周新剛，楊興森 ，丁俊齊 ，李道波 ，崔 輝

（1.國網(wǎng)山東省電力公司電力科學(xué)研究院，山東 濟(jì)南 250003；2.國電泰安熱電有限公司，山東 泰安 271000；3.山東中實(shí)易通集團(tuán)有限公司，山東 濟(jì)南 250003）

0 引言

截至2016年底，我國發(fā)電裝機(jī)容量達(dá)到16.5億kW，其中火電裝機(jī)容量約占63.87%，水電裝機(jī)容量約占20.13%，風(fēng)電裝機(jī)容量約占9.01%，太陽能發(fā)電裝機(jī)容量約占4.67%，核電裝機(jī)容量約占2.04%；與2015年相比，火電占比減少了1.85%，水電占比減少了1.07%，核電占比增加了0.23%，風(fēng)電占比增加了0.49%，太陽能發(fā)電增加了1.93%。可見，我國的電源結(jié)構(gòu)在不斷優(yōu)化，風(fēng)電等可再生能源發(fā)電得到了快速發(fā)展。與此同時(shí)，棄光棄風(fēng)問題也日漸突出，據(jù)國家能源局?jǐn)?shù)據(jù)顯示，2016年上半年，全國風(fēng)電平均棄風(fēng)率高達(dá)21%，同比上升了6%，甘肅、新疆等棄風(fēng)“重災(zāi)區(qū)”棄風(fēng)率甚至接近50%；棄風(fēng)加劇的同時(shí)，光伏發(fā)電也未能幸免，據(jù)國家電網(wǎng)公司提供的數(shù)據(jù)，2016年上半年，國家電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)累計(jì)棄光比例高達(dá)12.1%，同比上升了2.05%。

為提升電力系統(tǒng)調(diào)峰能力，有效緩解棄水、棄風(fēng)和棄光現(xiàn)象的發(fā)生，促進(jìn)可再生能源消納，國家發(fā)改委和國家能源局印發(fā)了《可再生能源調(diào)峰機(jī)組優(yōu)先發(fā)電試行辦法》，要求各省根據(jù)可再生能源建設(shè)規(guī)模、消納情況、電源結(jié)構(gòu)和負(fù)荷特性，安排一定規(guī)模煤電機(jī)組為可再生能源調(diào)峰，并建立相應(yīng)的獎(jiǎng)懲制度。山東省結(jié)合電網(wǎng)調(diào)峰實(shí)際，制定了《山東省可再生能源調(diào)峰機(jī)組優(yōu)先發(fā)電試行辦法（試行版）》（以下簡稱 “辦法”），并開展可再生能源調(diào)峰試點(diǎn)機(jī)組核定，同時(shí)明確要求調(diào)峰機(jī)組在不采取助燃措施、環(huán)保達(dá)標(biāo)條件下，連續(xù)安全穩(wěn)定運(yùn)行的最低電負(fù)荷須低于40%額定電負(fù)荷。

1 山東省可再生能源調(diào)峰機(jī)組核定

根據(jù)“辦法”要求，山東省首批有15臺(tái)燃煤機(jī)組參與可再生能源調(diào)峰試驗(yàn)核定，見表1，其中D電廠4號(hào)機(jī)組、E電廠5號(hào)機(jī)組和I電廠1號(hào)機(jī)組等3臺(tái)機(jī)組為純凝機(jī)組，其余12臺(tái)機(jī)組均為抽汽機(jī)組。對于純凝機(jī)組，要求在不采取助燃措施、環(huán)保達(dá)標(biāo)條件下，測試機(jī)組連續(xù)安全穩(wěn)定運(yùn)行的最低電負(fù)荷。對于抽汽機(jī)組，要求進(jìn)行兩個(gè)工況試驗(yàn)，分別為：在滿足抽汽要求、不采取助燃措施、環(huán)保達(dá)標(biāo)條件下，測試機(jī)組連續(xù)安全穩(wěn)定運(yùn)行的最低電負(fù)荷；在停止機(jī)組抽汽（純凝）、不采取助燃措施、環(huán)保達(dá)標(biāo)條件下，測試機(jī)組連續(xù)安全穩(wěn)定運(yùn)行的最低電負(fù)荷。

