王 立， 王燕晉， 李戰(zhàn)國， 宋洪鵬， 周紅梅

(1. 華北電力科學研究院 西安分公司， 西安 710065;2. 華北電力科學研究院有限責任公司， 北京 100045)

近年來，隨著我國發(fā)電結構和用電結構的不斷變化，電網(wǎng)的調(diào)峰問題日益突出。為協(xié)調(diào)電力區(qū)域供需不平衡，增強電網(wǎng)調(diào)峰靈活性，深化智能電網(wǎng)建設，對占全國發(fā)電量 73.93%的火力發(fā)電機組深度調(diào)峰能力進行挖掘就顯得尤為重要[1]?；鹆Πl(fā)電機組日常調(diào)度負荷很大程度上取決于低負荷穩(wěn)燃、環(huán)境排放、尾部煙氣溫度、低負荷機組效率、熱電解耦限制等因素；因此，一套完善的火電機組深度調(diào)峰測試方案應考慮到安全性、經(jīng)濟性和環(huán)保性，并能為機組靈活性技術改造和控制優(yōu)化提供參考。

筆者以某電廠350 MW供熱機組為研究對象,依次完成低負荷穩(wěn)燃試驗和低負荷段排煙溫度測試，對脫硝自動控制、風煤動態(tài)配量、協(xié)調(diào)升降負荷率、低負荷一次調(diào)頻等進行了研究, 根據(jù)現(xiàn)場實測數(shù)據(jù)，最終確定機組深度調(diào)峰方式和負荷調(diào)節(jié)深度。

1 機組概況

該電廠為350 MW亞臨界一次中間再熱燃煤凝汽式機組，亞臨界控制循環(huán)燃煤汽包鍋爐，一次中間再熱、單爐膛、雙切圓燃燒、鋼架全懸吊結構、半露天布置、固態(tài)排渣煤粉爐。鍋爐額定蒸發(fā)量為1 052 t/h，過熱器額定壓力為17.2 MPa，過熱蒸汽溫度為541 ℃。機組分布式控制系統(tǒng)(DCS)為美國美卓自動化公司(Metso)的Maxdna分散控制系統(tǒng)，2臺機組在2014年分別進行低氮燃燒器改造、低溫省煤器改造、脫硫增容改造、濕式電除塵改造等。

鍋爐原設計燃用晉北煙煤，目前較為穩(wěn)定的鍋爐燃煤以神華煤、準格爾煤摻燒為主，摻配比例為m(神華煤)∶m(準格爾煤)=7∶3，采用爐外摻配，其元素分析見表1。

表1 煤種的元素分析 %

2 試驗方案

設計燃煤機組深度調(diào)峰試驗流程見圖1。

圖1 深度調(diào)峰系列試驗流程圖

試驗分為兩個階段：第一階段完成深度調(diào)峰低限負荷穩(wěn)燃試驗、低負荷段排煙溫度測試等試驗，依據(jù)試驗數(shù)據(jù)限定機組負荷低限，并報備電網(wǎng)作為運營機組深度調(diào)峰負荷范圍幅值設定的依據(jù)；第二階段完成深度調(diào)峰負荷段內(nèi)的自動發(fā)電控制(AGC)和一次調(diào)頻功能優(yōu)化，確定深度調(diào)峰負荷段機組負荷變化率，最后完成機組正常負荷調(diào)度擴展，實現(xiàn)深度調(diào)峰功能。

2.1 調(diào)峰負荷低限深度測試

試驗前檢查油槍及投入條件，退出選擇性催化還原(SCR)脫硝系統(tǒng)入口煙溫保護，監(jiān)測CO質量濃度、SCR脫硝系統(tǒng)入口NOx質量濃度、排煙溫度、磨煤機出口粉管煤粉細度等重要參數(shù)。試驗在50%額定負荷段以下展開。

