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火电厂深度调峰安全性与经济性分析

发表时间：2021/3/26 来源：《电力设备》2020年第32期作者：宋科

[导读] 摘要：随着新能源电力系统不断推进，能源网络面临的调峰形势日益严峻。

        （安徽马鞍山万能达发电有限责任公司 243000）
        摘要：随着新能源电力系统不断推进，能源网络面临的调峰形势日益严峻。新常态下，频繁、深度调峰，尤其是高额煤价对火电机组发电效益提出了严峻挑战。本文通过从燃烧稳定、设备安全、机组效率等多方面考虑并提供了一定的措施应对，分析了火电机组参与深度调峰的安全性与经济性，为同类型机组调峰策略提供一定的参考价值。
        关键字：火电厂深度调峰安全性经济性
        1.目前火力发电机组相关概况
        截至2020年底，全国发电装机总量为22亿千瓦时，火电装机占比缩小至75.7％，为应对风电随机性与反调峰特性带来的严峻调峰形势，众多火电机组都通过电网调度参与到频繁、深度的调峰中来。近年来，我国火力发电相关设备年利用小时数呈逐年下降趋势，加上国家大力倡导低碳经济发展新模式，煤价增加致使火电成本大幅上涨，使得全国大规模火电企业出现亏损现象。为了鼓励火电机组参与区域深度调峰，不少地区也积极征求意见并逐步试行电力辅助服务市场运营规则，对参与调峰的机组给予一定补偿。也因此，探究火电机组参与调峰的安全性与经济性，从而选择参与调峰的策略成为各个火电企业的聚焦点。
        2.深度调峰过程中的安全性分析
        2.1锅炉燃烧稳定性变差
        对于设计为烟煤的锅炉最低稳燃负荷，一般均在30%BMCR，大致相当于33%的额定负荷，但是从运行的安全性角度出发，电厂控制的最低稳燃负荷一般在40%额定负荷，有的控制在50%额定负荷。深度调峰运行时，锅炉的燃烧工况远低于最低稳定运行负荷，炉膛温度下降，煤粉着火困难，火焰稳定性差，易熄火，存在炉膛灭火放炮的重大隐患。
        保证锅炉的稳定燃烧可以从以下方面进行风险管控：
        （1）加强配煤管理，改善入炉煤质，必要时储备优质煤种作为调峰时燃用煤种。
        （2）进行燃烧器和制粉系统优化改造，采用浓淡分离等技术提高燃烧器宽负荷调节能力，开展制粉系统分离器改造，提高低负荷时煤粉细度及均匀性，提高燃烧可靠性和机动调节灵活性。
        （3）低负荷精细化燃烧调整，密切监视燃烧器出口火焰温度、炉膛烟温、炉膛负压、炉膛出口氧量等参数，并根据参数变化情况及时对煤粉细度、一次风量、配风方式、磨煤机运行方式等进行调整，做好投油稳燃措施。
        （4）实施深度调峰智能燃烧优化系统改造、控制与保护逻辑优化升级改造，提高深度调控时机组协调控制品质。
        2.2锅炉受热面超温
        锅炉低负荷下炉膛火焰充满度较差，可能存在偏烧的现象，且工质流量低，水动力特性变差，易发生水冷壁等受热面超温现象，尤其当直流锅炉湿态转干态时其受热面超温现象较为突出。因此，深度调峰的机组需要开展锅炉水动力核算和受热面壁温偏差计算，以及相关的摸底实验，以确定锅炉安全运行的负荷下限。针对直流锅炉，需要通过水动力计算确定干态安全运行的最低给水流量。对于因热负荷偏差导致的受热面超温，可以通过调整配风方式，磨煤机投运方式等运行优化来缓解，必要时可进行受热面的材料升级。
        2.3蒸汽参数严重偏低
        蒸汽参数严重偏低将影响汽轮机的运行安全。一方面可通过配风、投运上层磨煤机等运行调整方式抬高火焰中心，如安徽淮南某超超临界机组四角切圆锅炉深度调峰至20%额定负荷时，投运底层A、B磨煤机，其主蒸汽、再热蒸汽温度分别为516.9、531.8℃，切换至中层C、D磨煤机运行时，维持其他运行参数基本不变，其主蒸汽、再热蒸汽温度分别上升至581.9、571.3℃；另一方面，针对蒸汽参数严重偏低且运行调整效果不明显的机组，可通过增加受热面、实施烟气再循环改造等方式来提高蒸汽参数。
        2.4空预器堵塞和低温腐蚀
