660MW火电机组深度调峰协调控制优化及应用

660MW火电机组深度调峰协调控制优化及应用

席琼

华电新疆五彩湾北一发电有限公司

摘要：电源侧储能技术则可以实现能源整合，提高能源系统调峰能力，但目前火电机组储热技术多为汽机侧民用供暖蓄热，如热水罐、低温相变储热等，储能规模有限，非供暖期不能发挥调峰作用，也无法提供稳定的高温工业用蒸汽。电化学储能则存在安全性、寿命周期等方面的问题。

关键词：660MW火电机组；深度调峰；协调控制；应用

1机组深度调峰中锅炉可能出现的问题

(1)锅炉燃烧不稳定性增大。与常规负荷相比，低负荷时由于投入煤量少，燃烧稳定性下降，煤种、风量、磨煤机出力等方面微小的变化都可能偏离燃烧正常状况，严重时造成灭火。

(2)锅炉水冷壁超温运行。与常规负荷相比，低负荷时锅炉空气动力场发生改变，燃烧容易发生偏斜，锅炉全为下层磨运行，火焰中心下移，水冷壁容易超温运行。

(3)脱硝入口温度低。随着负荷降低，烟气量减少，烟气温度下降，导致脱硝入口温度降低。当脱硝入口温度低于300℃时，脱硝系统无法正常发挥作用。

(4)存在水煤比失调、尾部烟道再燃烧、低温腐蚀等风险。

2660MW火电机组深度调峰协调控制优化

2.1大型储热装置在技术工程中的应用

将储热设备与供热发电机组并联，在余热回收足以供热时进行储存；当汽轮发电机中的抽汽不能满足客户的需要时，可以将其释放以储存热量，以满足加热要求。基于基本理论，从技术上实现火电厂的全耦合是必要的。电厂的关键是选择蓄热水箱作为蓄热设备。利用自然加压水蓄热来更新和转换系统电站的协调能力，从而提高发电机组的深度调峰水平。在工业生产加热和火电厂发电机组调峰水平上，设计了一套熔盐储热系统软件。当柴油发电机负荷相对较高且加热水平有利时，蓄热系统软件使用再热蒸汽加热熔盐进行蓄热。当柴油发电机负荷过低，无法保证主要加热参数时，蓄热系统软件进行放热反应，以取代汽轮发电机的抽汽和加热，并完成系统软件与热电厂的耦合。可再生能源供热主要包括地热能供热、生物能供热、太阳能热利用等。在欧洲，太阳能区域供热发展迅速。截至2015年底，欧美已建成235个热负荷超过350kW的太阳能区域供热场。近年来，中国可再生资源的发展势头良好。根据试点示范和政府补贴，在各地区推广清洁供暖或太阳能发电等新能源供暖有一定的基本需要。然而，由于太阳能发电的辐照度低于能量，且具有间歇性和反周期性，太阳能发电的区域供暖一般需要配备跨季节储热设备。在欧洲，中间太阳能加热机械和设备与定期蓄热密切结合，可以实现50%甚至更高比例的太阳能发电。本文介绍了不同类型的储能和附加中间太阳能加热站和区域供暖系统软件，以及运行经验。详细介绍了大中型蓄热水箱等优秀的交叉循环蓄热技术。根据我国的具体情况，分析了季节性蓄热式太阳能发电区域供热产业化的优势，认为太阳能发电区域供热的运行规模越大，经济效益越明显。对跨季节蓄热式太阳能集中供暖系统进行了软件仿真，分析了热板总面积与储水箱容积比对系统特性的直接影响。仿真结果表明，根据直埋储水箱进行的跨季节蓄热，在面积体积比为0.1～0.4的范围内，系统软件的太阳能发电保证率可达到31%～54%。考虑到需求侧的发展，我们对家用热水箱进行了科学研究，并实验研究了边界层材料规格对家用热水箱分层的危害。通过选择合适的边界层原材料，可以最大限度地减少分层，改善热水箱的特性。

