660 MW 超临界机组深度调峰试验及低负荷段经济性分析

2020-07-11何志瞧陈巍文张江丰

浙江电力 2020年6期

何志瞧，陈巍文，张江丰

（1.浙江浙能兰溪发电有限责任公司，浙江兰溪 321100；2.杭州意能电力技术有限公司，杭州 310012；3.国网浙江省电力有限公司电力科学研究院，杭州 310014）

0 引言

当前电力供应富余与需求减速之间的矛盾加剧，受电力供应量持续增长、外购电规模不断扩大及省内电力消费增速放缓的多重影响，电力供需矛盾体现为调峰幅度增加和省内煤电机组发电利用小时数持续下降，由于调峰任务主要由煤电机组承担，现有机组调峰容量已经无法满足电网调峰发展趋势的要求。

浙江省发改委于2018 年8 月发布《关于深入开展统调燃煤机组深度调峰和节能提效改造工作的通知》（浙发改能源[2018]436 号），要求2020 年前300 MW 及以上燃煤机组最小技术出力达到40%及以下额定容量，并鼓励不助燃稳燃运行纯凝工况最小技术出力达到20%～30%额定容量[1]。

在此政策要求及用电供求关系的背景下，结合某发电厂各台机组的生产试验经验，并剖析AGC（自动发电控制）及一次调频在各个负荷段的特点，梳理深度调峰试验的关键点及注意点，通过对试验所涉及的控制策略及各控制难点的深层次研究，顺利完成了4 台机组40%负荷段的深度调峰试验工作。

与此同时，统计各机组低负荷段深度调峰的时长，结合华东电网新版“两个细则”对深度调峰的补偿措施，研究机组在新形势下的经济性。

1 机组概况

某发电厂4 台机组为超临界燃煤机组，锅炉采用北京巴威公司制造的超临界、中间再热螺旋炉膛直流锅炉，型号为B&WB-1903/25.40-M。锅炉采用正压直吹MPS 中速磨制粉系统，前后对冲燃烧方式，并配置有36 只低NOX双调风旋流煤粉燃烧器，燃烧器上层配有前后各8 个OFA（燃烬风）风门。露天戴帽布置，喷燃器以下紧身封闭。在尾部竖井下设置2 台豪顿华三分仓空气预热器，燃用具有中等结渣性的烟煤，机组配有带启动循环泵的启动系统。

汽机采用东方汽轮机厂& 阿尔斯通生产的中间再热凝汽式汽轮机，机组型号为N660-24.2/566/566。汽轮机高低压旁路系统采用两级串联旁路，高旁容量是在额定压力和温度下的40%BMCR（锅炉最大出力工况）流量，低旁容量是40%BMCR流量加高旁额定减温水流量，高压加热器采用大旁路系统，给水系统采用2 台容量为50%的汽动给水泵和1 台30%的电动给水泵，除氧器可滑压运行，凝汽器为单流程双背压，高低压凝汽器各配2 台50%容量的机械真空泵。

2 深度调峰过程中的关键点及试验结果

2.1 负荷变动及AGC 试验

与亚临界汽包炉不同，直流炉中给水变成过热蒸汽一次完成，锅炉的蒸发量不仅决定于燃料量，同时也决定于给水流量，而深度调峰期间机组处于低负荷段，由于燃烧工况的弱化，金属工质的吸热量有所降低，在变负荷初期，极易发生因锅炉主控前馈作用，特别是给水、给煤前馈量的变化造成瞬时的水煤比失衡，导致过热度的急剧波动，造成过热蒸汽温度的突变。这在一定程度上会导致金属疲劳破坏，造成汽水管道中的氧化皮的生成及剥离[2]。与此同时，前馈作用的不匹配，特别是给煤、送风前馈量的改变，势必导致主再热汽温的波动，从而影响SCR（选择性催化还原脱硝系统）入口烟温的变化。此外，前馈作用的调节不当极易恶化炉内燃烧，加剧MFT（主燃料跳闸）风险。因此，前馈作用的检查与低负荷基础自动的整定和协调优化至关重要。

常规协调控制过程中，锅炉主控、前馈作用以及煤线、水线、风线等主要控制对象均将下限设置在50%额定负荷，因此在进行深调负荷变动之前，还需确认整定部分重要参数。

（1）进行协调控制逻辑优化[3]。检查CCS（协调控制系统）逻辑中各主、重要参数和各功能块的下限边界限制值，适当地将各参数向下延伸。检查给煤、给水前馈作用，特别是减负荷过程中的前馈量。修改和优化燃料线、水线、修改燃料和给水前馈量。修改负荷指令回路，锅炉与汽机主控回路，燃料主控、给水、送风量控制的下限值，避免因为下限导致工质失衡。修改、优化和延长滑压曲线，使得深度调峰区间的滑压曲线满足机组低负荷运行要求。