        当机组长时间低负荷运行时，过量空气系数大幅增加，SO3与NOx生成量增多，而排烟温度低，易加剧空预器堵塞和低温腐蚀。针对这种情况，需降低氨逃逸率和提高空预器的冷端综合温度，开展喷氨优化调整与控制，低负荷下通过投运暖风器、热风再循环等方式提高空预器入口风温，或采取暖风器与低温省煤器联合系统，利用烟气余热加热冷一、二次风，将空预器入口风温提高至50~70℃，缓解空预器堵塞和低温腐蚀的同时，提高机组运行的经济性。另外，还要加强停炉后空预器的清洗工作。
        2.5尾部水平烟道积灰
        锅炉深度调峰至35%额定负荷以下时，水平烟道风速降低至5m/s以下，烟道积灰将趋于严重，长期低负荷运行需要考虑烟道积灰后烟道载荷增加，开展烟道结构强度和基础校核，必要时增加除灰清灰装置。
        另外，锅炉的低负荷下运行时间长，负荷低，炉温低，燃烧不完全，加之烟气流速低，使含有可燃物的飞灰易在对流烟道内积存，同时烟气中有较多的过剩氧，为发生烟道再燃烧创造了条件。目前防止低负荷水平烟道积灰燃烧的主要措施有加装蒸汽吹灰器，加装压缩空气风帽，增加落灰斗等。
        2.6威胁汽轮机主机的安全运行
        低负荷下蒸汽参数波动大，偏离设计值较多，从而影响汽轮机运行安全，具体表现有汽轮机胀差变大、振动大、低压缸排汽温度高、加热器疏水不畅等。
        （1）机组深度调峰降负荷过程中，由于转子冷却比汽缸快，容易出现负胀差的情况。运行过程中应控制降负荷速率，胀差较大时须采用加热装置向汽缸夹层和法兰通冷却蒸汽。
        （2）低负荷下排汽温度高则主要受鼓风摩擦的影响，没有足够的蒸汽将产生的热量带走，此时需通过猴缸喷水减温装置向汽轮机排汽中喷入高度雾化的减温水来实现降温。
        （3）低负荷下低压加热器疏水不畅主要是受低负荷下相邻两段抽汽压差小，两级加热器之间压差小的影响所致，此时需要对低加疏水管道进行改造，减少两级加热器之间疏水管道的阻力。
        2.7氮氧化物及烟尘排放超标
        低负荷时脱硝装置入口的烟温降低，低到一定程度后脱硝设备退出运行，因而在低负荷情况下会导致氮氧化物超标排放，无法满足环保要求。同时由于脱硝系统的催化剂对运行环境有严格的要求，长期低负荷运行，锅炉排烟温度低，会造成脱硝催化剂的使用寿命大幅缩短。
        深度调峰时，机组低负荷运行时，烟气温度降低，静电除尘器随着烟气温度的降低而除尘效率提高。但是当负荷降低到一定极限后，除尘器内烟气温度低于烟气露点时，腐蚀性物质会腐蚀除尘器的内部设备，影响设备正常运行。
        针对深度调峰提高脱硝装置及静电除尘器入口烟温的改造技术，目前应用较为广泛的是采取省煤器外部烟气旁路方案。其思路是从省煤器入口区域分流一部分未经省煤器吸热的高温烟气直接引至脱硝入口与另一部分烟气汇合，从而提高脱硝装置的入口烟温。其优点一方面是省煤器外部烟气旁路调整灵活，烟温提升幅度大，基本可实现机组并网前投入脱硝；另一方面改造投资相对较低，唯一的不足就是旁路烟气挡板开启时，排烟温度将升高，锅炉热效率有所降低。
        3.深度调峰过程中的经济性分析
        深度调峰时机组低负荷运行，各辅机设备偏离设计工况，直接影响辅机的做功效率，增大了供电煤耗、厂用电率；同时，辅机的电动机功率因数减小，导致电动机损耗相对增加，也增加厂用电率。锅炉排烟温度更低容易发生空气预热器腐蚀堵塞，风烟系统阻力增大会影响机组的经济性。低负荷运行不仅对经济性影响，也会造成安全方面的风险，例如锅炉风机负荷过低，可能带来风机的抢风和失速，进而发生喘振、跳闸。以下以湖南省内某电厂的一台300MW亚临界参数机组和一台600MW超临界参数机组为例，对火电机组在深度调峰的运行经济性进行具体数据分析。
        3.1深度调峰供电煤耗分析
        供电煤耗可分为设计供电煤耗、试验供电煤耗和运行供电煤耗。其中设计供电煤耗为机组在设计条件和额定负荷时的煤耗保证值，试验供电煤耗指机组在保证条件下的煤耗试验值，运行供电煤耗则指机组实际运行中的煤耗统计值。可见运行供电煤耗直接影响电厂成本。
        在实际运行中，负荷率是对机组供电煤耗影响最大的因素之一，不同参数、型式机组存在一定差异，但总体变化趋势相同。表1—4给出了两台机组负荷率对其热耗、锅炉效率厂用电率和供电煤耗的影响，表1中为每100kJ热耗对供电煤耗的影响，表2、3中为每1%锅炉效率对供电煤耗的影响。
                                                              表1 机组负荷率对汽轮机热耗的影响