2.2熔盐储热的抽汽储能技术

目前，熔盐储热主要应用于太阳能热发电的储能系统中，这表明了大规模储热技术的可靠性和良好合理性。根据《工业生产供汽发电机组在整个蓄热过程中的热电厂耦合规划方案》，在热电厂发电机组正常运行期间，抽出主蒸汽/连续高温再热蒸汽进行蓄热，在长期蒸汽供应负荷期间进行熔盐放热反应，以完成热电厂耦合。宣布了一种用于火力发电厂发电机组的蓄热调峰设备，该设备提取加热炉的主蒸汽进行熔盐蓄热，并用于在放热时产生用于小型汽轮发电机发电的蒸汽，以完成火力发电厂发电机组的方便调峰。现阶段，抽汽和熔盐储热技术仅考虑如何从火力发电厂的发电机组中抽汽和储热，缺乏对原发电机组运行的安全评估、经济发展和有效的配套设施放热响应计划，调峰能力有限。本文针对当前规划中存在的储能运行规模有限、企业项目投资大、对原发电机组安全运行危害大等问题进行了科学研究，并提出了新的升级解决方案。

2.3储能加热蒸汽的全新利用方案

当独立提取主蒸汽时，高压缸的排汽减少，进入加热炉过热器的蒸汽总流量减少，加热炉内部结构中过热蒸汽和再热蒸汽的放热比例受损，很可能导致过热器过热。锅炉厂一般建议加热炉较大连续负荷率（BMCR）的总流量不应超过8%-10%；连续高温再热蒸汽的独立抽汽不容易危及上下游加热炉的运行，但如果抽汽比例过大，也会对汽轮发电机中低压缸的效果产生不利影响；因此，为了达到一定的调峰量，必须同时抽出主蒸汽和连续高温再热蒸汽，同时控制主蒸汽的总抽汽流量，以避免过热器过热；控制连续高温再热蒸汽的总抽汽流量，以确保汽轮发电机中低压缸所需的最小总制冷流量。

加热蒸汽的热利用有两种方案：使用热温度（非凝固）和使用汽化热（凝固到水中）。汽化热利用方案可以充分利用各地抽汽的热量。

利用加热主蒸汽的汽化热及其蒸汽的冷凝水，选择高压增压泵返回原系统的高压供水系统。同时，当发电机组处于低负荷时，连续高温再热蒸汽的工作压力很低，其相应的饱和温度已经低于熔盐凝固点的220℃。熔盐电加热器显然不适合使用其汽化热，因此无法设计。用蒸汽增压器提高熔盐换热器进出口连续高温再热蒸汽的工作压力，返回加热炉过热器进行吸热反应。设置高压增压泵和蒸汽增压器将增加储能系统的辅助功率，降低储能技术的储能效率。因此，尽管可以最大程度地利用蒸汽汽化热，但必须在存储量和效果之间实现平衡。

2.4储能、释能工艺路线的优化

主蒸汽和连续高温再热蒸汽同时抽出，仅其高温用于加热熔盐。工作压力降低后，分别收集到高压缸排气和高压缸排气中，并返回到原始热力系统。相当于蒸汽熔盐电加热器分别与汽轮发电机的高压缸和高压缸并联运行。由于进入加热炉的给水和排水总流量与超低温再热蒸汽的总流量一致，蒸汽的主要参数匹配，加热炉的错误点火导致所有危险，因此在正常情况下提取蒸汽的比例不受限制，储能技术的体积可以更高。由于蒸汽本身的工作压力用于消除蒸汽电加热器的摩擦阻力，因此无需提高离心水泵或增压器，也无需提高辅助功率。

连续高温熔盐蓄热的优点是可以产生连续的高温蒸汽。蒸汽发生器技术包含太阳能热发电的熔盐储能技术已得到充分应用。由此产生的蒸汽可以返回到原始热力系统，以扩大发电的负荷率，也可以根据用户的需要提供具有特殊主要参数的工业生产蒸汽。

对于具有工业生产加热要求的火力发电厂的发电机组，在机组低负荷调峰期间，无法提供稳定的工业生产蒸汽。配置连续高温熔盐储能系统后，根据总体目标蒸汽的主要参数和总流量设计蒸汽生成系统软件，采用不受峰值负荷调节限制的“热电厂耦合”方法，提供稳定的连续高温工业生产蒸汽。

结论

随着越来越多的火电机组锅炉需要适应深度调峰，应不断加强相关热疲劳损伤机理研究，逐步掌握深度调峰带来的破坏性影响，制定行之有效的防范措施；不断积累火电机组深度调峰的运行经验，保障深度调峰机组的长周期安全运行。

参考文献：

［1］李晓莉.供热机组调峰能力预测方法研究[D].吉林:东北电力大学,2019:15-17.

［2］贺茂石.热电联产机组电力调峰运行可行性研究[D].北京:华北电力大学,2012:5-8.