試驗(yàn)期間，利用山東省電力調(diào)度控制中心EMS調(diào)取機(jī)組電負(fù)荷數(shù)據(jù)；環(huán)保數(shù)據(jù)利用各市環(huán)保局在線監(jiān)測系統(tǒng)調(diào)取；同時(shí)在電廠給煤機(jī)處取入爐煤樣做全水和工業(yè)分析；其他主要運(yùn)行數(shù)據(jù)利用DCS進(jìn)行采集。試驗(yàn)期間采樣和讀數(shù)頻率均嚴(yán)格按照試驗(yàn)標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行。具體試驗(yàn)結(jié)果詳見表1。

從表1可看出，A電廠2號(hào)機(jī)組、B電廠2號(hào)機(jī)組、C電廠2號(hào)機(jī)組、D電廠4號(hào)機(jī)組、E電廠5號(hào)機(jī)組、F電廠1號(hào)機(jī)組、G電廠4號(hào)機(jī)組和H電廠3號(hào)機(jī)組等8臺(tái)機(jī)組的最低出力均達(dá)到 “不大于40%額定電負(fù)荷”的要求。

I電廠1號(hào)機(jī)組在電負(fù)荷將至401 MW時(shí)，鍋爐燃燒穩(wěn)定性下降，不具備繼續(xù)降低負(fù)荷的條件，故其最低出力未達(dá)到“不大于40%額定電負(fù)荷”的要求。

J電廠3號(hào)機(jī)組、K電廠2號(hào)機(jī)組、L電廠3號(hào)機(jī)組和M電廠2號(hào)機(jī)組等4臺(tái)機(jī)組受抽汽供熱影響，機(jī)組最低出力均未達(dá)到 “不大于40%額定電負(fù)荷”的要求。

N電廠1號(hào)機(jī)在電負(fù)荷降至135 MW時(shí)，脫硝裝置入口煙氣溫度低而自動(dòng)退出運(yùn)行，NOx排放濃度超標(biāo)，將電負(fù)荷升至155 MW，脫硝系統(tǒng)運(yùn)行正常，為機(jī)組額度容量（350 MW）的44%；在滿足抽汽條件下，機(jī)組連續(xù)穩(wěn)定運(yùn)行的最低電負(fù)荷為170 MW，為機(jī)組額定容量的48.6%。因此，1號(hào)機(jī)組的調(diào)峰最低電負(fù)荷核定為170 MW，未達(dá)到“不大于40%額定電負(fù)荷”的要求。

O電廠6號(hào)機(jī)組，當(dāng)電負(fù)荷降至185 MW，即額定容量（33 0MW）的56.1%時(shí)，中壓缸上下缸溫差升至46℃（報(bào)警值42℃），同時(shí)4號(hào)瓦X向軸振達(dá)到190 μm（報(bào)警值 125 μm，跳機(jī)值 254 μm），并且保持增長態(tài)勢，不具備繼續(xù)降負(fù)荷的條件，因此，6號(hào)機(jī)組的調(diào)峰最低電負(fù)荷核定為185 MW，未達(dá)到“不大于40%額定電負(fù)荷”的要求。

通過現(xiàn)場試驗(yàn)測試和數(shù)據(jù)分析，最終確認(rèn)A電廠2號(hào)機(jī)組、B電廠2號(hào)機(jī)組等8臺(tái)機(jī)組為山東省首批可再生能源調(diào)峰試點(diǎn)機(jī)組，共同參與電網(wǎng)調(diào)峰，促進(jìn)可再生能源消納。

