供热机组汽机锅炉异步负荷深度调峰系统探讨

王国成

摘要：热电联产供热机组汽机锅炉异步负荷深度调峰系统可以提高供热机组参与电网深度调峰能力及增加机组供热能力，同时也能实现机组全负荷脱硝。本文拟对该系统进行分析说明，为同类型供热机组提供参考。

Abstract： The steam-turbine and boiler asynchronous working condition deeping-peak-shaving system of combined heat and power plant can enhance the capability of power plant join in the power grid deeping-peak-shaving and increase the capability of power plant supply more steam. It also can realize all working condition SCR. The article analyzes this system to provide reference for similar heating unit.

关键词：汽机锅炉异步负荷;深度调峰;系统;全负荷脱硝

Key words： steam-turbine and boiler asynchronous working condition;deeping-peak-shaving;system;all working condition SCR

中图分类号：TM621                                       文献标识码：A                                  文章编号：1006-4311（2019）35-0212-02

1  背景技术

按照国家发改委、国家能源局《电力发展“十三五”规划（2016-2020年）》的精神要求，要求全面推动煤电机组灵活性改造，实施煤电机组调峰能力提升工程。通过进行灵活性技术实施，提高火力发电机组的深度调峰能力。

2  供热机组深度调峰现存问题

根據汽轮机与锅炉相匹配原则，汽轮机负荷降低时，锅炉负荷也随之降低;依据汽轮机本身特性，汽轮机最低安全运行负荷可以降至20%额定负荷左右。但受锅炉最低稳燃负荷要求的限制（一般为30%额定负荷），汽轮机最低运行负荷一般为30%额定负荷。当汽轮机参与电网深度调峰时，汽轮机负荷只能降到30%额定负荷，无法降到20%额定负荷左右，从而制约了发电机组深度调峰能力。同时，对于热电联产供热机组，根据供热机组汽轮机的特性，随着汽轮机负荷下降，汽轮机的抽汽供热能力也随之降低。当热电联产供热机组参与电网深度调峰进行降低负荷运行时，必将导致汽轮机抽汽供热能力相应下降。近年来，随着国内局部地区电力市场和供热市场供需矛盾的显现，特别是供热机组在区域装机容量占比高的地区（如中国东北等地区），在供暖期电网需求少供热需求大的情况下，导致电网深度调峰能力不足和汽轮机抽汽供热能力下降。

目前，我国火力发电厂锅炉设备一般先通过低氮燃烧技术减少NOx的生成量，再通过脱硝工艺（主要采用SCR技术）脱除NOx，从而降低锅炉NOx排放量。催化剂是SCR脱硝系统的核心部件，其性能对脱硝效果有直接影响。而锅炉烟气温度对反应速度和催化剂的反应活性及寿命有决定作用，是影响SCR脱硝效率的重要因素之一。常用的SCR催化剂为中温催化剂，正常活性温度区间一般为310℃～420℃之间，催化剂活性物的活性最高，催化还原反应效率最高。但常规锅炉设计中，会存在如下问题：在机组负荷较高时，脱硝装置进口烟温正好在催化剂正常运行范围;而在机组负荷较低时，脱硝装置进口烟气温度较低，低于催化剂的正常使用温度。若在低负荷时将脱硝装置进口的设计烟温提高到满足催化剂的要求，则在高负荷时烟温会更高，引起排烟温度高，锅炉效率低，煤耗量大。因此，一般情况下都按在高负荷时满足较低的排烟温度来进行设计，这将致使电厂在低负荷时只能将脱硝装置解列运行。具体如图1所示。

