火力发电机组深度调峰试验及优化

王 立， 王燕晋， 李战国， 宋洪鹏， 周红梅

(1. 华北电力科学研究院 西安分公司， 西安 710065;2. 华北电力科学研究院有限责任公司， 北京 100045)

近年来，随着我国发电结构和用电结构的不断变化，电网的调峰问题日益突出。为协调电力区域供需不平衡，增强电网调峰灵活性，深化智能电网建设，对占全国发电量 73.93%的火力发电机组深度调峰能力进行挖掘就显得尤为重要[1]。火力发电机组日常调度负荷很大程度上取决于低负荷稳燃、环境排放、尾部烟气温度、低负荷机组效率、热电解耦限制等因素；因此，一套完善的火电机组深度调峰测试方案应考虑到安全性、经济性和环保性，并能为机组灵活性技术改造和控制优化提供参考。

笔者以某电厂350 MW供热机组为研究对象,依次完成低负荷稳燃试验和低负荷段排烟温度测试，对脱硝自动控制、风煤动态配量、协调升降负荷率、低负荷一次调频等进行了研究, 根据现场实测数据，最终确定机组深度调峰方式和负荷调节深度。

1 机组概况

该电厂为350 MW亚临界一次中间再热燃煤凝汽式机组，亚临界控制循环燃煤汽包锅炉，一次中间再热、单炉膛、双切圆燃烧、钢架全悬吊结构、半露天布置、固态排渣煤粉炉。锅炉额定蒸发量为1 052 t/h，过热器额定压力为17.2 MPa，过热蒸汽温度为541 ℃。机组分布式控制系统(DCS)为美国美卓自动化公司(Metso)的Maxdna分散控制系统，2台机组在2014年分别进行低氮燃烧器改造、低温省煤器改造、脱硫增容改造、湿式电除尘改造等。

锅炉原设计燃用晋北烟煤，目前较为稳定的锅炉燃煤以神华煤、准格尔煤掺烧为主，掺配比例为m(神华煤)∶m(准格尔煤)=7∶3，采用炉外掺配，其元素分析见表1。

表1 煤种的元素分析 %

2 试验方案

设计燃煤机组深度调峰试验流程见图1。

图1 深度调峰系列试验流程图

试验分为两个阶段：第一阶段完成深度调峰低限负荷稳燃试验、低负荷段排烟温度测试等试验，依据试验数据限定机组负荷低限，并报备电网作为运营机组深度调峰负荷范围幅值设定的依据；第二阶段完成深度调峰负荷段内的自动发电控制(AGC)和一次调频功能优化，确定深度调峰负荷段机组负荷变化率，最后完成机组正常负荷调度扩展，实现深度调峰功能。

2.1 调峰负荷低限深度测试

试验前检查油枪及投入条件，退出选择性催化还原(SCR)脱硝系统入口烟温保护，监测CO质量浓度、SCR脱硝系统入口NOx质量浓度、排烟温度、磨煤机出口粉管煤粉细度等重要参数。试验在50%额定负荷段以下展开。

适当增大燃烧器摆角，以保证主蒸汽(简称主汽)温度达到或接近设计值；试验过程中保持中层磨煤机组运行，视情况切换至上层磨煤机组以提高火焰中心和炉膛出口温度。

在不投入微油或大油等油枪的稳燃工况下，确保拟定锅炉负荷燃烧稳定，负压波动正常，火检无闪烁，锅炉三大风机和中上层磨煤机均运行稳定，参数正常，满足稳燃要求。各金属受热面壁温正常，减温水量足够，不存在超温现象。175 MW负荷时主汽温度、再热蒸汽(简称再热汽)温度分别为543 ℃、542 ℃，均能达到设计值；140 MW负荷时主汽温度、再热汽温度分别为543 ℃、534 ℃，再热汽温度偏低；若主汽流量测量和给水流量测量不存在明显非线性偏差，给水自动控制尽量保持在三冲量控制，风烟系统制粉系统保持调节稳定，在保证安全裕度的同时适当放开燃料低限和风量限制。记录低负荷区间主要辅机状态、燃料低限，评估机组的安全性，为机组控制参数调整备用。

