張樹利

(華潤電力江蘇檢修有限公司徐州分公司，江蘇 徐州 221142)

在全球溫室效應(yīng)日益嚴(yán)重的現(xiàn)實(shí)威脅下，世界范圍內(nèi)正在掀起能源清潔化的熱潮，以化石能源為主的能源結(jié)構(gòu)正逐步向以風(fēng)、光、水等可再生能源為主的能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型[1]。中共中央、國務(wù)院于2021年9月22日下發(fā)了關(guān)于實(shí)現(xiàn)2030年碳達(dá)峰、2060年碳中和的意見，據(jù)此，“十四五”規(guī)劃時(shí)期及今后很長一段時(shí)間，新能源建設(shè)和提高新能源發(fā)電量占比將是新能源發(fā)展的主題。根據(jù)中國電力企業(yè)聯(lián)合會在2022年4月25日發(fā)布的《2022年一季度全國電力供需形勢分析預(yù)測報(bào)告》可知：截至2022年3月底，煤電發(fā)電裝機(jī)容量11.1 億kW，占總發(fā)電裝機(jī)容量的46.1%；非化石能源發(fā)電裝機(jī)容量11.4 億kW，占總裝機(jī)容量的47.6%[2]；非化石能源發(fā)電裝機(jī)容量在歷史上首次超過煤電裝機(jī)容量。

在當(dāng)前技術(shù)水平下，風(fēng)電與太陽能發(fā)電的波動性、間歇性和不確定性拉大了電網(wǎng)負(fù)荷缺口，形成了較大的負(fù)荷峰谷差，而隨著非化石能源發(fā)電量占比逐年提高，這個(gè)峰谷差會進(jìn)一步拉大。因此，解決峰谷差是當(dāng)下的重中之重。由于常規(guī)水電機(jī)組啟停簡單，負(fù)荷調(diào)整方便，許多研究人員認(rèn)為水電機(jī)組是優(yōu)越的調(diào)峰機(jī)組。劉長義等[3]指出，水電機(jī)組開停機(jī)迅速，靈活且調(diào)峰深度接近100%，具有優(yōu)越的調(diào)峰性能。但一般通過棄水調(diào)峰，本質(zhì)上是一種能源浪費(fèi)行為。從經(jīng)濟(jì)運(yùn)行的角度出發(fā)，水電機(jī)組的運(yùn)行方式是在豐水期各時(shí)段均滿發(fā)或接近滿發(fā)[4]。孫杉等[5]分析指出，國內(nèi)外核電調(diào)峰技術(shù)發(fā)展都不成熟，如果參與運(yùn)行調(diào)峰，機(jī)組運(yùn)行可靠性降低，存在一定的安全風(fēng)險(xiǎn)。雖然抽水蓄能機(jī)組和燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組都是電網(wǎng)負(fù)荷靈活調(diào)整的重要機(jī)組，但這2種機(jī)組裝機(jī)規(guī)模相對較小，抽水蓄能裝機(jī)容量僅有0.36億kW[2]，而燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組裝機(jī)容量為1.08億kW[6]，二者暫時(shí)改變不了整個(gè)電網(wǎng)的負(fù)荷結(jié)構(gòu)。其他儲能電站裝機(jī)容量占比更小，對調(diào)峰的貢獻(xiàn)不大。在儲能技術(shù)沒有革命性突破的背景下，我國的燃煤機(jī)組必然成為調(diào)峰的主力機(jī)組[7]。但由于國內(nèi)電網(wǎng)跨省域還未形成大規(guī)模互聯(lián)互通，也沒有跨網(wǎng)電力實(shí)時(shí)交易機(jī)制，為提高電網(wǎng)負(fù)荷調(diào)整靈活性，燃煤機(jī)組不僅需要啟停調(diào)峰，更需要在線深度調(diào)峰。

針對“雙碳”目標(biāo)下燃煤機(jī)組調(diào)峰的必要性，本文分別從汽輪機(jī)、鍋爐與協(xié)調(diào)控制3個(gè)方面對熱電解耦難、末級葉片水蝕、鍋爐穩(wěn)燃性能差、選擇性催化還原法(selective catalytic reduction，SCR)脫硝入口煙溫低、直流爐水動力特性差、鍋爐積灰、協(xié)調(diào)控制品質(zhì)差等問題進(jìn)行分析，并結(jié)合現(xiàn)有研究及運(yùn)行實(shí)踐給出相應(yīng)的解決措施。

1 深度調(diào)峰中汽輪機(jī)存在的主要問題及應(yīng)對措施

1.1 熱電解耦問題及解決措施

我國的燃煤機(jī)組按照有無供熱分類，可分為供熱機(jī)組(背壓和抽汽式供熱機(jī)組)與非供熱機(jī)組(純凝式機(jī)組)2類。在非供熱季，供熱機(jī)組和純凝機(jī)組均參與深度調(diào)峰。但在供熱季，為滿足民生采暖需要，供熱機(jī)組負(fù)荷無法大幅度降低，否則會影響抽汽量，最終維持“以熱定電”而無法進(jìn)一步降低機(jī)組電負(fù)荷的局面，這意味著此類機(jī)組如要參與深度調(diào)峰，必須進(jìn)行熱電解耦改造。當(dāng)風(fēng)、光發(fā)電機(jī)組在大發(fā)期間及節(jié)假日期間負(fù)荷備用嚴(yán)重不足時(shí)，對純凝機(jī)組而言，一般可以通過啟停模式參與深度調(diào)峰。

