火电机组调峰裕度的影响因素研究

王 凯，黄葆华，司派友

(华北电力科学研究院有限责任公司，北京 100045)

0 引言

随着科技的进步和工业的发展，社会对电能的需求不断地增长，电网容量不断扩大，我国的用电结构也不断发生变化，水电、风电、核电被大规模引入电网。水电风电等新型能源引入电网之后加剧了电网的峰谷差，使调峰成为电网运行的难题。各大电网的峰谷差日趋增大，根据国家电力公司统计数据，2001年各大电网的平均峰谷差率己经达到60%上，华北电网更是高达67.5%，而20年前全国平均只有38%左右［1］。尖峰负荷时电网调峰容量不足，不得不拉闸限电，低谷时容量又过剩。调峰问题急需解决。我国各大电网的组成一般都以火电为主，火电机组主要承担电网调峰任务。为了适应今后供电形势发展的需要，大型火电机组应是承担电网调峰的主力机组［2］。

1 火电机组调峰方式分析

从国内外调峰的现状来看，大型火电机组主要采用以下四种调峰运行方式［3］:

(1)低负荷调峰运行方式:通过改变机组负荷来满足系统调峰需要，一般采用定压——滑压——定压的方式运行;

(2)启停两班制调峰运行方式:机组白天满负荷运行、晚间停机6～8 h，早上再热态启动。此调峰方式调峰幅度比较大，但运行时操作复杂，该调峰方式对设备的寿命损耗较大;

(3)少蒸汽无负荷调峰运行方式:夜间在电网负荷低谷时将机组负荷减到零，但不与电网解列，吸收少量电网功率，使机组仍处于额定转速旋转热备用的无功状态;

(4)低速旋转热备用调峰运行方式:这种方式是在减负荷至零后同电网解列，锅炉燃油维持5%左右的负荷，并向汽轮机通入低参数蒸汽，使之在第一临界转速以下的低速状态下运转，并维持较高的温度水平。

上述四种调峰方式中，低负荷调峰方式是较为常用的一种调峰方式，该调峰方式具有安全性好、机动性高、事故发生概率低的优点，且改造工作量较小或无需进行改造，但调峰的裕度不如其他三种调峰方式，低谷时间长时经济性变差。火电机组在低负荷调峰方式下的调峰裕度主要受锅炉方面燃烧稳定性和水循环安全性等因素的影响。

2 影响调峰裕度的主要因素

2.1 锅炉燃烧稳定性的限制

锅炉内燃烧过程复杂多变，受到许多因素的影响，如煤质、煤粉浓度细度、一次风、二次风的风温和风速［4］等。

在低负荷调峰运行方式下，锅炉的炉膛热强度较弱，其适应工况变动的能力也较弱，一个小的扰动就有可能使燃烧工况不稳定，从而导致锅炉灭火，煤质太差或煤质突变、混煤不均也可能导致灭火的发生。此外磨煤机跳闸、制粉系统启、停过程中调整不当都会对对炉内燃烧工况造成较大影响［5］。

锅炉低负荷运行可能灭火时，须投油助燃。其不投油助燃的最低负荷与煤种有关，具体的值与燃料发热量大小有关［6］。发热量低的取下限，发热量高的取上限。

2.2 锅炉水动力安全性的限制

2.2.1 自然循环锅炉

定压运行下，低负荷时循环流速降低，可能出现循环的停滞或倒流;变压运行下，循环流速随负荷的增减可能变化不大。但是变压运行时的压力变化率和最低极限压力对水循环安全性有影响，一般按照变压运行的允许负荷变化率来推定允许的压力变化率。一般规定的正常循环流速界限值0.2～0.3 m/s，一般燃煤锅炉的水动力最低安全负荷可低到50%，有集中下降管的要比分散下降管的安全负荷更低［7］。有研究人员对锅炉水循环进行CFD模拟，结果表明:50%负荷以上水循环可靠，传热特性良好;40%负荷循环流速有波动，但水循环可靠;30%负荷下循环流速低，不宜长期运行［8］。水循环的理论计算有一定的近似性，存在误差，要把理论计算和试验结果结合起来。200 MW自然循环炉现场试验数据表明，在40%、30%、20%和10%负荷下壁温测点均未出现超温，但在30%负荷以下出现循环停滞和循环倒流，某些管子流速较低，易发生管内盐份沉积，不宜运行［9］。

2.2.2 强制循环锅炉

强制循环锅炉比自然循环锅炉多了炉水循环泵。强制循环的锅炉启动及变负荷速度相对较快快，适于参与频繁调峰。低负荷时要保证受热面和泵的循环工作可靠性，不能出现停滞、倒流，且炉水循环泵不发生汽蚀，低循环倍率管壁温度不能超温(发生膜态沸腾)。此外，负荷变化过快，锅炉升温升压率高时，泵会受过大的热应力而损坏。