2.2 低负荷段排烟温度测试

稳定拟定的目标负荷(140 MW)30 min，使用网格法在SCR脱硝系统入口进行烟气温度的测量，并和DCS显示温度进行对比(见表2和表3)[2]。由表2和表3可知：A侧、B侧SCR脱硝系统入口烟温总体上均呈现出从前墙到后墙不断降低，从两侧向中间不断升高的规律；SCR脱硝系统入口烟温在不同负荷工况下的最高点和最低点位置基本不变，且烟温偏差随负荷下降；在拟定的目标140 MW负荷下，A侧有3个点温度低于295 ℃，B侧有4个点温度低于295 ℃，但每侧的平均温度均高于295 ℃，不影响SCR脱硝系统的正常投运。

表2 A侧SCR脱硝系统入口烟温实测分布(A侧向B侧均分4点) ℃

表3 B侧SCR脱硝系统入口烟温实测分布(B侧向A侧均分4点) ℃

经检查，SCR脱硝系统入口在线温度测点每侧3个均安装在靠近烟道后墙(最深)，正好是温度分布较低的位置，因此DCS显示值比实测平均值偏低。根据代表点平均值与实测平均值的偏差(见表4)，机组后期调用更具代表性且能反映整个截面温度分布的在线测点进入保护逻辑，并在温度较低时协调控制逻辑中闭锁减锅炉负荷。

表4 SCR脱硝系统入口烟温实测值和DCS显示值的对比

2.3 SCR脱硝系统入口NOx测试及调整

同样使用网格法在SCR脱硝系统入口进行烟气NOx质量浓度和O2体积分数的测量，测点网格分布在SCR脱硝系统入口处，从B侧到A侧，从浅至深。由SCR脱硝系统入口实测数据(图2)可知：A侧、B侧SCR脱硝系统入口NOx质量浓度和O2体积分数分布较为均匀，A侧NOx质量浓度及O2体积分数较B侧偏高，A侧、B侧O2体积分数和NOx质量浓度的平均值分别为6.9%和408 mg/m3、6.1%和358 mg/m3。

图2 140 MW负荷SCR脱硝系统入口NOx质量浓度及O2体积分数分布

依据实测数据，随即展开适当降O2配风调整，修正拟定的目标负荷下风量燃料配量曲线，力争将NOx质量浓度降低至300 mg/m3，减小脱硝控制压力。

2.4 协调控制改造

完成深度调峰负荷稳定燃烧及优化配风试验后，根据GB/T 10184—2015 《电站锅炉性能试验规程》进行了175 MW和140 MW负荷的锅炉效率试验，进风温度修正后锅炉效率偏量Δηcr,a为-0.56%。

机组在经济、环保和能效方面理论上已经确定了深度调峰负荷目标值的验证工作，综合评估能效损失和深度调峰补偿后，应该向电网正式申报拟定的深度调峰负荷数值，并将负荷限制数据验证说明作为附件，随即完成深度调峰变负荷试验，完成表5所罗列的项目。

表5 深调机组热控自动检查优化项目表

深度调峰试验的协调控制改造是一项系统工程，需要综合考虑各项参控因素，重点包括计算模块高低限重新修正、闭锁保护限值优化、深度调峰负荷区段协调控制和子系统自动控制调控品质测试、滑参数运行设定曲线确认等项目检查。

为确保机组调节的安全性，深度调峰机组在50%额定负荷以下时可以适当降低AGC调节性能，对于协调控制中为了缩短锅炉响应的燃料超前控制可以适当进行限幅或者去除，确保低负荷燃料的稳定性。此次试验，去除了协调燃料微分超调控制，增加了负荷指令调节三阶惯性环节，增加该负荷区段负荷指令自动降速功能，设定1.1%额定负荷变负荷率，0.12 MPa/min变主汽压力率，平缓调节炉侧热负荷，依据锅炉响应时间滞后调节汽轮机侧电负荷，减小燃料波动，安全高效地完成AGC下机组深度调峰低负荷调节(见图3)。