為進(jìn)一步挖掘供熱機(jī)組的調(diào)峰空間，熱電解耦技術(shù)得到了大力發(fā)展，如電鍋爐、儲熱罐、低壓缸零出力、熱泵等技術(shù)。當(dāng)前對背壓式供熱機(jī)組調(diào)峰深度的要求不高，如需參與深度調(diào)峰，可以首先對高低壓旁路系統(tǒng)進(jìn)行技改，降溫、降壓后直接對外供熱，并可根據(jù)技改抽汽系統(tǒng)容量大小來實(shí)現(xiàn)熱電解耦，做到電負(fù)荷靈活調(diào)整。抽汽式供熱機(jī)組現(xiàn)在采取的改造技術(shù)主要是切除低壓缸運(yùn)行，該技術(shù)要求低壓缸幾乎不進(jìn)蒸汽，僅保持在極小的流量下運(yùn)行。根據(jù)供汽及供熱水方式不同，使用該技術(shù)可能需要對原供熱管網(wǎng)、換熱器等系統(tǒng)進(jìn)行技改。供熱機(jī)組低壓缸零出力技術(shù)能極大提升機(jī)組的供熱性能、調(diào)峰深度、低負(fù)荷運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性等。劉雙白等[8]對320 MW機(jī)組低壓缸零出力性能的研究表明：對于中壓缸排汽供熱機(jī)組，其供熱能力相對增幅為97%；在250 MW供熱負(fù)荷下，與常規(guī)抽凝供熱相比，其供電煤耗可降低61 g/kWh；在供熱負(fù)荷達(dá)476 MW時(shí)，最低電負(fù)荷可降至79.5 MW。

切除低壓缸運(yùn)行技術(shù)不僅能做到一定程度的熱電解耦，還能提高機(jī)組深度調(diào)峰期間機(jī)組運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性。熱泵供熱系統(tǒng)也是利用汽輪機(jī)乏汽進(jìn)行供熱，但存在熱交換效率低及熱損失的問題，因此切除低壓缸運(yùn)行技術(shù)的運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性高于熱泵技術(shù)經(jīng)濟(jì)性。從技改工程量、系統(tǒng)復(fù)雜性、投資成本、運(yùn)行靈活性、安全性、運(yùn)行難度等多方面來看，切除低壓缸運(yùn)行是當(dāng)前技改的最優(yōu)選。該技術(shù)還可以結(jié)合冷再抽汽技改，不但能進(jìn)一步降低機(jī)組電負(fù)荷，而且能改善深度調(diào)峰期間再熱汽溫低等其他問題。雖然已有很多企業(yè)將該技術(shù)付諸實(shí)踐，但最小流量一般都定在15%低壓缸額定蒸汽流量左右，規(guī)定較為模糊，且未對超低電負(fù)荷下低壓缸的最小流量進(jìn)行定量計(jì)算。模糊計(jì)算時(shí)也未考慮動態(tài)過程中小流量蒸汽在末級葉片內(nèi)流場變化帶來的激振、應(yīng)力等影響。因此，有必要開展低壓缸最小臨界流量研究，旨在為現(xiàn)場運(yùn)行人員提供指導(dǎo)性調(diào)整建議，并為熱電機(jī)組提高深度調(diào)峰能力提供技術(shù)支持。

電熱鍋爐技術(shù)也可實(shí)現(xiàn)熱電解耦。據(jù)相關(guān)研究，在國外的熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組中，蓄熱裝置成為基本配置，可利用蓄熱裝置及供熱系統(tǒng)的儲熱特性實(shí)現(xiàn)熱電聯(lián)產(chǎn)運(yùn)行方式改善和靈活性提升[9-11]。劉圣冠等[12]對蓄熱電鍋爐供熱技術(shù)及工程應(yīng)用的研究指出，國內(nèi)外儲熱電鍋爐基本采用的是水儲熱、固體儲熱、相變儲熱等形式，水儲熱在蓄熱容積、功率級別、設(shè)備穩(wěn)定性、性價(jià)比等方面優(yōu)勢明顯，而且水儲熱電鍋爐運(yùn)行方式靈活，可單獨(dú)儲熱或邊制熱邊供熱運(yùn)行。水儲熱電鍋爐可被安置在燃煤機(jī)組的主變壓器出口端，避免影響電網(wǎng)運(yùn)行與線路容量安全。燃煤機(jī)組配套的水儲熱電鍋爐供熱系統(tǒng)熱電解耦程度深，有利于進(jìn)一步降低燃煤機(jī)組電負(fù)荷。但電鍋爐系統(tǒng)存在體積龐大、投資費(fèi)用高、占地面積大等問題，以及國家對其改造的政策支持力度比較小，這些不利因素均導(dǎo)致其推廣難度大，工程實(shí)踐少。

