1 000 MW机组深度调峰技术分析与设想

0引言

由于环保要求不断提高,风电、光伏等新能源装机规模不断增加,这些电源属于非优质电源,发电不稳定,受外界环境干扰较大,而电力不能储存,发、用电必须平衡。为了不影响电力用户,当风电或光电发电增、减时,电网中必须有其他方法或调整手段与之配套反向减、增变化^[1]。

目前解决的方法主要有:

1)抽水蓄能电站;

2)大型电池蓄能电站;

3)火电厂深度调峰^[2]。

原火电厂的设计调峰能力为100%至50%, 目前深度调峰能力逐渐提升,已由100%至40%发展到100%至30%,且20%额定负荷深度调峰已成为火电厂的发展趋势^[3]。

140%深度调峰

1.1 深度调峰问题

40%深度调峰与正常减负荷至500 MW的不同:两台汽引小机无法对外供热。

机组对外供热系统图如图1所示。

W=dΔhη    (1)

式中:W为小机功率;d为小机进汽流量;Δh为小机烩降;η为小机效率。

从公式(1)分析:如果保持对外供热,则排汽压力在1.0Mpa以上,但进汽压力随着负荷下降而降低,则Δh下降;如果保持功率不变,则需要d增加,但这受进汽管道调门限制,当进汽调门开度大于70%时,就无法增加,做功能力下降。因此,为保证引风机做功,只能降低排汽压力,提高Δh,即停止对外供热。

汽泵小机转速太低。随着负荷的下降,汽泵小机转速逐步下降,当转速降到2800 r/min时,会跳泵控自动。

1.2深度调峰汽机问题的解决方案

针对汽引小机无法对外供热,通过冷再供热提高供热流量,将汽引排汽回收至除氧器和辅汽。汽引排汽至除氧器调门开度如图2所示。

汽引排汽至除氧器会带来以下问题:除氧器压力太高。除氧器压力高会导致除氧器超压,汽引小机排汽压力高以及高加疏水不畅。因此,要尽量降低除氧器压力,可关小四抽至除氧器供汽门,为保持流通,开度大于10%;同时将#3高加疏水切至危及疏水运行。

汽引排汽至辅汽会带来以下问题:1)辅汽用户少,排汽量大,压力高;2)汽引排汽供辅汽,受排汽压力影响较大,压力大幅波动。因此,可增加辅汽用户量,一台汽泵小机切或掺辅汽运行;减少其他辅汽供汽流量,可暂时停止邻机冷再供辅汽汽源。同时,尽量提高汽引排汽压力与辅汽压力的差值,即提高排汽压力,降低辅汽压力。

针对汽泵小机转速低,可增加汽泵小机的负荷:开启汽泵再循环或锅炉主给水切旁路,提高给水压力。

2 30%深度调峰

2.1脱硝入口烟气温度低

我公司1000 MW机组采用选择性催化还原法(SCR)脱硝装置。在设计煤种及校核煤种、锅炉最大工况(BMCR)、处理100%烟气量条件下,脱硝效率不小于80%。其反应产物为对环境无害的水和氮气,但只有在800℃以上的条件下才具备足够的反应速度,工业应用时需安装相关反应的催化剂,在催化剂的作用下其反应温度降至400℃左右,锅炉省煤器后温度正好处于这一范围内,这为锅炉脱硝提供了有利条件^[4]。

随着负荷的逐步降低,脱硝入口烟温也逐步降低。SCR入口烟温过低时,不仅无法投入脱硝系统,也有可能导致运行中的脱硝系统跳闸退出运行。

2.2增加省煤器旁路系统

宽负荷脱硝系统包含两个管线:省煤器给水旁路管线、热水再循环管线。给水旁路管线,自主给水管路上引出旁路管道,将此旁路管道接入省煤器出口集箱连接管,并配有相应的旁路闸阀等相关设备来控制省煤器旁路流量;热水再循环管线,可细分为湿态循环管线(利旧整套原有启动系统管道,将分离器储水箱的热水返送至省煤器入口)和干态循环管线(利旧炉水循环泵,新增一条从省煤器下降管至炉水泵入口的热水再循环管线)^[5]。省煤器旁路系统图如图3所示。

