浏览次数：261一、立项背景：
随着能源结构供给侧改革的发展，对煤电机组进行灵活性改造的要求愈加严格，通过提高深度调峰能力，进而促进我国电力系统调节能力及可再生能源消纳能力的任务也愈加紧迫。
目前我国燃煤火电机组实际技术可调峰幅度可达60%～70%，并未达到深度调峰不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力20%～25%的需求。这是由于当机组负荷继续下降时，机组的安全性、经济性、环保性等方面受影响，包括低负荷稳燃、水动力安全、脱硝系统投运、辅机安全性将会出现许多问题。其中，最核心的问题就是如何确保锅炉低负荷时的稳燃，这也是本课题所关注的核心和重点，此外本文将利用锅炉燃烧数值模拟和水动力仿真技术对低负荷稳燃特性进行预测，应用于示范机组并基于源网荷协调控制技术，进行切缸运行试验，拓展供热机组低负荷稳燃能力。
二、内涵和主要做（方）法及研究原理：
1、根据燃烧动力学原理、传热学原理、洁净燃烧理论，采用ANSYS FLUENT燃烧数值仿真软件，结合数值模拟与试验测试技术，进行电站锅炉全炉膛燃烧过程数值建模仿真，模拟锅炉超低负荷变运行方式的温度、速度、煤粉浓度、污染物排放浓度场特性，通过减少煤粉气流的一次风量、提高一次风温度、降低煤粉颗粒的细度等精细化调整手段，探讨锅炉超低负荷运行可行性，实现机组深调峰现场稳燃试验及燃烧改造的指导。经过模拟数据与现场实测数据对比，最大偏差可控制在8%以内，吻合良好，计算较为精确。通过建立高精度燃烧仿真模型进行深度调峰稳燃能力预测，降低了现场试验安全风险，提高了低负荷能力的煤种适应性，有效提升了超低负荷预测准确性。
2、根据质量守恒、动量守恒和能量守恒原理，利用浙江大学锅炉热力仿真软件BESS5.0建立高精度水冷壁水动力仿真模型，进行典型亚临界调峰机组水动力循环建模仿真，通过机组超低负荷水动力循环关键参数及可靠性校验分析，确保机组深度调峰工况下，锅炉循环倍率有足够安全裕度，流量分配和循环流速合理，金属温度不超限，正常热负荷下，锅炉水冷壁无停滞、流动不稳定现象，运行水动力特性安全可靠，该模型计算精度高于同类技术指标。
3、依据燃烧动力学原理、稳定燃烧理论开发低负荷燃烧优化技术，并应用于低负荷稳燃试验研究，在示范机组完成25%额定负荷的超低稳燃能力目标，实现机组纯凝模式最低出力调峰范围拓展25%。试验结果表明：在无设备改造、无助燃前提下，锅炉低负荷燃烧稳定，主辅机系统运行正常、安全，锅炉满足超低排放要求，基本实现机组静态方式下深度调峰至25%额定负荷锅炉的预期目标。
4、基于源网荷协调控制技术，进行典型机组汽轮机切除低压缸超低负荷运行试验，实现电网供电、新能源消纳及地方供热三者高效、科学、智慧调控。在保证供热前提下，采用低压缸不进蒸汽、中压缸排气直接供热运行模式，供热模式下机组电负荷最大下限为82MW，负荷下限拓展率达22%，期间机组锅炉燃烧稳定、AGC响应及时、辅机运行正常、性能指标优良，无超温、污染物排放超限等异常。
三、新亮点和值得学习借鉴之处
创新点：
1、依据高精度燃烧仿真模型模拟燃烧调整试验过程，进行机组超低负荷预测与稳燃优化指导，同时有效提升了超低负荷预测准确度，实现了对机组深调峰现场稳燃试验及燃烧改造的理论指导。
2、依据高精度水冷壁水动力仿真模型，进行典型亚临界调峰机组水动力循环建模仿真，通过机组超低负荷水动力循环关键参数及可靠性校验分析，确保机组深度调峰工况下水动力的安全可靠性，该模型计算精度高于同类技术指标。
3、在示范机组完成了锅炉深度调峰稳燃试验验证与技术应用，并基于源网荷协调控制技术，进行典型机组汽轮机切除低压缸超低负荷运行试验，试验结果表明：机组在纯凝模式下，最低出力调峰范围拓展至25%，供热模式下，最低出力调峰范围拓展至22%，实现电网供电、新能源消纳及地方供热三者高效、科学、智慧调控。