1.2 汽輪機(jī)水蝕問題及解決措施

機(jī)組深度調(diào)峰時(shí)，隨著再熱蒸汽溫度及凝汽器真空度降低，汽輪機(jī)排汽濕度增大。當(dāng)汽輪機(jī)末級葉片長時(shí)間在濕度較大的蒸汽環(huán)境中運(yùn)行時(shí)，蒸汽中的微小水滴直接撞擊汽輪機(jī)葉片，造成葉片水蝕。汽輪機(jī)末級葉片水蝕的部位一般位于葉頂進(jìn)氣端及葉頂環(huán)。隨著調(diào)峰深度增加，機(jī)組排汽容積流量隨著負(fù)荷降低而降低，當(dāng)蒸汽流量低至某一臨界流量時(shí)，蒸汽將無法充滿末級葉片流道，此時(shí)乏汽會在末級葉片根部出現(xiàn)回流，造成葉片根部排汽端水蝕。低于臨界蒸汽流量運(yùn)行時(shí)，回流乏汽量隨著蒸汽流量的降低而增加。在負(fù)荷較低或蒸汽流量過小時(shí)，為降低排汽溫度會投運(yùn)低壓缸噴水系統(tǒng)，該運(yùn)行工況下，葉片根部水蝕更加嚴(yán)重。葉片水蝕輕則影響低壓缸效率，重則導(dǎo)致葉片斷裂，威脅機(jī)組安全。

解決低負(fù)荷水蝕的方案有提高再熱汽溫、增加凝汽器真空度、改善末級葉片材質(zhì)等。在深度調(diào)峰時(shí)，可通過保持高位燃燒器運(yùn)行來提高再熱汽溫，同時(shí)運(yùn)行多臺真空泵以提高凝汽器真空度。但當(dāng)前減少水蝕的運(yùn)行調(diào)整作用有限，可通過改變汽輪機(jī)末級葉片材質(zhì)來防止水蝕。王維英等[13]對低壓末級葉片水蝕進(jìn)行分析后指出，在末級葉片水蝕部位采取噴涂防護(hù)措施，可有效解決低負(fù)荷工況下汽輪機(jī)低壓缸末級葉片的水蝕問題。李戈等[14]提出采用司太立合金的末級葉片能減緩水蝕，根據(jù)其研究，汽輪機(jī)經(jīng)過7 000 h運(yùn)行，未發(fā)生水蝕現(xiàn)象，但仍需要進(jìn)一步觀察和分析。無論采取哪種防止水蝕措施，每次大小修都要采取內(nèi)窺鏡、揭缸等方式進(jìn)行檢查，以便提前發(fā)現(xiàn)問題，確保機(jī)組安全運(yùn)行。

除上述主要問題外，仍需考慮汽輪機(jī)在深度調(diào)峰期間出現(xiàn)的其他問題。隨著調(diào)峰深度增加，高低壓加熱器各級疏水壓差變小，產(chǎn)生高低壓加熱器不能逐級疏水自流問題，也需要運(yùn)行人員重點(diǎn)關(guān)注，否則高低壓加熱器容易解列，導(dǎo)致鍋爐給水溫度低，進(jìn)而影響機(jī)組安全運(yùn)行。

2 深度調(diào)峰中鍋爐存在的主要問題及應(yīng)對措施

2.1 鍋爐燃燒穩(wěn)定性差及解決措施

根據(jù)張廣才等[15]對深度調(diào)峰機(jī)組鍋爐穩(wěn)燃的研究，燃煤機(jī)組在燃用常規(guī)煤種情況下低負(fù)荷穩(wěn)燃能力一般在50%額定負(fù)荷左右，但目前機(jī)組的調(diào)峰深度一般都低于該負(fù)荷，這就意味著鍋爐運(yùn)行在燃燒不穩(wěn)定區(qū)間。原因是：在煤質(zhì)不變情況下，負(fù)荷降低會導(dǎo)致爐內(nèi)溫度水平下降及機(jī)組協(xié)調(diào)控制性能變差；燃燒器內(nèi)煤粉濃度逐漸降低會導(dǎo)致燃燒更加困難，再加上熱負(fù)荷、二次風(fēng)溫及爐水溫度下降，雖然可通過運(yùn)行手段調(diào)整部分參數(shù)，但燃燒穩(wěn)定性會進(jìn)一步變差，鍋爐燃燒不穩(wěn)的現(xiàn)象凸顯。例如在運(yùn)行實(shí)踐中，機(jī)組會出現(xiàn)爐膛壓力在±150 Pa的范圍內(nèi)波動、部分燃燒器火檢信號也開始在30%～100%范圍內(nèi)變化、火焰電視變暗、汽包爐的汽包水位超過±50 mm來回波動等情況。這時(shí)必須采取投油、加負(fù)荷等措施，否則極易發(fā)生鍋爐滅火保護(hù)跳機(jī)。雖然付旭晨等[16]對300 MW 等級鍋爐變工況低負(fù)荷穩(wěn)燃能力進(jìn)行分析后指出，機(jī)組設(shè)計(jì)不投油最低穩(wěn)燃負(fù)荷一般在35%額定負(fù)荷，但為降低發(fā)電成本，發(fā)電公司首先考慮購買劣質(zhì)煤種，而非鍋爐燃用的設(shè)計(jì)煤種，這對當(dāng)前燃燒器低負(fù)荷穩(wěn)定燃燒造成更大的壓力。另外隨著設(shè)備運(yùn)行時(shí)間延長，設(shè)備磨損加劇、設(shè)備性能下降、機(jī)械卡澀等故障導(dǎo)致機(jī)組不投油最低穩(wěn)燃負(fù)荷一般都達(dá)不到設(shè)計(jì)值。

