青海黄河上游水电开发有限责任公司西宁发电分公司 青海省西宁市 810000）
摘要：提升火电机组灵活性运行能力和精细化调整，挖掘其深度调峰潜力，不仅是解决当前新能源消纳困境的有效途径，同时亦是延续火电企业生命周期，实现电力绿色转型的必要选择。
关键词：火电机组；可再生能源；灵活性改造
1引言
近年以来，随着电力需求增速放缓,电网装机容量迅速增长,尤其可再生能源发展快速，使电网高峰与低谷负荷的峰谷差有时候最多甚至超过一倍多，给电网的调度带来了极大的困难。按照国家节能调度的原则下，火电厂成为电网调峰的主力即承受着巨大的调峰压力。火电企业为了增强市场竞争力，要面临机组深度调峰和负荷相应速率所带来的经济性、安全性及环保等技术问题，因此，火电机组灵活性改造是当前电源供给侧改革的有效途径，也是提高企业生命周期的必要选择，同时，通过不断地探索、摸索，作者总结出了一套大型燃煤机组深度调峰的经验，既避免了深度调峰过程中的大量投油造成经济性急剧下降，又保证了省网调峰任务的顺利完成。
2我国火电机组灵活性改造试点工作及相关鼓励政策
2016年6月，国家能源局委托电力规划设计总院牵头研究制定我国火电机组灵活性升级改造技术路线，开展国内火电机组灵活性改造示范试点工作，其选取了可再生能源消纳问题较为突出地区，主要分布于弃风弃光较为严重的东三省、内蒙古、河北、广西等省份；试点项目以3O0、6O0MW机组为主，共涉及44台机组，约1818万kW。深度调峰机组的发电鼓励政策也顺应而生。东北地区于2017年1月1日开始执行《东北电力辅助服务市场运营规则》，规定风电、核电和调峰率低的火电厂要对调峰率高的火电厂进行电价补偿。深度调峰交易电价采取“阶梯式”报价方式和价格机制，发电企业在不同时期分2档浮动报价。
东北地区自该规则实施以来，多个电厂通过“深度调峰”的运行模式，得到了十分可观的电价补偿，有的电厂在投入深度调峰期间每月可得到几百万的补助，不仅有效地激励了区域火电机组参与深度调峰的积极性，同时，也为我国其他区域完善调峰辅助服务补偿标准，推动调峰服务的市场化交易，建立峰谷分时电价等做了有益的尝试。
3火电机组灵活性改造目标及效果
在国家供给侧结构改革政策要求与电网调峰鼓励政策的联合作用下，2017年，全国各区域多个电厂结合机组自身的运行特性、本厂调峰目标、项目成本投资等综合因素，进行了“深度调峰”相关可行性论证与经济造价分析。在保证机组低负荷安全稳定运行的前提下，选择切实可行、高性价比的改造方案，对锅炉、汽轮机、辅机、供热、控制系统等多个方面实施优化，实现机组深度调峰目标。
3.1改造目标
2016年10月，某灵活性试点电厂亚临界330MW供热机组开展了低负荷下精细化调整和稳燃试验，以及机炉电主、辅机设备低负荷运行适应性改造。改造涉及机组热力系统辅助调节的自动发电量控制(AGC)和一次调频优化、锅炉低负荷稳燃、附加高加改造、宽负荷脱硝、切除低压缸进汽供热等21个灵活性改造专题。主要通过对机组精细化管理和设备系统深度挖潜，提升机组的深度调峰能力、自动控制水平和低负荷经济性，其研究确定的改造目标及主要技术手段如下。
1)通过相关低负荷精细化运行调整与不投油稳燃试验，实现锅炉不投油最低稳燃负荷降低至25%～30%额定负荷。
2)在满足冬季抽汽350t／h或同等供热能力的前提下，降低汽轮机供热工况最小电负荷至99MW(30%THA)。
3)提升机组深度调峰负荷的控制回路适应性及机组协调控制性能。满足机组30%负荷以上能投入协调运行，40%负荷以上能投入AGC和一次调频方式，25%负荷以上给水和过热汽温控制回路投入自动运行。
4)机组AGC负荷响应速率提升至2%Pe／min，达到电网对深度调峰机组的负荷变速率要求。
3.2主要改造效果
1)低负荷下的精细化运行调整主要包括磨煤机入口风量标定与一次风速测量、煤粉细度摸底与调整、磨煤机投运方式调整，以及不投油稳燃试验。经过优化后，实现机组在投运2台磨煤机，燃用常用煤质 的条件下，实现25％额定负荷(83MW)不投油稳定燃烧。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆核算可得，83MW负荷下投运2台磨煤机的锅炉热效率为92．95％。