（2）确定降负荷过程中磨煤机运行方式（停磨时机与磨煤机运行配合），尽量减少低负荷停磨操作，根据试验过程中确定的最佳一次风量和煤量的值，修改低负荷下磨煤机相关模拟量控制的设定值。

（3）降负荷过程中观察SCR 反应器入口烟气温度变化情况，如果降负荷速度过快导致烟温降低较大，应当降低降负荷速率或者降低前馈幅度，保证入口烟气温度。观察降负荷过程中SCR进出口NOX的变化趋势，适当调整脱硝自动控制品质[4]。

在升负荷过程中需着重加强对过热度和贮水箱水位的监视，一旦出现过热度快速下降的现象，机组应立即撤出CCS 方式，并适当减少给水量，确保机组的干态安全稳定[5]。而在降负荷过程中，因动态前馈作用的影响，将导致煤量指令快速且大幅度减少，此时应着重加强对火检画面的监视，若出现火检同煤层有2 个或不同煤层有多个信号丢失的现象，同时，在降负荷过程中，可能会造成锅炉的分离器出口工质过热度消失，分离器出现水位，也应立即终止降负荷的过程，并适当增加负荷确保机组的安全稳定[6]。当机组处于低负荷运行时，关注MCS（模拟量控制系统）中各主、重要参数的调节性能，必要时进行重新整定。

2.2 一次调频试验

一次调频试验时，若汽轮机调门的变化幅度远大于预想值，尤其是出现调门关闭幅度过大时，应立即终止试验，将汽轮机调门恢复到试验前值，使相关参数控制在正常范围内，确保机组的安全稳定。

另外，为保证40%Pe（额定功率）负荷段时一次调频试验动作的正确性，建议先进行-0.066 7 Hz 小频差负荷方向试验，以验证主汽调门动作的方向及主机振动的情况。因40%Pe 负荷段需要进行-0.183 Hz 大频差试验，由于调门的快速且大幅度开启，需着重加强EH（抗燃）油压、大机振动及轴向位移等参数的监视，若发生异常变化应立即终止试验，将汽轮机调门恢复到试验前值[7]。涉及主汽调门为顺序阀方式运行时，在一次调频试验过程中应关注顺序阀的流量线性度。

2.3 调整过程

在试验过程中，主要调整优化了以下内容：

（1）检查CCS 逻辑中各主、重要参数，将机组负荷生成回路各功能块的下限调整至230 MW。

（3）由于300 MW 与240 MW 主汽调门开度偏差较大，优化增大了240 MW 负荷段对应的滑压设定值。

（4）240 MW 稳态时，重新调整了炉膛负压、一次风压、除氧器上水阀等基础自动控制回路的变参数。

（5）在300 MW 负荷段，对DEH（数字电液控制系统）中一次调频逻辑的主汽流量前馈量进行优化。

2.4 试验结果

该发电厂4 台机组深度调峰试验均已完成。试验过程中机组负荷最低降至240 MW，实现机组稳定不投油燃烧，各个环保参数指标正常，AGC 试验、一次调频试验满足电网要求，试验结果如表1、表2 所示。

表1 各台机组AGC 试验结果

表2 各台机组一次调频试验考核结果

3 深度调峰低负荷对机组经济性的影响

随着机组运行区间的下探，锅炉燃烧减弱，炉膛温度降低，机组已偏离设计的最佳运行区域，各主、辅设备也偏离了额定工况点，性能发生较大幅度的变化。因此，掌握机组在低负荷段的锅炉热效率、汽轮机发电热耗率、厂用电率等指标的相对变化程度变得尤为重要。

在定负荷和变负荷工况下，通过对锅炉、汽轮机本体及其附属系统低负荷实际运行能力的评估考察；对锅炉效率、机组发电热耗率、厂用电率的计算比较可以看出，较之50%额定工况，40%额定工况下锅炉热效率降低，汽机发电热耗率、供电标准煤耗、厂用电率均有增加，机组经济性变差，具体数据如表3 所示。

表3 各机组40%额定工况下经济性指标对比结果

表3 中经济性指标仅针对试验期间的试验工况，且对比基准值为50%额定负荷，表中符号“-”为下降，“+”为增加。根据文献8 可知，因供电煤耗的明显上升所导致的供电成本相应上升，其供电成本增加量可由式（1）计算得到：

