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火电燃煤机组深度调峰技术发展现状专业分析
时间:2017-12-25 09:42:14

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一、概述

由于我国新能源发电的迅猛发展,以及煤电产能的过剩,煤电的灵活性改造势在必行。当新能源在电网中的比例逐渐扩大时,对调峰电源的需求也逐渐升高,与新能源等电源相比,煤电具有较好的调峰性能。而对于以煤炭为主要一次能源的国家而言,高调节性的煤电厂就成为了最为现实的可行选择。

预计至少“十三五”前中期电力供需仍将延续总体富余、部分地区明显过剩的格局,电力消费增速减速换挡、煤电机组投产过多、煤电机组承担高速增长的非化石能源发电深度调峰和备用等功能的原因,火电机组尤其是煤电机组在未来几年持续低负荷运行或者深度调峰将成为常态。

二、定义

深度调峰就是受电网负荷峰谷差较大影响而导致各发电厂降出力、发电机组超过基本调峰范围进行调峰的一种运行方式;深度调峰的负荷范围超过该电厂锅炉最低稳燃负荷。(一般深度调峰的调峰深度为60%-70%BMCR)

三、政策支持

2016年6月28日、7月28日,国家能源局综合司发布《关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》,为加快能源技术创新,挖掘燃煤机组调峰潜力,提升我国火电运行灵活性,全面提高系统调峰和新能源消纳能力,在各地方和发电集团报来建议试点项目基础上,将丹东电厂等16个项目和长春热电厂等6个项目确定为提升火电灵活性改造试点项目。

2016年7月22日,国家发展改革委、国家能源局《关于印发<可再生能源调峰机组优先发电试行办法>的通知》(发改运行〔2016〕1558号)要求[5]  “逐步改变热电机组年度发电计划安排原则,坚持以热定电,鼓励热电机组在采暖期参与调峰”。

2016年11月7日,国家发展改革委、国家能源局发布《电力发展“十三五”规划(2016-2020年)》要求  “加强调峰能力建设,提升系统灵活性”、“全面推动煤电机组灵活性改造”。

2016年11月18日,国家能源局东北监管局批复[6]《东北电力辅助服务市场运营规则(试行)》,鼓励火电机组进行灵活性改造,提升调峰能力。其中第八十四条  【鼓励技改】指出火电机组进行重大技术改造参与调峰的,同等条件下优先调用其参与调峰。

2017年7月26国家能源局福建监管办日前印发了《福建省电力辅助服务(调峰)交易规则(试行)》。规则试行于福建省电网开展的电力辅助服务(调峰)交易。其中第十条:机组参与深度调峰成交的售出电量,根据成交价格获得经济补偿,不影响机组年度基数计划电量。

2017年10月19日,为落实国家能源局、山西省政府相关电力体制改革要求,激励发电企业参与调峰辅助服务,山西能源监管办印发《山西电力风火深度调峰市场操作细则》,文件自印发之日试行,2018年1月1日起正式执行。该细则适用于山西电网省调并网火电企业与可再生能源发电企业参与山西风火深度调峰辅助服务市场的交易行为。火电企业可通过参与深度调峰市场,获得深度调峰市场交易费用。

2017年11月1日,国家能源局发布了关于2017年二季度电力辅助服务有关情况的通报:涉及电力辅助服务补偿的发电企业数量共2725家,发电机组装机容量共14亿千瓦,补偿费用共28.19亿元,占上网电费总额的0.76%。从电力辅助服务补偿费用的结构上看,调峰补偿费用总额6.56亿元,占总补偿费用的23%;自动发电控制(以下简称AGC)补偿费用总额5.64亿元,占比20%;备用补偿费用总额10.84亿元,占比39%;其他补偿费用5.14亿元,占比18%。

四、影响深度调峰的技术因素及措施:

1.锅炉稳燃

当锅炉的燃烧工况远低于设计的最低稳定运行负荷时,炉膛的温度会急剧下降,导致煤粉的快速着火出现困难,进而引发火焰稳定性差,容易发生熄火、炉膛灭火、放炮等重大安全隐患。