2)供热机组由于受我国“以热定电”的运行方式及低压缸冷却蒸汽流量限值的影响，深度调峰能力普遍不足。
经核算，改造后机组供热抽汽能力增加约88t／h，折合供热负荷61．67MW，电调峰能力增加约45 MW，发电煤耗率降低29．4～41．0g／(kW．h)。可见，灵活性改造后不仅有效降低发电煤耗，同时大大提高了供热机组的调峰能力。该举措标志着热电联产“以热定电”理论的突破，使“热电协同”成为一种技术方向。
4 深度调峰过程中的危险点分析及其防范措施
我厂660 MW机组锅炉型号为SG-1960/26.15-M6008型，为超超临界变压直流炉、单炉膛、一次中间再热、平衡通风、、固态排渣、全钢构架悬吊结构П型锅炉。通过烟气调温挡板调节再热器出口汽温。配有内置式汽水分离器、无循环水泵启动系统。锅炉采用中速磨（ZGM113G-Ⅱ型）直吹式制粉系统，每台炉配6台中速磨煤机，采用四角切圆燃烧方式，其中最底层设有启动微油点火系统。
4.1 锅炉灭火
深度调峰过程中随着燃料的逐渐减少，锅炉内温度的逐渐降低，燃烧工况愈发恶劣，很容易发生锅炉灭火，因此深度调峰期间燃烧调整建议：
（1）低负荷时要求煤质收到基低位发热量大于18kJ/g，空气干燥基挥发分大于24%；
（2）低负荷时一次风压应维持在8kPa左右，氧量维持在3.5%～4.0%，不宜过大，以免减弱燃烧；
（3）低负荷时磨煤机易发生振动，因此应保持较小的磨风量，将磨出口风压控制在2.0kPa左右；
（4）若单机负荷降至240MW以下，煤量小于120t/h，可根据情况安排停运磨煤机已保证煤粉浓度，且煤粉细度R90应控制在10%左右，从而保证锅炉的稳燃性；
（5）如调整后磨煤机火检仍不稳定，应及时投入最能强化燃烧的油枪，杜绝锅炉灭火的发生。
4.2 给水流量波动
（1）深度调峰过程中若机组负荷小于250MW要求对小机汽源切换，切汽源过程尽快在负荷高时进行，切换汽源时辅汽至小机电动门必须采取间断开启方式进行，并严密注意检查小机进汽调门动作正常，小机转速、流量稳定，防止辅汽、四抽在切换过程中串汽造成小机不出力导致给水流量低保护动作；
（2）深度调峰过程中当给水泵流量接近给水泵最小流量阀开启值时应严密监视最小流量阀动作情况，防止因汽泵最小流量阀偷开造成给水流量波动引起机组跳闸，因此当给水泵流量接近给水泵最小流量阀开启值时应严密监视，必要时可提前开启给水泵最小流量阀至固定开度，已达到稳定给水的目的。
4.3 汽轮机发生水冲击
（1）深度调峰“干态”运行过程中应及时调整水煤比，加强对分离器出口过热度的监视，保证5℃以上的过热度；
（2）深度调峰中若机组负荷位于“干态”与“湿态”的临界状态，但调峰时间有比较短时，可采取停运机组真空泵、开启储水箱小溢流阀（平衡阀）、开启旁路等手段实现只降低机组的电负荷而保证机组的热负荷达到调峰的目的，此类手段会短暂牺牲机组的经济性。
5结语
火电机组通过以上改造，实现了机组深度调峰能力、自动控制水平、低负荷经济性提升的综合改造目标，保证了机组能在电网深度调峰调度模式下安全稳定运行，显著提高了机组在当前发电形势下的竞争实力。该试点项目的成功实施对其他同类型机组有很好的示范及参考意义；但是对于大型超超临界机组如何保证深度调峰期间的安全、稳定、经济运行，仍需要不断总结,以达到精细化调整的目的。
参考文献：
[1] 朱凌志，陈宁，韩华玲，等．风电消纳关键问题及应对措施分析『J]．电力系统自动化，2011，35(22)：29．34．
[2] 周子程，王海霞，吕泉，等．计及主客体因素的火电机组深度调峰补偿模型[J]．南方电网技术，2017，11(5)：47．55．
论文作者:冯登贵
论文发表刊物:《电力设备》2018年第25期
论文发表时间:2019/2/13
标签：机组论文; 负荷论文; 深度论文; 火电论文; 锅炉论文; 灵活性论文; 流量论文; 《电力设备》2018年第25期论文;