火力发电机组深度调峰研究

火力发电机组深度调峰研究

摘要：近年来，风电、光伏等新能源装机比例不断提高，电力系统调峰能力严重削弱，电网辅助调峰服务需求不断增加。作为调峰辅助服务的主要承担者，火力发电机组的调峰能力能否充分发挥作用至关重要。

关键词：火力发电机组；深度调峰；大数据

前言

新能源大规模接入给电网的调峰调频等带来了极大挑战，例如2017年，河北南网统调最大负荷34570MW，出现在7月20日，同比增长5.84%；年度最小负荷11800MW，同比增长14.56%。2018年，河北南网统调负荷最低点首次出现在农历初一中午，春节当日负荷曲线午后大幅低于凌晨，通过安排3台机组启停调峰、纯凝机组深度调峰、供热机组压降出力、4台机组抽水蓄能等手段，才保障了风、光等新能源的全额消纳，大量新能源并网同时也降低了电网转动惯量。

1火电厂参与辅助服务策略

火电厂参与调峰辅助服务时，针对电网不同的调峰要求，尤其是正常调峰与有偿调峰的临界点设置、不同档的报价以及报价上下限设置等重要参数，电网会根据调峰实际需求及调峰能力进行调整，火电机组也要随时根据调整后的参数进行边际效益分析。在此，建议火电机组积极做好调峰辅助服务准备的同时，采取如下策略。

a）.当目前调峰矛盾不是特别明显时，深度调峰需求不是特别大，各电源企业进行火电灵活性改造时，应适度控制投资规模，同时，为防止后期调峰能力过剩，竞争过度，不宜大面积蜂拥而上，应有序进行。

b）.投油调峰成本较高，为降低投油调峰成本，可以通过煤种变化、掺烧或增加等离子点火系统等措施来实现机组的深度调峰。

c）.调峰需求最大的时段集中在节假期，在非节假日的小风天，仅需要火电机组参与基本调峰的阶段，火电机组尽量在系统收益最大的调峰幅度下运行。

d）.未进行火电灵活性改造和热电解耦措施的热电联产机组，在供热期间，应充分利用热网及建筑物的热惯性，应在低谷或系统调峰最困难时间即调峰补偿价格和分摊价格很高之前提前供热，而在低谷到来之时不供热或少供热，以便最大限度参与系统调峰，获得最大调峰收益。

e）.由于实行电力调峰辅助服务以后，政策变化较大，报价机制复杂，由此带来的最优运行方式需要通过经济效益分析对比来得到，经济运行部门应及早熟悉运营规则，并建立相关计算模型。

2深度调峰操作

2.1准备阶段

接调度预发有深度调峰计划（一般提前8h）后，深度调峰长时间低负荷，烟温逐渐降低，会造成脱硝系统催化剂失效，甚至退出运行。因此，对各受热面要降低吹灰频率，从而来提高烟温。检查锅炉启动系统处于热备用状态。为防止深度调峰过程中锅炉出现燃烧不稳的情况，试投AB层油枪和CD层微油枪正常，必要时投油；以及等离子系统试拉弧正常。及时切除调峰机组的供热，切至冷备用状态。对于汽机高、低加危急疏水调阀活动良好、无卡涩。投入1C电泵倒暖，启动前检查完成，具备启动条件。确认机组冷再至轴封管路保持备用。空预器吹灰汽源切至辅汽，并通知检修就地调节吹灰压力至正常。

2.2减负荷阶段

接到调度命令进行深度调峰工作，按正常操作顺序停磨减负荷，无特殊情况

必须保持下层磨A、B磨调峰期间运行。按调度深度调峰要求开始操作至规定调

峰深度350MW必须在1.5h内完成。机组减负荷至600MW以下时，逐渐关闭除

氧器水位调节辅阀，关小水位调节主阀，提高凝结水压力不低于1.2mpa，防止精处理跳旁路。机组减负荷550MW时，要注意关注高、低加水位，及时对水位设

定值进行下调，防止解列。且要通过停真空泵或节流真空泵入口阀调整凝汽器

A/B背压至4.5~6kPa左右。负荷减至550MW以下时，注意给水流量控制稳定。

当汽泵进口流量逐渐降低至700T/h时，为防止两台汽泵再循环调阀同时开启造成给水流量不稳定，可将1A汽泵再循环调阀撤手动并逐渐开启至60%使1B汽泵再

循环调阀始终关闭，保持两台给水泵转速在3100rpm以上。负荷减至500MW，

汇报值长可进行深度调峰，及时投入AGC。负荷450MW时，汇报领导，联系仪

控确认强置以下逻辑：解除给水流量低低MFT；解除锅炉总风量低低MFT；解除

脱硝反应器入口温度低（303℃）联跳脱硝；强置启动循环泵启动允许条件；强

置WDC阀隔离阀开允许条件；DEH中IPR保护退出。减负荷中，锅炉侧加强火检的监视，必要时投油稳燃，同时投入空预器连续吹灰，以及水冷壁温的监视；汽

机侧加强主机轴振、差胀、温度的监视，出现异常短时间不能恢复的及时汇报，

及时停止减负荷，申请加负荷。

2.3低负荷运行阶段

低负荷时严密监视火检，燃烧不稳时及时投油稳燃，同时投入空预器连续吹灰；随着炉膛温度下降，煤量不变时负荷会逐渐下降，及时调整燃料量，同时注

意锅炉各受热面壁温变化，及时调整相应区二次风门。低负荷时加强氧量监视，

控制氧量小于7%，必要时切除送风自动，及时调整总风量，减小风量对锅炉燃

烧的影响。低负荷期间排烟温度大幅变化，应通知灰硫值班人员加强监视FGD和

除尘系统运行工况调整监视。维持负荷稳定，监视各参数正常。

2.4升负荷阶段

接调度深度调峰结束指令开始操作至500MW必须在1h内完成。升负荷至

450MW时，汇报领导，联系仪控确认放开之前强置的相关逻辑。升负荷至

500MW以上时，逐渐恢复以下系统至正常运行方式：汽泵流量增加超过700 T/h

后逐渐手动关小汽泵再循环调节阀并投入自动；凝结水母管压力上升后逐渐开启

除氧器水位调节阀；高、低加水位设定值逐渐提高至正常水位；机组供热恢复热

备用。

3数据分析

可以看出，国家能源泰州发电公司1-4号机组的深度调峰试验结果均满足电

网需求，在不投油的情况下机组各项运行参数控制在正常范围内，未发生环保超

标的情况。

4结论

a）循环流化床机组的实际调峰能力受机组自身设计、燃用煤种及机组类型的限制。燃用挥发分较高的煤种，着火点低，机组的最低稳燃负荷低，调峰能力强；该类型机组的最低稳燃负荷为19.69%～25.7%，其最大调峰能力可达到19.69%～100%，但部分机组在深度调峰负荷下，氮氧化物排放不满足超低排放标准，需进

行超低负荷下低氮燃烧改造及调整。

b）循环流化床锅炉压火时间随着锅炉炉型和燃用煤种的不同而变化。燃用高挥发分煤种的自然循环锅炉压火时间最长，燃用低挥发分煤种直流炉压火时间最短。