2.2.3 直流锅炉

其结构与自然循环炉不同，由盘绕上升水冷壁和垂直上升水冷壁组成，之间由过渡段水冷壁及过渡段集箱连接。直流锅炉的水冷壁水动力特性要比亚临界汽包锅炉更为复杂，低负荷时要保证可靠的温度工况:水动力特性稳定单值有足够陡的特征;没有管间和屏间的流量脉动;金属壁温正常;垂直管屏结构无停滞倒流［10］。在升负荷及燃烧工况切换时，由于制粉系统和油枪的频繁启停，使炉膛水冷壁热负荷有强烈的波动，炉膛水冷壁出口汽温和给水温度短时间内有大幅度的波动［11］。变负荷运行时，上辐射区可能发生管子超温爆管事故。负荷越低，受热最强的那面墙的上辐射区易发生管子超温爆管事故。600 MW直流锅炉基本是按考虑调峰设计的，锅炉能带基本负荷并具有一定的调峰能力。300 MW直流锅炉水动力试验表明，直流锅炉水动力在50%～100%负荷之间是安全的。经济地参与调峰运行是可行的［10］。但在30% ～40%负荷下为干态与湿态的转换阶段，启停时不能长期停留。

2.3 防止空气预热器低温腐蚀的限制

低负荷时，过热汽温与再热汽温降低。排烟温度降低和空气过量空气系数增加，烟气中SO3浓度上升，露点温度显著提高，而此时空气预热器冷端壁温显著降低，若低于露点温度以下，可能会发生低温腐蚀［12］。

2.4 锅炉辅机的限制

2.4.1 水泵

按照设计，强制循环锅炉一般投运3台炉水泵中的2台就能带满负荷运行，另1台泵可作为备用。低负荷时炉水循环泵进、出口压差小，可能发生汽蚀，要看净正吸入压头(NPSH)是否满足要求。根据泵的铭牌参数计算汽蚀对负荷幅度的限制。影响炉水循环泵进、出口压差的主要因素有［13］:

(1)运行泵台数相同，汽包压力越高，压差越小。这是由于炉水温度高，水的密度小，质量流量小，流速低，引起汽水循环阻力变小;

(2)当汽包压力相同时，运行泵台数越少，压差越小。这是由于循环流量减少所致;

(3)当汽包压力相同时，汽包水位越低，压差越小。这是由于水位对泵的通流量有较大影响。

2.4.2 风机

包括引风机、送风机。引风机的工作环境恶劣，故障率较高。主要故障包括:风机震动、轴承过热及漏油等［14］。机组正常运行调整时，增加或降低风机出力调整不平衡，会使风机进入不稳定工况运行。锅炉在低负荷运行期间，运行人员调整双侧风机出力不匹配，导致风机进入低负荷不稳定区域，产生喘振。风机对负荷变化影响不大，不是限制负荷变动的关键因素。

2.4.3 磨煤机

现役运行的大型机组的制粉系统多为中速磨正压直吹式，直吹式制粉系统中磨煤机对机组负荷的影响较大，磨煤机出力随锅炉负荷而变化，其变化范围取决于磨煤机的型号、煤的性质、煤粉细度，碾磨部件的磨损情况及运行中碾磨压力［15］。磨煤机有最小出力的限制，负荷不能过低，中速磨煤机不适宜总在低负荷下运行。在启停调峰升或变负荷，燃烧器应对称地投入，并注意调好煤粉细度，风煤比按曲线调整。在低负荷运行时，炉膛热负荷低，容易灭火，首先应注意保持燃烧的稳定性及对汽温的影响，其次才考虑经济指标［16］。ZGM95G中速磨最小通风量大多规定为额定通风量的70%左右，磨煤机的最低出力则规定为额定值的40% ～50%，最小出力一般能降低到额定出力的40%而维持正常运行。低于最小出力运行会出现强烈磨损和振动［17］。负荷下降不多时，尽量多投入磨煤机台数，保持单台给煤机低转数，避免一次风机超限，限制运行磨煤机的最低负荷在75%以上。当锅炉负荷下降很多时，应逐台停磨［15］。

3 不同炉型及参数的调峰裕度

虽然锅炉的最低稳燃负荷一般由最低稳燃试验确定，但通过分析多个电厂的运行手册和锅炉说明书，可以得出一些统计规律。我国目前现役的机组主要为200/300/600/1 000 MW机组，锅炉的循环方式包括自然循环、控制循环和直流。200/300 MW低参数机组的锅炉主要是自然循环锅炉，少数为控制循环炉。机组投产时间较早，大都是按带基本负荷设计的，不适于频繁启停，而且若负荷低谷时间较短，也不宜两班制运行，比较适合低负荷调峰方式［18］。200/300 MW机组普遍稳燃能力差，低负荷稳燃性能难以满足调峰要求。某些200 MW锅炉在进行稳燃改造前变负荷幅度很小，70%左右负荷时就需要投油。部分机组进行一些稳燃改造后，受经济性和锅炉燃烧稳定性及水动力安全的影响，最低负荷能下降到50%左右的额定负荷。600/1 000 MW锅炉一般为控制循环炉或直流锅炉，按带基本负荷并具有一定的调峰能力进行设计。一般设计不投油最低稳燃负荷为35%额定负荷，考虑各因素限制最低不投油负荷为40%左右额定负荷。

4 结论

火电机组参与调峰是可行的，且常采用的是低负荷调峰运行方式。机组的调峰裕度主要受锅炉侧参数的限制，即锅炉燃烧稳定性、水循环安全性和锅炉辅机的限制。多个电厂的运行手册显示，200/300 MW低参数机组在进行稳燃改造后，最低不投油稳燃负荷可以降到50%MCR，600/1 000 MW锅炉最低不投油负荷为40%MCR左右，1 000 MW机组作为国内目前最高参数的火电机组，一般不用其进行调峰。

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