運(yùn)行人員需要采取調(diào)整煤粉細(xì)度、二次風(fēng)配風(fēng)、一次風(fēng)風(fēng)速、煤質(zhì)、氧量、磨煤機(jī)參數(shù)等精細(xì)化手段來提高鍋爐低負(fù)荷運(yùn)行穩(wěn)定性。機(jī)組深度調(diào)峰期間，當(dāng)鍋爐燃用煤種揮發(fā)分較高、熱值18 900～21 000 kJ/kg的煙煤、褐煤等優(yōu)質(zhì)煤種時(shí)，鍋爐的低負(fù)荷穩(wěn)燃能力會大大提高，基本能在不投油情況下滿足40%額定負(fù)荷深度調(diào)峰時(shí)的穩(wěn)燃需要。由于深度調(diào)峰時(shí)長較短，不同的發(fā)電企業(yè)會采取投運(yùn)大油槍、小油槍、等離子等臨時(shí)性穩(wěn)燃措施，但這些穩(wěn)燃措施并不是發(fā)電集團(tuán)及能源局、電力行業(yè)等認(rèn)可的常規(guī)性措施。

為了從本質(zhì)上提高鍋爐低負(fù)荷穩(wěn)燃性能，需要對燃燒器進(jìn)行改造。韓才元等[17-19]對濃淡燃燒器進(jìn)行技改，增加可以調(diào)節(jié)的擋塊、擋板等裝置，提高煤粉濃度，調(diào)整回流煙氣量，以提高不同負(fù)荷下鍋爐燃燒穩(wěn)定性，但該技術(shù)存在頻繁機(jī)械卡澀故障，推廣使用范圍較小。徐璋等[20]結(jié)合水平濃淡技術(shù)與穩(wěn)燃器技術(shù)，開發(fā)了改善低負(fù)荷穩(wěn)燃和高負(fù)荷防結(jié)渣的新型復(fù)合型燃燒器，通過研發(fā)數(shù)據(jù)看，該復(fù)合型燃燒器對高負(fù)荷防結(jié)焦性能較好，但沒有說明低負(fù)荷穩(wěn)燃情況。近年來，宋民航等[21]對旋流煤粉燃燒器低負(fù)荷穩(wěn)燃技術(shù)進(jìn)行研究，分析了鍋爐燃燒器低負(fù)荷下燃燒不穩(wěn)的主要原因，雖然此項(xiàng)研究僅停留在理論層面，但給制造廠商提供了思路和理論基礎(chǔ)。魯鵬飛等[22]提出鍋爐低負(fù)荷穩(wěn)燃改造方案，利用汽輪機(jī)抽汽加熱燃燒器入口一次風(fēng)，提高溫度約30 ℃，以改善燃燒條件。在燃燒器革新前，該方案不失為一個(gè)良好選擇，但在提高一次風(fēng)溫度時(shí)需要增加體積較大的表面式換熱器，同時(shí)，一次風(fēng)中煤粉含量較高，設(shè)備磨損速度較快，換熱器磨損泄漏風(fēng)險(xiǎn)增加。截至目前，還沒有一種能夠適應(yīng)各種煤種、低負(fù)荷穩(wěn)燃能力強(qiáng)、NOx生成量少、高負(fù)荷防結(jié)焦性能好的燃燒器，這是電力行業(yè)今后研究的重點(diǎn)。

2.2 SCR脫硝入口煙溫低問題及解決措施

機(jī)組深度調(diào)峰時(shí)負(fù)荷率較低，爐膛出口煙溫會隨之降低，造成SCR脫硝入口煙溫低，無法滿足脫硝催化劑正常工作溫度，進(jìn)而造成氨逃逸率增加，影響催化劑正常投運(yùn)，嚴(yán)重時(shí)影響催化劑使用壽命，還會造成空預(yù)器堵塞，甚至無法滿足環(huán)保運(yùn)行要求。