式中： ΔE 为供电成本增量；ΔB 为供电煤耗增量；Q 为燃煤发热量；D 为燃煤市场价[8]。

根据表3 可知，该发电厂4 台机组40%负荷时，机组供电煤耗增加了13.56～16.83 g/kWh，参考2019 年5 月底CCTD（中国煤炭市场网）秦皇岛动力煤综合交易价格，5 500 大卡（即229 90 kJ/kg）发热量的标准动力煤按588 元/t 计算，各台机组的供电煤耗增加引起的发电成本增加约为10.15～12.59 元/MWh。另外，脱硝环保设备的连续投用以及厂用电率的增加也会进一步提高机组的发电成本，影响机组的经济性。

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4 深度调峰验证试验后机组运行情况

4.1 深度调峰验证试验后机组调峰情况

在完成机组深度调峰验证试验、核定机组铭牌出力之后，各台机组的AGC 下限从50%调整至40%，并已根据调度中心的控制目标正常运行。表4 为1 号机组在2019 年2 月份参与深度调峰的时长统计。

表4 1 号机组深度调峰时长统计

由表4 可知，1 号机组二月份深调总时长约为40.2 h，约占机组总运行时长的16.7%。

4.2 “两个细则”的试运对机组经济性的影响

国家能源局华东监管局于2019 年3 月底发布了新版《华东区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》和《华东区域发电厂并网运行管理实施细则》（以下简称“两个细则”），细则中明确了有偿调峰补偿机制及补偿标准[9]，补偿标准如表5 所示。

表5 低于基本调峰下限少发电量补偿标准

通过对补偿机制及补偿标准的解读可以发现，新版“两个细则”试用之前，盈利较大的是负荷响应能力较强的机组，而试用之后盈利大户则变为了具备深度调峰能力的机组。不仅如此，“两个细则”中还明确了在夜间负荷低谷时段，机组长时间低负荷运行将获得辅助调峰的补偿费用。

4.3 机组整体盈利情况

对2019 年2 月份1 号机组运行数据进行统计，机组发电量如图1 所示。

图1 1 号机组发电量

根据新版“两个细则”的规定，浙江省发电机组基本调峰范围为51%，即机组的出力调整范围为额定容量的49%～100%。因此，表5 所表述的低于基本调峰下限的发电量标准为49%额定工况，即323.4 MW。

通过对图1 中发电曲线的数字积分运算，可由式（2）计算得到低于调峰下限的发电总量：

式中： P 为发电总量；f（t）为发电曲线；t 为时间。根据计算，剔除启停机带初负荷阶段，2 月份1号机组低于调峰下限的发电总量为12 875.54 MWh，具体电量如表6 所示。

表6 低于基本调峰下限实发电量明细

以49%额定工况323.4 MW 为基准，折算少发电量，如式（3）、式（4）所示：

式中： ΔP1为40%～50%的少发电量；ΔP2为30%～40%的少发电量；f1（t）和f2（t）为发电曲线；t 为时间。

结合表5 中的补偿标准，可以得到相应的补偿金额，如式（5）、式（6）所示：

式中： ΔF1为40%～50%的少发电量对应的补偿；ΔF2为30%～40%的少发电量对应的补偿。

综上所述，该机组低于基本调峰下限少发电量而得到的补偿大致如表7 所示。

表7 深调少发电量补偿明细

根据前文，该机组在40%额定负荷时，供电煤耗增加引起发电成本增加约10.15 元/MWh，而煤耗的增加与发电量成反向关系，因此，通过线性分析推断出供电煤耗增加引起的发电成本增加的函数关系为：

式中： ΔD 为发电成本增加量。

将ΔF1与ΔD 相减即可得到40%～50%负荷段机组深调补偿与发电成本增加的关系：

式中： ΔY 为补偿与成本之差。

根据验算可以得到，在f1（t）∈（264，323.4）区间内，函数成单调递增，且ΔY∈（887.57，1 459.24），因此该机组在40%～50%负荷段，使用试验工况的煤种所增加的煤耗量的发电成本稍小于深调补偿量，机组未造成亏损，且盈利空间仅与少发电量有关，与少发时长无关，如图2 所示。

同理，参照40%额定负荷时，大致估算供电煤耗增加引起的发电成本，可以得到30%～40%负荷段机组深调补偿与发电成本增加的关系：

图2 深调补偿后盈利能力与负荷的关系

当f（t）∈（198，264）区间内，虽函数成递减状态，但ΔY∈（8 022.3，2 072.4），即负荷越低，补贴力度越明显。

除了燃料成本上升这一直接影响因素之外，影响机组经济性能的指标还包括厂用电率、动态调节的能耗和设备检修维护管理成本等综合因素。因此，结合深度调峰试验所得到的相关数据可以认为1 号机组在深度调峰阶段的盈利能力并不明显，但2 号、3 号、4 号机组因煤耗、汽轮机发电热耗率、厂用电率绝对值的上升，在40%～50%负荷阶段已无盈利空间。