適當增大燃燒器擺角，以保證主蒸汽(簡稱主汽)溫度達到或接近設計值；試驗過程中保持中層磨煤機組運行，視情況切換至上層磨煤機組以提高火焰中心和爐膛出口溫度。

在不投入微油或大油等油槍的穩(wěn)燃工況下，確保擬定鍋爐負荷燃燒穩(wěn)定，負壓波動正常，火檢無閃爍，鍋爐三大風機和中上層磨煤機均運行穩(wěn)定，參數(shù)正常，滿足穩(wěn)燃要求。各金屬受熱面壁溫正常，減溫水量足夠，不存在超溫現(xiàn)象。175 MW負荷時主汽溫度、再熱蒸汽(簡稱再熱汽)溫度分別為543 ℃、542 ℃，均能達到設計值；140 MW負荷時主汽溫度、再熱汽溫度分別為543 ℃、534 ℃，再熱汽溫度偏低；若主汽流量測量和給水流量測量不存在明顯非線性偏差，給水自動控制盡量保持在三沖量控制，風煙系統(tǒng)制粉系統(tǒng)保持調(diào)節(jié)穩(wěn)定，在保證安全裕度的同時適當放開燃料低限和風量限制。記錄低負荷區(qū)間主要輔機狀態(tài)、燃料低限，評估機組的安全性，為機組控制參數(shù)調(diào)整備用。

2.2 低負荷段排煙溫度測試

穩(wěn)定擬定的目標負荷(140 MW)30 min，使用網(wǎng)格法在SCR脫硝系統(tǒng)入口進行煙氣溫度的測量，并和DCS顯示溫度進行對比(見表2和表3)[2]。由表2和表3可知：A側、B側SCR脫硝系統(tǒng)入口煙溫總體上均呈現(xiàn)出從前墻到后墻不斷降低，從兩側向中間不斷升高的規(guī)律；SCR脫硝系統(tǒng)入口煙溫在不同負荷工況下的最高點和最低點位置基本不變，且煙溫偏差隨負荷下降；在擬定的目標140 MW負荷下，A側有3個點溫度低于295 ℃，B側有4個點溫度低于295 ℃，但每側的平均溫度均高于295 ℃，不影響SCR脫硝系統(tǒng)的正常投運。

表2 A側SCR脫硝系統(tǒng)入口煙溫實測分布(A側向B側均分4點) ℃

表3 B側SCR脫硝系統(tǒng)入口煙溫實測分布(B側向A側均分4點) ℃

經(jīng)檢查，SCR脫硝系統(tǒng)入口在線溫度測點每側3個均安裝在靠近煙道后墻(最深)，正好是溫度分布較低的位置，因此DCS顯示值比實測平均值偏低。根據(jù)代表點平均值與實測平均值的偏差(見表4)，機組后期調(diào)用更具代表性且能反映整個截面溫度分布的在線測點進入保護邏輯，并在溫度較低時協(xié)調(diào)控制邏輯中閉鎖減鍋爐負荷。

表4 SCR脫硝系統(tǒng)入口煙溫實測值和DCS顯示值的對比

2.3 SCR脫硝系統(tǒng)入口NOx測試及調(diào)整

同樣使用網(wǎng)格法在SCR脫硝系統(tǒng)入口進行煙氣NOx質量濃度和O2體積分數(shù)的測量，測點網(wǎng)格分布在SCR脫硝系統(tǒng)入口處，從B側到A側，從淺至深。由SCR脫硝系統(tǒng)入口實測數(shù)據(jù)(圖2)可知：A側、B側SCR脫硝系統(tǒng)入口NOx質量濃度和O2體積分數(shù)分布較為均勻，A側NOx質量濃度及O2體積分數(shù)較B側偏高，A側、B側O2體積分數(shù)和NOx質量濃度的平均值分別為6.9%和408 mg/m3、6.1%和358 mg/m3。

圖2 140 MW負荷SCR脫硝系統(tǒng)入口NOx質量濃度及O2體積分數(shù)分布

依據(jù)實測數(shù)據(jù)，隨即展開適當降O2配風調(diào)整，修正擬定的目標負荷下風量燃料配量曲線，力爭將NOx質量濃度降低至300 mg/m3，減小脫硝控制壓力。