當(dāng)前，很多公司為提高SCR入口煙溫，除采取調(diào)整尾部煙氣調(diào)溫?fù)醢濉⑼哆\(yùn)高位燃燒器、調(diào)整二次風(fēng)和提高給水溫度等常規(guī)運(yùn)行調(diào)整手段外，還運(yùn)用了省煤器熱水再循環(huán)、煙氣旁路、煙氣再循環(huán)、省煤器旁路、省煤器分級布置、增加零號高壓加熱器等技術(shù)。王榮等[23]在對600 MW機(jī)組的汽包爐的研究中指出，采取省煤器熱水再循環(huán)技術(shù)后，機(jī)組能深調(diào)至20% 鍋爐額定負(fù)荷(boiler rated load，BRL)，脫硝系統(tǒng)入口煙溫仍能滿足投運(yùn)條件。此技術(shù)對于汽包鍋爐極具借鑒意義，但不適用于直流爐。煙氣旁路技術(shù)在П式鍋爐上運(yùn)用較多，直接對低溫省煤器、低溫再熱器、低溫過熱器等系統(tǒng)進(jìn)行旁路，將高溫?zé)煔庖罶CR入口，通過調(diào)整新加的煙氣擋板始終保持SCR入口煙溫在正常工作溫度以上。王文鼎[24]對350 MW超臨界鍋爐單輔機(jī)深度調(diào)峰的改造實(shí)踐發(fā)現(xiàn)，增加煙氣旁路后，在機(jī)組額定負(fù)荷降低至30%時(shí)，能滿足脫硝催化劑工作溫度要求。劉沛奇等[25]對600 MW 級燃煤機(jī)組寬負(fù)荷脫硝改造方案進(jìn)行論證及評價(jià)，認(rèn)為省煤器分級布置能提高脫硝入口煙溫，即使在35%額定負(fù)荷時(shí)也能達(dá)到脫硝運(yùn)行溫度要求，但該技術(shù)技改工作量大，投資成本高。蔣曉鋒等[26]對零號高壓加熱器寬負(fù)荷脫硝技術(shù)節(jié)能進(jìn)行解析，當(dāng)機(jī)組負(fù)荷降至40%汽輪機(jī)熱耗驗(yàn)收(turbine heat acceptance，THA)工況時(shí)，脫硝溫度為317 ℃，比改造前升高27.9 ℃，能滿足脫硝對煙溫的要求；該研究還表明在50%THA和40%THA工況下機(jī)組供電煤耗降低1.0～1.4 g/kWh。由此可見，各種技改方案均能提高脫硝入口煙溫，但采用零號高壓加熱器技術(shù)不僅有助于提高脫硝煙溫，還可降低機(jī)組低負(fù)荷煤耗。

為滿足環(huán)保部門對燃煤機(jī)組污染物排放的嚴(yán)格要求(鍋爐從點(diǎn)火開始，脫硝必須達(dá)標(biāo)排放)，很多機(jī)構(gòu)開始研究低溫、超低溫脫硝催化劑。湯常金等[27]對超低溫(小于 150 ℃)SCR脫硝技術(shù)開展研究，但目前還在試驗(yàn)階段，要實(shí)現(xiàn)市場推廣還需要時(shí)間。針對以上問題，亟需盡快研究出一種能滿足20%額定負(fù)荷甚至更低機(jī)組負(fù)荷長期穩(wěn)定運(yùn)行要求的低溫、廉價(jià)脫硝催化劑。

由此可見，幾種提高脫硝入口煙溫技術(shù)中除煙氣再循環(huán)，都需要解決省煤器汽化問題。當(dāng)前，技改時(shí)都能增加過冷度監(jiān)控測點(diǎn)，易于運(yùn)行人員控制，解決該問題難度不大。省煤器分級布置改造費(fèi)用高，設(shè)計(jì)時(shí)還要考慮高負(fù)荷下防止 SCR入口煙氣溫度超溫的情況。綜上所述，不論對于汽包爐還是直流爐，在提高脫硝入口煙溫方面均可采取增加零號高壓加熱器的方法，不僅能滿足機(jī)組30%額定負(fù)荷調(diào)峰深度時(shí)的脫硝溫度要求，且提高低負(fù)荷期間的機(jī)組經(jīng)濟(jì)性。

2.3 直流爐水動力特性差問題及解決措施

深度調(diào)峰過程中，直流鍋爐的負(fù)荷變化會引起蒸汽壓力、燃燒偏差、水冷壁阻力、水冷壁入口水焓值等變化，導(dǎo)致部分水冷壁內(nèi)水的質(zhì)量流速下降、停滯，甚至倒流，勢必產(chǎn)生水冷壁水動力特性差的問題。直流鍋爐水動力不穩(wěn)定將直接影響水冷壁換熱效率，表現(xiàn)在水冷壁出口汽溫偏差大。水冷壁汽溫偏差直接影響水冷壁壁溫偏差，特別是相鄰水冷壁管壁溫偏差過大時(shí)直接會造成水冷壁鰭片拉裂，導(dǎo)致水冷壁產(chǎn)生裂紋而泄漏。水冷壁壁溫?zé)o法冷卻，使機(jī)組面臨著跳閘風(fēng)險(xiǎn)，甚至超溫爆管。張緒輝等[28]對1 030 MW超超臨界機(jī)組的深度調(diào)峰特性開展試驗(yàn)，發(fā)現(xiàn)部分水冷壁管壁溫偏差在深度調(diào)峰期間呈增大趨勢，負(fù)荷降得越低這種情況越嚴(yán)重。垂直管圈水冷壁的吸熱偏差更大，水冷壁出口溫度偏差問題更加突出，更易逼近跳機(jī)值，使得機(jī)組負(fù)荷無法進(jìn)一步降低。

