机组多供的热量储存起来；当电力负荷较低时，储热装置可将储存的热量释放出来满足供热需求，从而降低机组发电负荷。

采用蓄热罐方案，如在电网高峰时段机组能够利用抽汽的余量充分蓄热，而在电网低谷时段机组调峰能力取决于锅炉最低稳燃负荷；对于在电网高峰时段不能进行抽汽蓄热的机组，单纯的蓄热罐则无法实现机组深度调峰，需通过与其它方式（如机组旁路供热方式或电锅炉供热方式）结合，方能实现机组热电负荷解耦。

2.4电锅炉供热

在发电机组计量出口内增加电加热装置，装置出口安装必要的阀门、管道连接至热网系统。在热电联产机组运行时，根据电网、热网的需求，通过调节电锅炉用电量（转化为热量）实现热电解耦，达到满足电热需求的目的。机组采取加装电锅炉改造后，电锅炉功率可以根据热网负荷需求实时连续调整，调整响应速率快，运行较为灵活，电负荷甚至可降至“0”，机组深度调峰幅度较大。

4种方案中增设电锅炉方案适用性最广，调峰幅度最大且运行灵活，但其能量有效利用率较差。旁路供热方案投资较少，但受机组旁路设计容量的限制以及锅炉再热器冷却、汽轮机轴向推力及高排冷却等因素的影响，其供热能力有限，且运行控制较为复杂，因此热负荷高的机组不宜采用高、低压联合旁路改造方案。切除低压缸进汽运行方案投资少，具有很好的经济性，但其运行灵活性较差、调峰深度有限，此外是否能够长期安全运行还需进一步论证。蓄热罐方案在投资、经济性和运行安全性方面均较好，但其调峰能力有限，且占地面积较大。综上所述，供热机组在进行灵活性改造方案选择时，需根据自身电负荷、热负荷、改造成本、运行收益等情况进行综合考虑。

3深度调峰注意事项

3.1受热面热偏差

深度调峰期间锅炉燃烧减弱，受热面管屏在工质侧因蒸汽流量低，管屏内的流量偏差加剧;在燃烧侧,炉内温度场分布不均匀，热负荷偏差增大;在烟气侧，因烟气流量低，炉内火焰充满度差，使烟气侧偏差加剧。各种偏差叠加，使管屏出口蒸汽温度偏差加大，同时炉内受热面壁温裕量降低，局部管子可能超温。所以，调整两侧床温、前后墙床温偏差小于20℃，对降低受热面偏差起到至关重要的所用。同时，注意监视受热面金属壁温在规定范围内，控制蒸汽管道两侧出口汽温偏差小于28℃。

3.2循环流化床热惯性影响

深度调峰期间燃烧操作调整要平缓，不得大幅度调整，同时应考虑循环流化床锅炉蓄热因素带来的影响。调整主再热蒸汽温度要缓慢、有预见性，过热蒸汽温度主要依靠过热器的减温水调节，同时兼顾调整两级中温过热器出口管壁温度。再热蒸汽依靠尾部烟道布置的烟气挡板或外置床进行调节。调整期间保证主再热蒸汽温度差小于15℃。负荷调至越低时，操作应该越缓慢。

3.3汽包水位控制

机组负荷降至30%BMCR前，可执行汽包水位自动调节;但当机组负荷需降低至30%BMCR时，需及时解除汽包水位自动调节，因某些机组30%BMCR时汽包水位控制将自动由给水三冲量切换至单冲量控制，如不解除给水自动，汽包水位控制在30%BMCR左右时将会反复在三冲量与单冲量间进行切换，造成汽包水位调整失稳，甚至诱发更严重的事故。

3.4低负荷下脱硝控制

深度调峰期间，锅炉床温、分离器入口烟温均下降，SNCR脱硝效率下降。为达标排放，可采用烟气再循环技术+分离器出口布置喷枪的方案进行脱硝。烟气再循环可实现煤粉在还原性气氛下燃烧，减少NOx的生成，而旋风分离器出口布置喷枪可减少循环灰对还原剂氨的吸附作用，有助于提高脱硝效率。

但在操作过程中，尤其是负荷降低并接近30%BMCR时，锅炉减煤减风更应该缓慢，尽量保证锅炉床温稳定，避免大幅波动，并严格监视氨逃逸数值，发现氨逃逸上升，及时调整。

4结论

近年来，我国新能源发电装机容量越来越多，弃风弃光现象比较严重，需要提高火电机组的运行灵活性来消纳新能源电量。本文指出火电机组在灵活性运行中最大的问题是调峰能力不足，重点对供热机组深度调峰的主要技术方案进行了分析。通过研究发现增设电锅炉方案适用性最广，调峰幅度最大且运行灵活，但其能量有效利用率较差。同时在机组深度调峰过程中，需对受热面热偏差、汽包水位控制、低负荷下脱硝控制等进行重点关注。

参考文献：

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