表2 机组负荷率对锅炉效率的影响

表3 机组负荷率对厂用电率的影响

                                                                    表4 机组负荷率对供电煤耗的影响

        从表4可知，300MW亚临界机组50%、40%、30%负荷率工况下供电煤耗分别较额定负荷工况升高25.28g/kWh、43.66g/kWh、70.12g/kWh；600MW超临界机组50%、40%、30%负荷率工况下供电煤耗分别较额定负荷工况升高29.25g/kWh、46.04g/kWh、73.32g/kWh。
        3.2深度调峰对运维成本及耗油分析
        机组频繁参与深度调峰，相关主辅机、阀门附件等设备折旧速率增加，同时将深度调峰带来的跳机等风险计入经济损失，使得300MW亚临界、600MW超临界单台机组因深度调峰而增加的运维成本分别约420万元/年、540万元/年。按单台机组参与深度调峰频率100次/年和6h/次计算，深度调峰增加成本分别约7000元/h、9000元/h。负荷越低，风险经济成本越大，不同负荷率下300MW亚临界机组深度调峰增加成本约为50%负荷率4000元/h，40%负荷率7000元/h，30%负荷率10000元/h;不同负荷率下600MW超临界机组深度调峰增加成本约为4000元/h(50%负荷率)，9000元/h(40%负荷率)，14000元/h(30%负荷率)。
        目前湖南省内火电机组基本可以实现40%以上负荷不投油稳燃，在30%负荷时通常需投入1—2支油枪，耗油0.4t/h，耗油成本约3200元/h。根据以上分析，300MW亚临界、600MW超临界机组在深度调峰时，不同负荷率下增加的供电成本见表5，其中标煤单价按900元/t计算。
                                                                         表5 深度调峰时增加的供电成本

        3.3深度调峰补贴收入分析
        根据目前湖南省相关补贴标准，300MW和600MW容量机组在不同深度调峰负荷下的补贴收入见表6。将厂用电量从调峰电量中扣除时，补贴收入将相应减少。
                                                                         表6 深度调峰补贴收入

        3.4深度调峰盈亏分析
        根据以上的计算和分析，在当前补贴标准下火电机组调峰盈亏情况见表7，其中负数为亏损，正数为盈利。
                                                                        表7 调峰机组盈亏分析

        根据表7可做机组深度调峰时盈亏曲线，如图1所示。由图1可知，在当前补贴标准下，由于火电机组在深度调峰运行时成本明显上升，300MW机组基本处于亏损状态，600MW机组在接近30%负荷率时有可能实现盈亏平衡。此外，当前启停调峰补贴标准为300MW机组36万元/次，600MW机组72万元/次。而根据运行统计，300MW、600MW机组极热态启停成本分别约为60万元/次、90万元/次，从启停调峰补贴而言，火电机组仍处于亏损状态。

        4.结语
        为最大限度地接纳风能、光伏等新能源，合理调配电网结构，火电厂深度调峰运行已是当前火电机组的必经之路，对于深度调峰过程中出现的问题大家也在不断摸索和总结。燃煤机组深度调峰低负荷运行势必将成为常态，本文通过对机组设备的安全性与经济性分析，帮助各单位寻求最适合机组自身特点的安全、经济低负荷运行方式，并且通过实例数据分析对火电机组深度调峰的经济性进行了详细的分析，并结合目前的补贴政策，对火电机组深度调峰运行成本进行统计计算，仅为同行提供参考性建议。
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