北方地区热电联产机组灵活性深度调峰改造技术路线研究

刘鹏 蔡斌斌

1.陕西榆林能源集团榆神煤电有限公司 陕西榆林 719000

2.榆能榆神热电有限公司 陕西榆林 719000

1 机组灵活性深度调峰改造技术路线

通过对两台机组进行分析和相关试验，发现其在供热灵活性和深度调峰方面存在问题：

在目前供热条件下，单台机组设计采暖抽汽流量500t/h，对应发电功率290.01MW，发电煤耗为212.44g/（kW·h），对应供热面积为816.62万㎡，两台无法满足供热面积1800万㎡。

当负荷低于40%时，锅炉燃烧相对较弱。受风量波动、炉膛负压及煤质变化等因素影响，锅炉燃烧不稳定，在特殊情况下引起锅炉灭火。

锅炉低负荷情况下脱硝进口烟气温度不足。试验表明，在40%负荷条件下，脱硝出口烟气温度为290-300℃，在35%负荷条件下，脱硝进口烟气温度为282-285℃，脱硝运行效果较差，而在长期运行中会产生大量的硫酸氢铵，导致空气预热器堵塞。

2 改造思路

随着国家新能源发电的大量投入以及节能减排力度持续加强，电力市场冗余，满足电网调峰需求是各电厂发展的必由之路。

2.1 汽轮机低压缸零出力改造

在低压缸高真空运行情况下，低压缸零出力改造采用全密封液压蝶阀替换原有的中压缸至低压缸进气阀，切断低压缸原进汽管的进汽口，通过新旁路管引入少量冷却蒸汽带走切断低压缸进汽口后，将低压转子旋转产生的鼓风热排出[1]。并对两台机组供热母管增加一路联通管，实现供热灵活性的目的。

2.2 改造前机组供热能力分析

根据改造前机组热力特性，单台机组额定抽汽工况下（主蒸汽流量1120t/h），设计采暖抽汽流量500t/h，对应发电功率290.01MW，发电煤耗为212.44g/（kW·h），单台机组的采暖供热能力为367.48MW，以设计采暖综合供热指标45W/㎡计算，对应供热面积为816.62万㎡；最大抽汽工况下（主蒸汽流量1120t/h），设计采暖抽汽流量530t/h，对应发电功率285.48MW，发电煤耗为205.4g/（kW·h），单台机组的采暖供热能力为389.53MW，以设计采暖综合供热指标45W/㎡计算，对应供热面积为865.61万㎡。

2.3 改造后机组供热能力分析

低压缸冷却蒸汽流量按20t/h核算，则改造后VWO额定主蒸汽流量（1120t/h）条件下，机组最大采暖抽汽流量约为651.77t/h，对应发电功率为269.18MW，单台机组的采暖供热能力为478.29MW，以设计采暖综合供热指标45W/㎡计算，对应供热面积为1062.87万㎡，机组在冬季采暖期具备原VWO额定主蒸汽流量工况上网电负荷72.40%的调峰能力。

2.4 锅炉低负荷稳燃改造

目前可采用低负荷稳燃技术，包括等离子点火系统和富氧燃烧技术。等离子点火稳燃不需要油，安全环保、运行成本低，且不会影响静电沉淀和脱硫。缺点是阴阳极的使用时间不长，需要经常对其进行更换。在富氧燃烧装置中，高纯氧与燃油充分预混，从而出现高温的火芯，在小空间内粉碎并点燃富氧煤粉流，分阶段点燃风煤粉流。利用小空间主动控制燃烧原理与富氧燃烧系统和锅炉部分参数，对底部煤粉燃烧进行主动控制，底层一次风煤粉流全部进入炉膛，处于稳定点火燃烧状态，实现机组的深度调峰[2]。

2.5 省煤器加装给水旁路或设置烟气侧旁路

根据试验，在低负荷工况下，通过给水旁路技术以及烟气旁路技术提高烟气温度。省煤器出口集箱直接引入集箱两侧，减少省煤器传热，提高脱硝进口烟气温度，并保证省煤器出水温度有足够的焓差。省煤器旁路流量灵活可调，利用给水旁路可对脱硝入口烟气温度进行调节，通过调节安装在旁路烟道上的烟气调节挡板，控制混合后的烟气温度，可使烟气温度提高10-30℃。

2.6 优化完善控制系统，增加相应的监测设备

在低负荷工况下，对送风量、供煤量以及给水泵最小流量等参数的测量会出现误差，需要通过不同的监控设备增加关键的参数测点，优化相应的控制系统，保证在运行稳定性。

3 机组灵活性深度调峰改造可行性分析

经计算，在抽汽流量相同的情况下，低压缸零出力供热可使机组发电量至少降低40MW，煤耗率也有所下降，具有深度调峰灵活、解耦能力强的优点，系统改造变化小，冷源损失可进行回收供热，投资小，收益高且节煤效果好，可以对抽汽供热以及背压供热进行转换，但机组的灵活性不会受导影响[3]目前，该方案已在国内多家电厂得到应用。

省煤器给水旁路可调旁路系统运行调试简单、准确、运行维护量小，而且现场施工量小，工期短，改造的成本低。由于给水旁路调节对省煤器的传热系数影响不大，虽然省煤器的吸热量发生了变化，但从热量平衡的角度看，烟气放热量的变化并不明显。严重时，还会影响省煤器的安全运行。

4 改造后电负荷调峰能力对比分析

（1）以设计VWO工况下的相同供热抽汽流量552.12t/h为对比基准，改造后机组发电功率降低57.69MW，发电煤耗降低27.87g/（kW·h）。

（2）以设计75%额定主蒸汽流量工况下的相同供热抽汽流量366.13/h为对比基准，改造后机组发电功率降低57.99MW，发电煤耗降低38.78g/（kW·h）。

（3）改造后在锅炉最低稳燃负荷（按30%MS蒸发量，主蒸汽流量329.66t/h考虑）条件下，以抽汽供热流量112.55t/h为对比基准，改造后机组发电功率降低44.05MW，发电煤耗降低51.92g/（kW·h）。

5 结语

通过对机组的深度调峰改造，可以大幅度提高电网的稳定性。同时也增加了燃煤机组的竞争力，对火电行业来说是不错的发展方向。