一般来说，脱硝催化剂厂家都有催化剂最低连续运行温度，超过温度范围催化剂将不能发挥应有的作用。但我国绝大多数燃煤供热机组都参与电网调度，在实际运行过程中，尤其是非用电高峰时，机组常常不能满负荷运行，甚至运行于50%以下的负荷区间。在中、低负荷下的SCR反应器入口烟温经常会低于SCR催化剂的正常活性温度区间，SCR脱硝系统装置无法正常运转，无法保证锅炉NOx排放量达到环保排放要求。同时，随着风电、光电等清洁能源的大规模并网，其随机性和间歇性带来的电网安全风险将会大幅度增加，严重影响局部电网的稳定性。为了满足电网现实需求，火力发电机组应逐步具有运行灵活性、深度调峰、快速爬坡和快速启停功能，这也对锅炉设备全负荷脱硝提出了更新、更高的要求。

3  汽机锅炉异步负荷深度调峰系统技术方案

本文提供的深度调峰系统目的是为了解决上述现有国内局部地区供热机组参与电网深度调峰能力不足、汽轮机抽汽供热能力下降及低负荷SCR脱硝系统装置无法正常运转的问题。供热机组汽机锅炉异步负荷深度调峰系统通过采用汽轮机运行负荷低于锅炉运行负荷的方法来降低供热机组的发电量，提高供热机组参与电网深度调峰能力，同时将锅炉运行多出的热量通过加热部分中压给水的方式，将部分中压给水加热成过热蒸汽对外供热，提高供热机组的供热能力，再通过调节对外供蒸汽流量确保SCR反应器入口烟温在SCR催化剂最佳反应温度区间。

供热机组汽机锅炉异步负荷深度调峰系统包括供热蒸汽发生系统、过热器再热器防干烧系统（详见图2）。

供热蒸汽发生系统中从给水前置泵5与给水泵6之间的中压给水管道23上引出一路供水管道25并在管道上设置流量调节阀32;供水管道25将部分中压给水输送至空气预热器17前烟道22内的一级烟气过热器17进行加热变成过热蒸汽，经蒸汽管道26将过热蒸汽输送至布置在省煤器10入口前锅炉尾部竖直烟道21内的二级烟气过热器11，提高蒸汽的过热度后通过过热蒸汽管道27输送至热用户20，完成采用部分中压给水生成供热蒸汽的供热蒸汽发生系统流程。

同时，通过调整流量调节阀32来控制吸收锅炉烟道内烟气热量来控制进入脱硝装置16入口烟气温度使SCR催化剂处于最佳反应温度区间，确保锅炉能够在全负荷工况下均能满足最佳脱硫效果。

过热器再热器防干烧系统中在汽轮机高压缸2一段抽汽管道28上增设流量调节阀33，在汽轮机高压缸2再热冷段管道29上引出的二段抽汽管道30上增设流量调节阀34，同时在汽轮机中压缸3三段抽汽管道31上也增設流量调节阀35，通过控制经过上述三个流量调节阀的蒸汽流量，降低高压给水管道24内依次经过3号高压加热器7、2号高压加热器8和1号高压加热器9并进入省煤器10的高压给水温度，防止低温过热器13和高温过热器15干烧;通过控制二段抽汽管道30上增设的流量调节阀34来调整进入2号高压加热器8的蒸汽流量，提高高压缸2再热冷段管道29内的蒸汽流量，达到防止低温再热器12和高温再热器14干烧的目的。

4  供热机组汽机锅炉异步负荷深度调峰系统有益效果

①采用汽轮机运行负荷低于锅炉运行负荷的方法来降低供热机组的发电量，同时汽轮机最低负荷可降到20%额定负荷左右，提高供热机组参与电网深度调峰能力;②采用将锅炉运行多出的热量加热部分中压给水的方式，将部分中压给水加热成过热蒸汽对外供热，提高供热机组的供热能力;③使脱硝装置入口烟气温度在SCR催化剂最佳反应温度区间，确保锅炉能够在全负荷工况下均能满足最佳脱硝效果。

参考文献：

[1] 热电联产项目可行性研究技术规定.2001.

[2]沈维道，将智敏，童钧耕.工程热力学[M].

[3]刘景仁.CS1000集散系统在新扩建汽机锅炉中的应用[J].价值工程，2010，29（04）：78.