锅炉出厂给定的最低稳燃负荷均是在燃用设计煤种条件所决定的,而实际情况锅炉最低稳燃负荷又受煤种变动等多种主要因素制约。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,燃烧工况会愈发恶劣,极易产生锅炉灭火的危险。

1.1煤种

近年来,部分地区煤炭资源日渐枯竭,煤价连年大幅攀升,发电企业为降低成本,经常直接燃用和混配偏离设计的煤种,增加了低负荷运行的风险。尤其是超临界锅炉当煤种频繁变化、混合不均时水煤比容易发生大幅度变化,致使主、再热汽温大幅波动,水冷壁甚至出现超温状况,严重时在低负荷下难以稳定运行,因此,应加强低负荷下配煤技术的研究,确保锅炉在低负荷下安全稳定运行。进行燃料灵活性研究,调研新型低成本燃料同时对燃煤掺配经济性进行研究,建立掺配模型。

1.2燃烧器

由于深度调峰接近或低于锅炉稳燃负荷,因此需选用有助于稳定燃烧的新型煤粉燃烧器。并在深度调峰过程中禁止进行吹灰、打焦等干扰燃烧工况的操作。

1.2.1煤粉预燃室燃烧器

这是我国研究最早、目前应用最广泛的新型煤粉燃烧器装置。预燃室燃烧器是由耐火材料或耐热钢板制造的前置燃烧室。

 

 1.2.2钝体燃烧器

它是在角置式煤粉燃烧器每个角一次风喷口出口处,设置一个非流线形物体——钝体,使煤粉气流在钝体的尾迹区产生回流,卷吸高温烟气,以利于燃料的着火和火焰的稳定。着火后的煤粉火炬在炉膛内组成四角切圆燃烧。

1.2.3火焰稳燃船燃烧器

其结构为在常规直流煤粉燃烧器一次风口内加装一个船型火焰稳定器,并在其中心设有点火小油枪。采用这种结构后,上煤粉气流绕过它以后射入炉膛,在离一次风喷口不远处形成一个束腰射流。在束腰部的两侧外缘形成高温、高煤粉浓度和有适当氧气浓度的区域,成为点燃煤粉气流的良好着火热源,从而稳定炉内燃烧。

1.2.4浓淡燃烧器

所谓浓淡燃烧器,就是采用将煤粉——空气混合物气流,即一次风气流分离成富粉流和贫粉流两股气流,这样可在一次风总风量不变的前提下提高富粉流中的煤粉浓度。

尽量在一次风喷口出口附近形成所谓“三高区”:局部高温、高煤粉浓度→浓淡分离、适当高的氧浓度。浓淡分离时,高浓度侧的作用:减少了着火热;浓度提高,提高了燃烧的化学反应速度;降低了着火温度;缩短了着火时间和着火距离→利于燃尽;提高了炉内火焰黑毒→强化了辐射吸热;降低了NOx的生成(还原性气氛)。

1)  离心式煤粉浓缩器

2)  百叶窗式浓淡型煤粉燃烧器

3)  挡块式水平浓淡型煤粉燃烧器

1.3烟气温度

由于锅炉低负荷运行时烟气温度降低,不能满足脱硝系统运行条件,环保设施不能正常投运。可优化制粉系统运行方式,调整火焰中心靠上,提高烟气温度;提高磨煤机出口温度;提高二次风温度;加装省煤器旁路烟道,减少省煤器吸热量,从而提高烟气温度,达到催化剂的运行温度要求。

目前丹东电厂已完成增设省煤器烟气旁路等改造,减轻了系统的调峰压力,并获得了经济效益和社会效益的双丰收。

2.汽轮机

2.1汽轮机水冲击

深度调峰过程中随着负荷的降低,燃料量的减少,汽温也随之会出现降低,尤其是在锅炉“干态”往“湿态”转变的过程中,容易出现蒸汽温度过热度不足,易造成汽轮机水冲击,因此深度调峰期间汽温调节建议:

(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、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。某电厂曾多次采取降低机组真空以及开启储水箱小溢流阀等手段实现调峰的目的,虽然此类手段会短暂牺牲机组的经济,但是与需要转湿态、转给水这些繁琐而且风险极大的操作比起来还是要实惠不少。

2.2给水流量波动

深度调峰过程中随着负荷的降低,抽汽压力以及给水流量也在不断的降低,而机组为了保护锅炉一般都设置了给水流量低保护,多厂在深度调峰期间已发生因运行人员操作不当造成机组跳闸,因此深度调峰期间给水调整建议:

(1)深度调峰过程中若机组负荷低要求对小机汽源切换,切汽源过程尽快在负荷高时进行,切换汽源时高辅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,要做好备用联启的准备,防止高辅、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,某厂已发生多次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。

3.辅机设备

燃煤发电机组在低负荷下长时间运行时,各辅机设备(包括风机和给水泵)均偏离了原来的设计工况,这将直接影响辅机系统的做功效率,可能引发风机的抢风和失速,进而导致喘振、跳闸等一系列安全问题。针对这一问题,目前主流技术是采用变频运行,该运行方式有助于提升燃煤机组在低负荷运行下的效率。

机组参与低负荷深度调峰运行时,因煤粉浓度的制约,必须2-3台磨煤机运行,因此跳停磨煤机或给煤机对机组的安全运行威胁较大,如处理不当将导致锅炉全火焰丧失(MFT)。为此,要进一步提高设备的可靠性,必须加强对辅机可靠性状态的分析和管理。

4.控制策略

优化协调控制策略,通过以往运行参数及运行经验,对不同煤种配比、不同的变负荷段、不同的变负荷速率及幅度进行负荷前馈量的修正,对动态和稳态工况下的参数进行单独设置,从而满足机组在变负荷过程中各参数的要求。脱硝系统由于存在大延迟大惯性,PID控制回路很难解决这种系统,尤其是在负荷波动大的时候,喷氨调门往往大幅波动而出口NOx依然超标,因此需要建立过程数据模型,搭建新型的过程控制策略,从而使脱硝系统能在深度调峰过程中稳定运行,符合环保数据要求。

5.供暖期间“以热定电”

某些热电厂由于供热能力的限制,冬季通常采用以热定电的方式运行,调峰能力受到热负荷的制约,因此需要对其进行热电解耦改造。

5.1蓄热罐

在机组高负荷运行时对蓄热罐进行蓄热,当需要调峰进行低负荷段运行期间,抽汽无法满足供热用户需求时,通过蓄热罐向供热用户输出热量。

5.2旁路补偿

通过机组旁路系统将蒸汽不通过汽轮机或不通过低压缸减温减压后送到供热用户端,减少输入到汽轮机中的供汽量从而满足深度调峰对电负荷的要求,而对因低负荷影响的供热不足问题也通过旁路蒸汽得以补偿。

目前延吉热电、临河热电厂均已完成切除低压缸进汽改造。通过低压缸零出力供热改造,实现电力生产和热力生产的解耦运行,显著提升热电机组的供热调峰能力。通过切除汽轮机的低压缸全部进汽,使得低压缸在真空条件下安全运行,从而达到不会因深度调峰时发电量受限而影响用户的供热需求。

5.3电锅炉

通过电锅炉将机组电负荷转化为热负荷,电锅炉接入热网中。既可以通过电锅炉消耗电负荷,也可以通过电锅炉补偿热负荷,可灵活使用进行调峰。

吉林白城发电公司是国家首批火电灵活性改造试点项目之一,目前已完成通过电锅炉进行的热电解耦改造。目前在开展风火替代的同时,积极参与深度调峰,为吉林省内新能源消纳作出了一定贡献。

五、结语

目前我国火电产能过剩,但火电作为发电重要主体地位短期内难以动摇。随着电改的不断推进,火电今后要转变以往的发展思路和生产方式;充分发挥火电调峰能力,接纳更多新能源进入电网,走高效化、集约化、清洁化的道路。

参考文献:600MW机组深度调峰操作及注意事项简述_李叔楠


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