值得学习借鉴之处：
1、利用数值燃烧模拟仿真技术模拟精细化调整，高精度燃烧仿真模型提升超低负荷预测准确度，根本解决利用数值燃烧模拟技术预测锅炉最低稳燃负荷问题；
2、利用高精度水动力循环仿真实现超低负荷锅炉水动力安全校核，根本解决超低负荷运行时稳燃及水动力安全问题；
4、锅炉深度调峰稳燃试验验证与技术应用，基本解决深度调峰模式下不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力20%～25%的需求问题；
5、整合开发供热机组低负荷稳燃技术实现深度调峰能力拓展，基本解决冬季供热期间热电矛盾问题。；
6、成套技术可同时应用于纯凝及供热机组应用前景广泛。
四、实施应用前后效果（益）情况对比
经济效益：
机组发电标准煤耗随负荷率下降逐渐增大，在负荷率为60%之前，发电标准煤耗率变化较小，当机组负荷降低至25%时，发电标准煤耗增加约43g/kW·h。根据《华北能源监管局关于开展内蒙古调峰辅助服务市场模拟运行的通知》，实时调峰交易采用“阶梯式”报价方式和价格机制，市场开展初期设定每当报价范围为0～500元/MW·h。
本项目应用的示范机组平均调峰负荷降低至25%额定负荷，日平均调峰时长4h，按照2019年1月环渤海动力煤报价570元/吨，则每日调峰发电量为540MW·h,每日调峰发电成本增加13235元。考虑到参与调峰让出部分发电量，假设该机组不参与调峰时平均负荷为70%额定负荷，假设上网交易电价为0.26元/kW·h，发电直接成本为0.16元/kW·h，在调峰期间内由于少发电量造成的每日实际利润减少约为5.4万元。
火电厂完成灵活性改造后，机组具备最低出力25%额定负荷调峰能力，属于蒙西地区机组调峰先进水平，调峰补偿出勤价格按450元/MW·h计算，机组深度调峰期间电网补偿费用为24.3万元。
综合考虑，示范机组每天参与深度调峰4h，调峰期间平均负荷由70%THA降低至25%额定负荷，每日机组参与深度调峰日收益计算见下表。
电网补偿费用
少发电量造成的利润减少
超低负荷运行造成的燃料成本增加
实际收益
万元
万元
万元
万元
24.3
5.4
1.3235
17.58
由此可见，火电厂灵活性改造后，每天参与深度调峰4h，日收益约17.58万元，去除机组检修、停机等因素影响，该示范机组深度调峰年收益约6416余万元。
社会效益：
此项技术推广应用，不但给火电企业带来可观的经济效益，而且对电网安全弹性运行、解决热电矛盾、提升新能源消纳比例都有重要作用，对全社会节约能源和保护环境有着巨大意义。新能源消纳比例的提升使得NOx排放与煤耗得以降低，不但可以减轻电厂排污热污染、保护大气环境、促进兑现我国《巴黎协定》CO2减排承诺，而且可有效提高电力工业整体经济性，节约能源，为当前我国能源紧张、节能降耗做贡献。
五、可推广应用范围
本项目的研究成果是基于数值仿真的火电机组深度调峰技术，可对机组进行低负荷针对性诊断优化，摸清深调峰模式下变磨组合特性，制定灵活性改造可行性方案，可在电力行业进行全面推广。
项目已在4台电站锅炉开展不同程度的应用，机组容量300～600MW的煤粉炉，起到了均衡锅炉低负荷燃烧、拓展机组弹性运行范围、提高深度调峰能力、提高机组响应能力等作用；该技术也在自治区电力节能技术监督培训中进行了专题讲座，起到了技术交流、互相促进、共同进步的作用。此项技术推广应用，不但给火电企业带来可观的经济效益，而且对电网安全弹性运行、解决热电矛盾、提升新能源消纳比例都有重要作用，对全社会节约能源和保护环境有着重要意义。
面对巨大市场，将火电厂深度调峰与电网安全稳定弹性运行及热电解耦相结合，着力解决火电机组对于新能源消纳中的调峰能力拓展，解决冬季供热期间热电矛盾，实现电网供电、新能源消纳及地方供热三者高效、科学、智慧调控，会为电力能源行业带来极大的经济效益与社会效益，具有很大的市场推广前景。