表1 山東省首批可再生能源調(diào)峰機(jī)組核定試驗(yàn)結(jié)果

2 機(jī)組靈活性提升策略

為了提高機(jī)組的調(diào)峰能力，促進(jìn)可再生能源消納，采取靈活性改造是當(dāng)前國家大力倡導(dǎo)、行之有效的策略。2016年6月14日，國家能源局正式啟動(dòng)靈活性改造示范試點(diǎn)項(xiàng)目，經(jīng)綜合比較，選取了可再生能源消納問題較為突出地區(qū)的15個(gè)典型項(xiàng)目進(jìn)行試點(diǎn)，主要分布于遼寧、吉林、黑龍江、內(nèi)蒙古、河北、廣西等省區(qū)，涉及華能、大唐、華電、國電、國電投、神華、國投電力、鐵法煤業(yè)等多家發(fā)電集團(tuán)。預(yù)期將使熱電機(jī)組增加20%額定容量的調(diào)峰能力，最小技術(shù)出力達(dá)到40%～50%額定容量；純凝機(jī)組增加15%～20%額定容量的調(diào)峰能力，最小技術(shù)出力達(dá)到30%～35%額定容量。通過加強(qiáng)國內(nèi)外技術(shù)交流和合作，部分具備改造條件的電廠預(yù)期達(dá)到國際先進(jìn)水平，機(jī)組不投油穩(wěn)燃時(shí)純凝工況最小技術(shù)出力達(dá)到20%～25%。

目前，常用的機(jī)組靈活性提升策略主要有熱電解耦技術(shù)、寬負(fù)荷脫硝技術(shù)和提供鍋爐穩(wěn)燃能力等。

2.1 熱電解耦技術(shù)

供熱機(jī)組在抽汽供熱時(shí)，受汽輪機(jī)低壓缸最小進(jìn)汽量限制，當(dāng)機(jī)組供熱量一定的情況下，機(jī)組電負(fù)荷不能低于某一限值，導(dǎo)致供熱機(jī)組調(diào)峰困難。采用熱電解耦技術(shù)，打破供熱和電負(fù)荷的耦合關(guān)系，是提升供熱機(jī)組深度調(diào)峰能力非常可行的辦法。目前，常用的熱電解耦措施主要有配置蓄熱罐、汽輪機(jī)旁路供熱、汽輪機(jī)低壓缸零出力等技術(shù)。

2.1.1 蓄熱罐技術(shù)

電廠配置蓄熱罐，當(dāng)機(jī)組電負(fù)荷高時(shí)，在保證供暖前提下，增加抽汽量，額外加熱一部分熱網(wǎng)循環(huán)水，并從供水側(cè)引出至蓄熱水罐中進(jìn)行儲(chǔ)存；當(dāng)機(jī)組參與深度調(diào)峰時(shí)，將儲(chǔ)存在蓄熱罐中的熱水直接輸送至熱網(wǎng)供水母管中供熱，從而降低供熱負(fù)荷和電負(fù)荷之間的約束［1］。蓄熱罐作為蓄熱和調(diào)峰設(shè)施，在北歐一些集中供熱水平較高的國家得到較為普遍的應(yīng)用。在丹麥和瑞典，幾乎所有的熱電廠出口都設(shè)置有大型的蓄熱水罐。

2.1.2 汽輪機(jī)旁路供熱技術(shù)

汽輪機(jī)旁路供熱是在供熱負(fù)荷需求高、電負(fù)荷需求低時(shí)，將汽輪機(jī)旁路系統(tǒng)投入運(yùn)行，部分原本進(jìn)入汽輪機(jī)做功的蒸汽經(jīng)減溫減壓后進(jìn)行供熱，實(shí)現(xiàn)機(jī)組在降低電負(fù)荷的同時(shí)增加供熱量［2］。這種方法將部分蒸汽減溫減壓會(huì)導(dǎo)致機(jī)組的燃料利用率降低，但對于大型機(jī)組而言，在短時(shí)間內(nèi)采用旁路供熱方式以消納清潔能源具有一定的可行性和經(jīng)濟(jì)性。