為防止出現(xiàn)水動力差的問題，運(yùn)行人員一般在低于30%額定負(fù)荷時(shí)，將鍋爐轉(zhuǎn)為濕態(tài)運(yùn)行。同時(shí)，水冷壁結(jié)構(gòu)形式、燃燒偏差、運(yùn)行人員技能水平差異等也會影響鍋爐進(jìn)入濕態(tài)的負(fù)荷點(diǎn)。鍋爐干濕態(tài)轉(zhuǎn)換運(yùn)行操作量大，且易導(dǎo)致水冷壁壁溫偏差大，造成鍋爐跳閘，一般不宜長時(shí)間停留。鍋爐濕態(tài)運(yùn)行會造成機(jī)組經(jīng)濟(jì)性大幅下降、煙溫降低等問題。隨著調(diào)峰深度增加，30%額定負(fù)荷以下時(shí)水冷壁的安全運(yùn)行也是超臨界及超超臨界燃煤機(jī)組靈活性改造的方向。超過30%額定負(fù)荷時(shí)，如出現(xiàn)水動力問題造成的水冷壁出口溫度偏差較大且影響機(jī)組安全運(yùn)行時(shí)，運(yùn)行人員一般采取降低中間點(diǎn)溫度的方法來減小水冷壁出口溫度偏差，并根據(jù)溫度偏差的變化情況，決定是否提前轉(zhuǎn)濕態(tài)運(yùn)行。利用中間點(diǎn)溫度調(diào)整水動力特性差的方法是給水自動工況下常規(guī)的調(diào)整手段，但如果水動力惡化速度較快，中間點(diǎn)調(diào)整速度跟不上汽溫差變化速度，必須采取最基礎(chǔ)的手動調(diào)整方式，即立即將給水泵切至手動，直接增加給水泵出力，迅速提高給水流量，同時(shí)減少燃料量，以盡快改善水動力特性，降低水冷壁出口的最高溫度。

國內(nèi)外對直流爐水動力特性的研究偏少，缺乏解決或改善低負(fù)荷水動力特性差的具體措施。張帥博等[29]對鍋爐水動力特性的影響因素進(jìn)行分析，提出2種有效緩解水動力問題的方法：增設(shè)零號高壓加熱器和投運(yùn)高位燃燒器。增設(shè)零號高壓加熱器能夠提高給水溫度以及水冷壁入口焓值；投運(yùn)高位燃燒器可以減小因冷灰斗固有不規(guī)則性造成的水冷壁吸熱偏差。這2種措施均有助于解決水動力特性差的問題。張一帆等[30]研究指出，鍋爐煙氣再循環(huán)煙氣量和取煙位置均對鍋爐水動力有一定影響，采用煙氣再循環(huán)有利于降低水冷壁各管間流量分配偏差和管間壁溫偏差，但該技術(shù)要求對鍋爐進(jìn)行技改，同時(shí)需要考慮煙氣進(jìn)入爐膛的方式，以免對鍋爐低負(fù)荷穩(wěn)燃造成影響。

現(xiàn)有研究未對鍋爐燃燒偏差予以充分關(guān)注，本文研究認(rèn)為鍋爐低負(fù)荷期間的燃燒偏差也會造成水冷壁吸熱偏差，從而產(chǎn)生深度調(diào)峰期間鍋爐水動力特性問題。為降低水冷壁在鍋爐橫向及縱向吸熱偏差，需要開展空氣動力場試驗(yàn)。試驗(yàn)時(shí)不但要進(jìn)行高、中負(fù)荷動力場試驗(yàn)，還要進(jìn)行低負(fù)荷工況下的動力場試驗(yàn)，以確保鍋爐燃燒時(shí)的火焰在全負(fù)荷段均具有均勻的充滿度。

2.4 鍋爐積灰問題及解決措施

燃煤鍋爐受熱面臟污是不可避免的，燃用高灰分煤種時(shí)臟污程度更加嚴(yán)重。發(fā)電企業(yè)為降低成本，采購燃煤時(shí)關(guān)注較多的是煤價(jià)，市場上計(jì)算煤價(jià)的重要參考是燃煤熱值，而灰分又是影響熱值的重要因素，燃煤的灰分越高熱值越低，價(jià)格也相應(yīng)偏低，這種狀況最終導(dǎo)致鍋爐燃用煤種與設(shè)計(jì)煤種偏差較大。隨著高灰分燃煤摻燒比例的提高，П式鍋爐水平煙道及塔式鍋爐省煤器和尾部低溫受熱面區(qū)域積灰嚴(yán)重。加之在深度調(diào)峰期間，鍋爐總風(fēng)量較低，造成爐膛截面煙氣流速下降，煙氣攜帶能力減弱，導(dǎo)致高負(fù)荷期間容易積灰的部位積灰程度加重。П式鍋爐容易積灰的部位在水平煙道，該部位積灰較多時(shí)，鍋爐可能發(fā)生塌灰滅火；同時(shí)，水平煙道積灰后煙氣流速增大，受熱面磨損加劇，嚴(yán)重時(shí)會發(fā)生爆管。塔式鍋爐容易積灰的部位是爐膛頂部的省煤器和低溫再熱器區(qū)域，這2個(gè)區(qū)域積灰在深度調(diào)峰期間可能出現(xiàn)“搭橋”“堆積”的情況，導(dǎo)致該區(qū)域容易形成“煙氣走廊”，受熱面磨損加快。積灰量的增加及機(jī)組運(yùn)行工況擾動會產(chǎn)生積灰坍塌現(xiàn)象，輕則爐膛負(fù)壓波動，火焰電視閃爍，火檢強(qiáng)度變?nèi)?，重則鍋爐火檢喪失，鍋爐保護(hù)動作跳閘。