2.3 关小汽轮机中压调门

当机组深度调峰时,为保证机组对外供热流量,此时会进行压中调操作,从而提高汽引小机进汽压力,保证汽引小机能够对外供热。如机组深度调峰需要压中调,正常在500 MW时,先压中调至50%;随着机组负荷下降和(冷再)对外供热流量增加,当汽引小机调门开度大于75%时,可继续压中调,每次2%,两侧压中调交替进行;机组压中调,保证汽引小机调门开度在70%~75%即可,正常中调开度<30%;如需要提高汽引小机排汽压力、增加冷再供低压(或次中压汽)流量,应检查汽引小机调门开度<70%,否则应先压中调,让汽引小机调门关小后再操作。中压调门变化曲线如图4所示。

机组压中调控制参数:1)压中调速率:①60%开度以上,每次调整10%;②60%至50%开度,每次调整5%;③50%开度以下,每次调整2%。2)高排温度< 370℃。3)低压缸进汽压力大于报警值(DEH压调门画面上)。4)汽引小机调门开度<80%。

机组压中调深调,应做主机高排温度、汽引小机调门开度、汽引小机排汽压力、冷再供低压和次中压汽流量的实时曲线,并加强监视,发现异常及时调整。其中高排温度变化曲线如图5所示。

3 20%深度调峰的设想

3.1 是否转湿态运行

在正常启停机的过程中,20%负荷一般锅炉都处于湿态,因此进一步的深度调峰首先要思考是否需要由干态转至湿态运行,如果转湿态运行,有几个棘手的问题:1)操作多,工作量大;2)湿态给水控制逻辑复杂,CCS自动较难建立;3)分疏箱水位控制与给水逻辑的匹配;4)转态后汽温下跌较多。

不转态的话,又需考虑以下问题:省煤器出口流量低,正常情况下,20%负荷时,省煤器的出口流量将低于900 t/h,与MFT保护定值800.1 t/h相当接近,同时过低的省煤器出口流量可能会引起水冷壁进水不均导致热偏差,部分水冷壁出口会饱和。需要将锅炉的蒸发量带上来,保证省煤器的出口流量稳定在900 t/h以上,这有两条途径:一是加大对外供热,二是开高旁。

3.2汽引出力受限

30%深度调峰时汽引出力基本已达到边界值,此时再热器压力已不足1.5 MPa,进一步深度调峰时,已不能满足汽引小机的运行,除非开PCV阀排大气或是启动电引停用汽引,这都不太可取。

3.3着火的稳定性

30%深度调峰时不投油的燃烧稳定性可以保证,但三磨运行只带200MW的负荷,煤量基本要靠下限,燃烧的稳定性要进一步验证。而20%深度调峰,不投油估计很难,除非进一步增加锅炉的热负荷。

4结束语

目前电网深度调峰要求愈来愈高,而深度调峰技术探析较少,随着火电机组的不断发展,深度调峰技术必将日趋完善。本文针对目前百万机组运行状况,通过增加省煤器旁路系统提高脱硝入口烟气温度、关小汽轮机中压调门解决无法供热问题,很好地解决了30%深度调峰时遇到的问题,并对20%深度调峰进行可行性分析。本文技术手段能够广泛应用于火电机组的深度调峰。

[参考文献]

[1]高雷.某660 MW超超临界工程深度调峰改造技术方案[J].锅炉制造,2024(3):28-30.

[2]贾志军,范伟,任少君,等.600MW亚临界机组长时间深度调峰燃烧稳定性研究 [J].发 电技术 ,2024,45 (2):216-225.

[3]刘娇.某300MW机组20%深度调峰接力全工况脱硝改造实践[J].现代工业经济和信息化,2024,14(3):239-241.

[4]薛剑琦.燃煤机组深度调峰技术的应用研究[J].现代制造技术与装备,2024,60(3):1-3.

[5]王学华,姚力,陈学州,等.超超临界百万机组20%负荷深度调峰运行试验研究[J].能源与节能,2024(1):1-6.

2024年第20期第2篇