2.1.3 低壓缸零出力技術(shù)

低壓缸零出力技術(shù)是指在低壓缸高真空條件下，采用完全密封的液壓蝶閥切斷低壓缸原進(jìn)汽管道進(jìn)汽，實(shí)現(xiàn)低壓缸出力為零、蒸汽去供熱，提升供熱能力；在原進(jìn)汽管道上新增旁路管道，向低壓缸內(nèi)通入少量的冷卻蒸汽，用于帶走低壓轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)到產(chǎn)生的鼓風(fēng)熱量，保證機(jī)組安全運(yùn)行。熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組采用低壓缸零出力技術(shù)，在供熱負(fù)荷一定的情況下，不但減少了低壓缸做功，而且也減少了高中壓缸做功，達(dá)到機(jī)組深度調(diào)峰的目的［3］。

2.2 寬負(fù)荷脫硝技術(shù)

為了滿足國家日益嚴(yán)格的環(huán)保要求，火電廠均安裝SCR煙氣脫硝系統(tǒng)以滿足NOx排放要求，當(dāng)前SCR催化劑的運(yùn)行溫度區(qū)間為310～400℃，溫度太低會(huì)造成催化劑失活，太高會(huì)造成催化劑燒結(jié)。當(dāng)機(jī)組電負(fù)荷降低時(shí)，SCR入口煙氣溫度隨之降低，當(dāng)溫度低于310℃時(shí)，為了避免催化劑失活，SCR會(huì)自動(dòng)退出運(yùn)行，導(dǎo)致NOx排放濃度失控超標(biāo)，這也是影響機(jī)組調(diào)峰能力的常見問題。采用省煤器給水旁路、省煤器分級、省煤器煙氣旁路等寬負(fù)荷脫硝技術(shù)是解決此類問題的主要手段。

2.2.1 省煤器給水旁路技術(shù)

通過在省煤器進(jìn)出口集箱之前設(shè)置調(diào)節(jié)閥和連接管道，將部分給水短路，或直接從省煤器進(jìn)口集箱引至下降管中，減少流經(jīng)省煤器的給水量，從而降低省煤器從煙氣中的吸熱量，以達(dá)到提高省煤器出口煙溫的目的，其原理如圖1所示。該方案簡單，改造設(shè)備少，投資費(fèi)用低，但對煙氣溫度的調(diào)節(jié)范圍有限［4］。

2.2.2 省煤器分級技術(shù)

根據(jù)SCR入口溫度情況，通過熱力計(jì)算，將省煤器拆除一部分，放置在SCR反應(yīng)器后面的煙道中，其原理如圖2所示。鍋爐給水先引至位于SCR反應(yīng)器后的省煤器，然后再引至位于SCR反應(yīng)器前的省煤器，這樣可減少SCR反應(yīng)器前省煤器的吸熱量，達(dá)到提高SCR入口煙氣溫度的目的。煙氣通過SCR反應(yīng)器脫硝之后，再通過SCR反應(yīng)器后的省煤器來吸收煙氣中的熱量，從而使空預(yù)器前煙氣溫度、省煤器出口給水溫度和鍋爐熱效率變化較小。但此種方法改造投資成本高，且不具備煙溫調(diào)節(jié)功能，若省煤器面積分割不合適，極易造成高負(fù)荷時(shí)SCR入口煙氣超溫；另外，在改造前，還需綜合考慮SCR反應(yīng)器出口省煤器安裝空間問題。

圖1 省煤器給水旁路原理

圖2 省煤器分級原理

2.2.3 省煤器煙氣旁路技術(shù)