图3 深度调峰机组变负荷试验趋势

3 优化措施

3.1 低负荷燃烧控制

在确定的深度调峰负荷区间内宜展开燃烧控制优化，通过合理控制炉内配风量，可以控制锅炉 CO 排放处于合理水平，降低NOx排放量。构建CO对于风量的需求模型(见图4)[3]，采用模糊校正O2体积分数曲线，结合动态风煤校正模块和风煤交叉限制的控制策略，完善锅炉燃烧控制系统，调节CO排放质量浓度不超过9 mg/m3，SCR脱硝系统入口NOx排放质量浓度不超过300 mg/m3，保证锅炉安全稳定运行，有效提高锅炉效率。

图4 深度调峰机组低负荷燃烧控制优化模型

3.2 尾部烟道温度控制

该机组受限于SCR脱硝系统平均烟温大于295 ℃的要求，拟定深度调峰负荷为40%额定负荷，但此时为中上层磨煤机组投运，且燃烧器摆角已摆至上限。因此应进一步了解SCR脱硝系统入口烟温的变化规律，在协调控制逻辑中加入SCR脱硝系统入口烟温低于300 ℃时闭锁减锅炉负荷的逻辑。

综合考虑深度调峰补偿效益和机组经济安全性后，若进一步探低深度调峰负荷，可实现宽负荷脱硝技术路线，加大机组调峰深度。可采取的技术改造方案见表6。

表6 宽负荷脱硝技术路线对比

3.3 脱硝控制优化

大量实践数据说明：SCR脱硝系统入口NOx质量浓度应该控制在300 mg/m3以内，否则脱硝喷氨系统耗氨量较大，在变工况时，容易造成较大的氨逃逸率，因此常规的基于物质的量比的单回路脱硝控制已经难以满足大负荷变化带来的控制挑战，在低负荷区燃烧优化试验后，将SCR脱硝系统NOx控制、低氮燃烧配风及分级燃尽风(SOFA)补偿控制综合考虑，实现NOx从低氮燃烧到配风抑制最后尾部烟道脱硝的三阶脱硝控制。

4 结果分析

制定适合该机组的深度调峰负荷区间。该机组申报的40%额定负荷深度调峰负荷低限主要受限于尾部烟道温度要求，后期灵活性改造可以通过防腐处理、分级省煤器等技术进一步降低深度调峰负荷。深度调峰负荷低限的选择既要考虑经济环保又要保证机组运行安全，各机组依据不同的制约因素可选取不同的灵活性改造策略，最终“木桶短板”偏差趋近，找到安全与经济的平衡，达到最优的负荷运行低限。

在低负荷下保证锅炉效率。应开展燃烧优化试验，降低O2含量，稳定燃料量，降低燃烧NOx排放量。

完善自动化控制。协调及子系统控制参数在深度调峰区间内有较强的非线性特性，应独立于前参数，单独完成其优化试验。

完善深度调峰运行的安全措施。根据试验数据，分析和确认各系统辅机低负荷运行方式和出力限值，重视深度调峰带来的运行模式的转变，形成有效的安全预控机制。

此次试验并未考虑机组冬季供热工况的负荷低限计算。实现热电解耦的热电机组，在供热工况下，在锅炉负荷低限下，调峰负荷低限可以进一步探低。

5 结语

通过对设计的深度调峰系列测试试验，可以得到以下结论：

(1) 厂网安全及灵活性调峰一体化。

为确保调峰安全，电源点深度调峰负荷也不能一味求低，必须将深度调峰负荷区机组性能和电网灵活性能一体化考虑。电源点申报的调峰负荷深度应该由系列试验数据作为依据并在电网备案，机组深度调峰测试试验也应纳入涉网试验统一管理。

(2) 时效性评估。

随着深度调峰工作的开展，调峰能力较弱的机组将会承担较多的调峰费用。因此应本着“早改造早收益”和“深度调峰下机组效益和环保排放最优化”的原则，尽早制定适合机组实际情况的灵活性改造优化方案。

(3) 综合效益寻优。

根据火电机组特点和电网灵活调度的需求，应综合考虑机组安全性、经济性和环保性，核算深度调峰的相关补偿机制，评估机组改造投入产出效益，实现厂网能效共赢。