2.4 協(xié)調(diào)控制改造

完成深度調(diào)峰負荷穩(wěn)定燃燒及優(yōu)化配風試驗后，根據(jù)GB/T 10184—2015 《電站鍋爐性能試驗規(guī)程》進行了175 MW和140 MW負荷的鍋爐效率試驗，進風溫度修正后鍋爐效率偏量Δηcr,a為-0.56%。

機組在經(jīng)濟、環(huán)保和能效方面理論上已經(jīng)確定了深度調(diào)峰負荷目標值的驗證工作，綜合評估能效損失和深度調(diào)峰補償后，應該向電網(wǎng)正式申報擬定的深度調(diào)峰負荷數(shù)值，并將負荷限制數(shù)據(jù)驗證說明作為附件，隨即完成深度調(diào)峰變負荷試驗，完成表5所羅列的項目。

表5 深調(diào)機組熱控自動檢查優(yōu)化項目表

深度調(diào)峰試驗的協(xié)調(diào)控制改造是一項系統(tǒng)工程，需要綜合考慮各項參控因素，重點包括計算模塊高低限重新修正、閉鎖保護限值優(yōu)化、深度調(diào)峰負荷區(qū)段協(xié)調(diào)控制和子系統(tǒng)自動控制調(diào)控品質測試、滑參數(shù)運行設定曲線確認等項目檢查。

為確保機組調(diào)節(jié)的安全性，深度調(diào)峰機組在50%額定負荷以下時可以適當降低AGC調(diào)節(jié)性能，對于協(xié)調(diào)控制中為了縮短鍋爐響應的燃料超前控制可以適當進行限幅或者去除，確保低負荷燃料的穩(wěn)定性。此次試驗，去除了協(xié)調(diào)燃料微分超調(diào)控制，增加了負荷指令調(diào)節(jié)三階慣性環(huán)節(jié)，增加該負荷區(qū)段負荷指令自動降速功能，設定1.1%額定負荷變負荷率，0.12 MPa/min變主汽壓力率，平緩調(diào)節(jié)爐側熱負荷，依據(jù)鍋爐響應時間滯后調(diào)節(jié)汽輪機側電負荷，減小燃料波動，安全高效地完成AGC下機組深度調(diào)峰低負荷調(diào)節(jié)(見圖3)。

圖3 深度調(diào)峰機組變負荷試驗趨勢

3 優(yōu)化措施

3.1 低負荷燃燒控制

在確定的深度調(diào)峰負荷區(qū)間內(nèi)宜展開燃燒控制優(yōu)化，通過合理控制爐內(nèi)配風量，可以控制鍋爐 CO 排放處于合理水平，降低NOx排放量。構建CO對于風量的需求模型(見圖4)[3]，采用模糊校正O2體積分數(shù)曲線，結合動態(tài)風煤校正模塊和風煤交叉限制的控制策略，完善鍋爐燃燒控制系統(tǒng)，調(diào)節(jié)CO排放質量濃度不超過9 mg/m3，SCR脫硝系統(tǒng)入口NOx排放質量濃度不超過300 mg/m3，保證鍋爐安全穩(wěn)定運行，有效提高鍋爐效率。

圖4 深度調(diào)峰機組低負荷燃燒控制優(yōu)化模型

3.2 尾部煙道溫度控制

該機組受限于SCR脫硝系統(tǒng)平均煙溫大于295 ℃的要求，擬定深度調(diào)峰負荷為40%額定負荷，但此時為中上層磨煤機組投運，且燃燒器擺角已擺至上限。因此應進一步了解SCR脫硝系統(tǒng)入口煙溫的變化規(guī)律，在協(xié)調(diào)控制邏輯中加入SCR脫硝系統(tǒng)入口煙溫低于300 ℃時閉鎖減鍋爐負荷的邏輯。