解決П式鍋爐水平煙道及塔式鍋爐頂部受熱面大量積灰問題的方法有改善煤質(zhì)、調(diào)整吹灰頻次、增加蒸汽或空氣吹灰器、增加聲波吹灰器等。代靜軼等[31]認(rèn)為，采取增加吹灰頻次并在水平煙道側(cè)包墻和底包墻增加聲波吹灰器措施，對治理П式鍋爐塌灰效果很顯著。張良等[32]也提出П式鍋爐低負(fù)荷工況下水平煙道的治理方案，在水平煙道底包墻增加10支蒸汽吹灰器。實(shí)踐表明，水平煙道積灰?guī)缀跸?，效果也不錯，但該方案存在蒸汽吹損受熱面管子的風(fēng)險(xiǎn)。董務(wù)明等[33]研究表明，塔式鍋爐主燃料跳閘(main fuel trip，MFT)的主要原因是鍋爐頂部塌灰，塌灰流影響燃燒器出口煤粉燃燒效率，導(dǎo)致磨煤機(jī)因失去火檢而跳閘。通過對省煤器區(qū)域增加聲波吹灰器，優(yōu)化50%額定負(fù)荷以下時(shí)爐膛頂部的低溫再熱器區(qū)域蒸汽吹灰方式，有效降低了鍋爐因塌灰造成的爐膛壓力波動、磨煤機(jī)跳閘等風(fēng)險(xiǎn)。由此可見，考慮降低深度調(diào)峰期間鍋爐積灰體量及受熱面吹損風(fēng)險(xiǎn)，增加聲波吹灰器是值得借鑒的技改措施。

除上述主要問題外，仍需考慮鍋爐在深度調(diào)峰期間出現(xiàn)的其他問題。隨著新能源吸納比例提高，以及風(fēng)、光、水等可再生能源本身固有的隨機(jī)特性，電網(wǎng)調(diào)度很難精準(zhǔn)預(yù)測每日的負(fù)荷曲線，燃煤機(jī)組將面臨當(dāng)日啟停靈活調(diào)峰。鍋爐頻繁啟停會造成鍋爐氧化皮脫落，進(jìn)而造成鍋爐超溫爆管。為防止鍋爐“四管”失效，還需要對鍋爐受熱面材質(zhì)開展研究，以適應(yīng)新形勢下的靈活、快速啟停需要。此外，深度調(diào)峰期間鍋爐6大風(fēng)機(jī)安全裕量小，處于不穩(wěn)定、不經(jīng)濟(jì)工作區(qū)，直接影響機(jī)組運(yùn)行的安全性和經(jīng)濟(jì)性。

3 深度調(diào)峰中協(xié)調(diào)控制存在的主要問題及應(yīng)對措施

燃煤機(jī)組協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)普遍以滿足超過50%額定負(fù)荷連續(xù)自動運(yùn)行為基準(zhǔn)[34]，但低負(fù)荷期間主再熱蒸汽容積流量、主再熱蒸汽溫度、給水流量、給水溫度、減溫水量、總風(fēng)量、煤量、磨煤機(jī)運(yùn)行臺數(shù)等均比正常運(yùn)行值低，且大部分熱力設(shè)備在低負(fù)荷期間調(diào)節(jié)線性變差及部分輔機(jī)啟停時(shí)帶來較大擾動，所以在深度調(diào)峰負(fù)荷至50%額定負(fù)荷之間很難實(shí)現(xiàn)全程協(xié)調(diào)自動控制，大部分燃煤機(jī)組協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)調(diào)節(jié)性能較差，嚴(yán)重時(shí)被迫采取運(yùn)行人員手動調(diào)整方式。協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)調(diào)節(jié)品質(zhì)差將影響各系統(tǒng)的調(diào)節(jié)精度，輕則造成水煤風(fēng)比例失調(diào)、過熱度波動、爐膛壓力波動、汽包水位波動、貯水箱水位波動、給水流量或者減溫水量波動、水冷壁出口壁溫偏差大、汽輪機(jī)應(yīng)力裕度閉鎖降負(fù)荷等異常情況，重則造成機(jī)組保護(hù)動作跳閘及其他事故發(fā)生。