省煤器煙氣旁路是將省煤器入口或低溫再熱器（低溫過熱器）入口引出高溫?zé)煔?，通過煙氣旁路將高溫?zé)煔庵苯右隨CR入口處與省煤器出口的低溫?zé)煔饣旌希蕴岣逽CR入口煙溫，其原理如圖3所示。該方法調(diào)節(jié)方便、設(shè)置簡單，但存在以下問題：煙氣從省煤器旁路流走，不能對給水加熱，必然會(huì)降低鍋爐的熱效率；省煤器旁路煙氣進(jìn)入SCR反應(yīng)區(qū)會(huì)一定程度擾亂煙氣流場，干擾脫硝系統(tǒng)運(yùn)行；若采用煙氣旁路從低再入口抽取，那么低負(fù)荷再熱器欠溫問題將會(huì)明顯；煙氣旁路中的調(diào)節(jié)擋板處于高溫區(qū)，對嚴(yán)密性和調(diào)節(jié)靈活性提出更高要求。

圖3 省煤器煙氣旁路原理

2.3 提高鍋爐穩(wěn)燃能力

鍋爐的穩(wěn)燃特性是機(jī)組深度調(diào)峰的基礎(chǔ)，通過控制入爐煤質(zhì)、設(shè)備改造和運(yùn)行優(yōu)化等方式，可在一定程度上提高鍋爐燃燒的穩(wěn)定性，繼而提升機(jī)組的調(diào)峰能力。目前，提高鍋爐穩(wěn)燃能力的手段主要有：嚴(yán)格控制入爐煤質(zhì)，避免摻燒低揮發(fā)分難燃煤；開展磨煤機(jī)動(dòng)態(tài)分離器改造，提高煤粉細(xì)度和煤粉均勻性的調(diào)節(jié)靈活性和調(diào)節(jié)空間，提升鍋爐的低負(fù)荷穩(wěn)燃能力；采用相鄰層噴燃器投運(yùn)方式，以提高燃燒強(qiáng)度，避免出現(xiàn)隔層燃燒方式；適當(dāng)降低一次風(fēng)率，以減少煤粉著火所需的熱量，但應(yīng)避免一次風(fēng)管堵塞或噴嘴燒損；在低負(fù)荷時(shí)，應(yīng)適當(dāng)關(guān)小運(yùn)行噴燃器的周界風(fēng)，增強(qiáng)著火的穩(wěn)定性和一次風(fēng)噴燃器的自穩(wěn)定能力；盡可能減少給粉機(jī)的運(yùn)行臺(tái)數(shù)，以增加運(yùn)行給粉機(jī)的給粉量，進(jìn)而提高燃燒器區(qū)域的熱負(fù)荷；針對旋流燃燒器鍋爐，低負(fù)荷下燃燒器應(yīng)維持相對較強(qiáng)的旋流強(qiáng)度，同時(shí)確保二次風(fēng)對煤粉有較好的“包裹”作用［5］。

3 結(jié)語

隨著外電入魯和新能源消納的不斷增加，山東省燃煤發(fā)電機(jī)組調(diào)峰會(huì)成為常態(tài)，而且調(diào)峰深度會(huì)逐漸加大。根據(jù)國家《可再生能源調(diào)峰機(jī)組優(yōu)先發(fā)電試行辦法》有關(guān)要求，結(jié)合山東省電網(wǎng)調(diào)峰要求，通過現(xiàn)場試驗(yàn)核定，確認(rèn)了首批8臺(tái)可再生能源調(diào)峰試點(diǎn)機(jī)組，參與電網(wǎng)調(diào)峰，促進(jìn)可再生能源消納。通過核定試驗(yàn)，發(fā)現(xiàn)供熱抽汽、SCR脫硝系統(tǒng)入口煙溫和鍋爐穩(wěn)燃能力等是制約機(jī)組調(diào)峰能力的主要因素，各電廠可根據(jù)自身設(shè)備情況采用熱電解耦、寬負(fù)荷脫硝和提高鍋爐穩(wěn)燃能力等技術(shù)進(jìn)一步提升機(jī)組的靈活性，以滿足電網(wǎng)日趨嚴(yán)峻的調(diào)峰要求。