綜合考慮深度調(diào)峰補償效益和機組經(jīng)濟安全性后，若進一步探低深度調(diào)峰負荷，可實現(xiàn)寬負荷脫硝技術路線，加大機組調(diào)峰深度?？刹扇〉募夹g改造方案見表6。

表6 寬負荷脫硝技術路線對比

3.3 脫硝控制優(yōu)化

大量實踐數(shù)據(jù)說明：SCR脫硝系統(tǒng)入口NOx質量濃度應該控制在300 mg/m3以內(nèi)，否則脫硝噴氨系統(tǒng)耗氨量較大，在變工況時，容易造成較大的氨逃逸率，因此常規(guī)的基于物質的量比的單回路脫硝控制已經(jīng)難以滿足大負荷變化帶來的控制挑戰(zhàn)，在低負荷區(qū)燃燒優(yōu)化試驗后，將SCR脫硝系統(tǒng)NOx控制、低氮燃燒配風及分級燃盡風(SOFA)補償控制綜合考慮，實現(xiàn)NOx從低氮燃燒到配風抑制最后尾部煙道脫硝的三階脫硝控制。

4 結果分析

制定適合該機組的深度調(diào)峰負荷區(qū)間。該機組申報的40%額定負荷深度調(diào)峰負荷低限主要受限于尾部煙道溫度要求，后期靈活性改造可以通過防腐處理、分級省煤器等技術進一步降低深度調(diào)峰負荷。深度調(diào)峰負荷低限的選擇既要考慮經(jīng)濟環(huán)保又要保證機組運行安全，各機組依據(jù)不同的制約因素可選取不同的靈活性改造策略，最終“木桶短板”偏差趨近，找到安全與經(jīng)濟的平衡，達到最優(yōu)的負荷運行低限。

在低負荷下保證鍋爐效率。應開展燃燒優(yōu)化試驗，降低O2含量，穩(wěn)定燃料量，降低燃燒NOx排放量。

完善自動化控制。協(xié)調(diào)及子系統(tǒng)控制參數(shù)在深度調(diào)峰區(qū)間內(nèi)有較強的非線性特性，應獨立于前參數(shù)，單獨完成其優(yōu)化試驗。

完善深度調(diào)峰運行的安全措施。根據(jù)試驗數(shù)據(jù)，分析和確認各系統(tǒng)輔機低負荷運行方式和出力限值，重視深度調(diào)峰帶來的運行模式的轉變，形成有效的安全預控機制。

此次試驗并未考慮機組冬季供熱工況的負荷低限計算。實現(xiàn)熱電解耦的熱電機組，在供熱工況下，在鍋爐負荷低限下，調(diào)峰負荷低限可以進一步探低。

5 結語

通過對設計的深度調(diào)峰系列測試試驗，可以得到以下結論：

(1) 廠網(wǎng)安全及靈活性調(diào)峰一體化。

為確保調(diào)峰安全，電源點深度調(diào)峰負荷也不能一味求低，必須將深度調(diào)峰負荷區(qū)機組性能和電網(wǎng)靈活性能一體化考慮。電源點申報的調(diào)峰負荷深度應該由系列試驗數(shù)據(jù)作為依據(jù)并在電網(wǎng)備案，機組深度調(diào)峰測試試驗也應納入涉網(wǎng)試驗統(tǒng)一管理。

(2) 時效性評估。

隨著深度調(diào)峰工作的開展，調(diào)峰能力較弱的機組將會承擔較多的調(diào)峰費用。因此應本著“早改造早收益”和“深度調(diào)峰下機組效益和環(huán)保排放最優(yōu)化”的原則，盡早制定適合機組實際情況的靈活性改造優(yōu)化方案。

(3) 綜合效益尋優(yōu)。

根據(jù)火電機組特點和電網(wǎng)靈活調(diào)度的需求，應綜合考慮機組安全性、經(jīng)濟性和環(huán)保性，核算深度調(diào)峰的相關補償機制，評估機組改造投入產(chǎn)出效益，實現(xiàn)廠網(wǎng)能效共贏。