現(xiàn)有研究顯示，深度調(diào)峰時(shí)提高協(xié)調(diào)控制品質(zhì)最常見的方法是低負(fù)荷下協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)邏輯優(yōu)化，主要在水、煤、風(fēng)、過熱度、滑壓曲線、負(fù)荷前饋、壓力前饋、水位控制三沖量等方面進(jìn)行優(yōu)化，以提高水、煤、風(fēng)的響應(yīng)速度和調(diào)節(jié)穩(wěn)定性，保證一定的煤水比、合適的過熱度、足夠的給水泵驅(qū)動汽輪機(jī)汽源壓力和流量、合適的給水流量、一定的給水溫度、穩(wěn)定的爐膛壓力、穩(wěn)定的一次風(fēng)壓等參數(shù)在合理區(qū)間，既能滿足不同負(fù)荷下各參數(shù)穩(wěn)定，又能確保各輔機(jī)在安全區(qū)間運(yùn)行，以實(shí)現(xiàn)機(jī)組整體的協(xié)調(diào)自動控制。高林等[34]從基礎(chǔ)邏輯優(yōu)化、低負(fù)荷穩(wěn)燃控制、變負(fù)荷速率提升、脫硝排放的全過程控制及考慮設(shè)備壽命的優(yōu)化控制等方面，提出深度調(diào)峰控制系統(tǒng)改造的潛在技術(shù)方案，但該方案僅停留在理論研究層面，并未預(yù)估方案實(shí)施的難度及能達(dá)到的效果。陳國震[35]指出通過增加深度調(diào)峰邏輯投運(yùn)按鈕、優(yōu)化深度調(diào)峰期間的焓值曲線、設(shè)定給水流量及鍋爐總風(fēng)量限值、優(yōu)化滑壓曲線、增加煤質(zhì)校正邏輯等，可在20%額定負(fù)荷深度調(diào)峰時(shí)實(shí)現(xiàn)機(jī)組的協(xié)調(diào)控制。李玲等[36]通過機(jī)理分析確定機(jī)組由額定負(fù)荷向深度調(diào)峰負(fù)荷變化時(shí)模型中主要參數(shù)的變化規(guī)律，然后將經(jīng)典比例積分微分(proportional integral derivative，PID)參數(shù)整定方法與仿真分析相結(jié)合，最終得到主要工況點(diǎn)協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)最優(yōu)參數(shù)，并提出適應(yīng)工況變化的變參數(shù)控制邏輯。將此方法應(yīng)用到330 MW機(jī)組深調(diào)峰改造中，優(yōu)化后的協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)可在33%～100%額定負(fù)荷范圍內(nèi)投入，并具有良好的控制品質(zhì)?？椎缕娴萚37]通過建立合理的機(jī)組能量需求模型，增加煤量動態(tài)前饋、機(jī)前壓力動態(tài)偏差修正、煤質(zhì)校正邏輯、一次調(diào)頻前饋等控制邏輯，能使機(jī)組在27%～100%額定負(fù)荷段協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)各子回路控制指標(biāo)達(dá)到生產(chǎn)過程的工藝需求。

解決深度調(diào)峰期間協(xié)調(diào)控制品質(zhì)差的方案較多，根據(jù)當(dāng)前研究可知，協(xié)調(diào)控制效果均比較理想，但實(shí)踐中不能照搬照抄，需要根據(jù)各機(jī)組的特點(diǎn)，梳理機(jī)組在低負(fù)荷下各參數(shù)的變化規(guī)律，并參考已經(jīng)公開發(fā)表的實(shí)踐方案，優(yōu)化機(jī)組控制邏輯。各種方案均要保證風(fēng)、煤、水、鍋爐主控、水冷壁出口溫度、過熱度、爐膛壓力、汽包水位、貯水箱水位、風(fēng)機(jī)最小葉片開度、磨煤機(jī)運(yùn)行組合、脫硝出口NOx值等在深度調(diào)峰期間的安全工作范圍內(nèi)，以盡量保證系統(tǒng)全自動運(yùn)行?，F(xiàn)有資料顯示，優(yōu)化深度調(diào)峰期間減溫水調(diào)門控制邏輯的方案較少。調(diào)峰深度較深時(shí)，機(jī)組負(fù)荷較低，主再熱蒸汽流量較小，主再熱蒸汽減溫水調(diào)門調(diào)節(jié)性能較差。如果投自動運(yùn)行，要密切關(guān)注減溫水調(diào)門后蒸汽溫度，必須保證該點(diǎn)的蒸汽溫度有足夠的過熱度，防止發(fā)生水塞爆管，甚至水沖擊事故。

4 結(jié)束語

“雙碳”目標(biāo)的形勢下，為充分挖掘燃煤機(jī)組調(diào)峰潛力，提高可再生能源消納能力，燃煤機(jī)組靈活性改造是當(dāng)前電力供給側(cè)改革的有效途徑，是響應(yīng)電網(wǎng)深度調(diào)峰政策的必要選擇。我國雖然針對燃煤機(jī)組深度調(diào)峰遇到的熱電解耦、鍋爐低負(fù)荷穩(wěn)燃性、低負(fù)荷脫硝運(yùn)行、直流鍋爐水動力安全性、鍋爐積灰、汽輪機(jī)末級葉片水蝕、協(xié)調(diào)控制品質(zhì)差等問題進(jìn)行了相關(guān)技改及運(yùn)行研究，但根據(jù)現(xiàn)有研究成果及生產(chǎn)實(shí)踐情況可知，針對低負(fù)荷時(shí)鍋爐穩(wěn)燃性能差、直流爐水動力差等問題的技術(shù)措施不夠成熟，理論研究偏少，研究廣度和深度還需要進(jìn)一步提高。同時(shí)，燃煤機(jī)組深度調(diào)峰期間運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性較差的問題也需要深入研究。在當(dāng)前形勢下，研究機(jī)構(gòu)、電網(wǎng)公司、發(fā)電企業(yè)三方應(yīng)各盡所能，努力提高燃煤機(jī)組深度調(diào)峰的靈活性，拓寬燃煤機(jī)組的生存利潤空間。