燃煤机组深度调峰瓶颈改善及耦合调峰技术研究

童家麟，吴瑞康，茅建波，吕洪坤

（国网浙江省电力有限公司电力科学研究院，杭州 310014）

0 引言

2020 年我国全口径发电装机容量达2 200.58 GW，同比增长9.5%。其中，火电、水电、核电、风电、太阳能发电装机容量分别同比增长4.7%，3.4%，2.4%，34.6%，24.1%，且同期煤电装机占总装机比重历史性地降低至50.0%以下［1］，可再生能源将会取代燃煤成为我国第一大发电来源。同时，“双碳”目标的提出使我国能源系统加速转型升级势在必行，未来可再生能源装机容量会迎来更大规模增长，其大规模并网将给电力系统稳定性带来前所未有的挑战［2］。为了应对电力系统新形势，提高发电侧主力——燃煤机组的深度调峰运行能力，进而增加电网调节灵活性已成为迫在眉睫的任务。

某省电网处于特高压受端，随着近年来该省可再生能源发电大规模并网及特高压等外购电逐年大幅攀升，亟须深度挖掘煤电机组深度调峰能力［3］。目前，已完成62台非供热燃煤机组40%连续经济出力（Economic Continuous Rating，ECR）深度调峰试验，部分机组完成了30%ECR深度调峰试验研究，在研究中已暴露出不少制约机组进一步调峰能力的问题。国内诸多研究结果表明，随着新型电力系统对燃煤机组调峰调频需求日益严苛，机组现有调峰能力瓶颈势必将影响未来进一步进行30%以下乃至20%ECR 深度调峰工作［4］。因此，本文对该省燃煤机组特别是决定其调峰性能的主要设备——燃煤锅炉深度调峰瓶颈进行梳理，提出改善措施，并对近年来一些新型调峰技术：耦合多形态储能、耦合碳捕获、利用与封存（Carbon Capture，Utilization and Storage，CCUS）、多能耦合调节等的研究现状和应用场景进行介绍，以期为进一步提高燃煤机组深度调峰能力提供参考。

1 深度调峰对机组运行的影响

1.1 锅炉水动力

锅炉在深度调峰运行时，由于水冷壁内工质长期、频繁在不同参数下运行，使水冷壁系统的工作十分复杂，即使炉内稳燃问题能够解决，锅炉水动力方面也可能出现停滞倒流和传热恶化。现代超（超）临界锅炉由于蓄热装置容量和工质质量都较小，因而负荷调节的灵敏性较好，可实现快速启停和调节负荷，可正是由于该原因，其对热偏差的敏感程度更大，即在快速启停和频繁调峰时，可能产生较大的热偏差，进而引起壁温的剧烈波动，甚至超温爆管［5］。在某省40%ECR 深度调峰研究中，多台超（超）临界机组存在水冷壁水动力不稳定现象，其中：A 机组在A，B，F 3 台磨煤机组合运行时，前墙垂直水冷壁部分壁温接近或超过报警值；B 机组给水流量在650 t/h 左右时锅炉偶尔会出现水冷壁壁温短时突升现象。超（超）临界锅炉若继续向更低负荷调峰，则需干湿态转换，届时水冷壁水动力不稳定情况将会更加突出。

针对上述情况，低负荷锅炉水动力研究主要围绕以下几方面进行：（1）锅炉水动力特性研究。通过增设必要的壁温测点，获得在该条件下的水冷壁温度分布特性，通过试验及数值仿真的方法，获取各负荷下不同稳燃燃烧器布置方案炉膛局部热负荷分布规律；（2）水动力不稳定界限研究。通过理论分析和试验手段分析工质的流动与传热条件，获得压力、流量和热流密度等因素对水动力不稳定的影响规律，并获得锅炉稳燃燃烧器设计和布置的限定条件；（3）水动力设计方法研究。根据炉膛的传热流动条件特点建立适合锅炉超低负荷工作的锅炉汽水流程设计方法，建立锅炉水冷壁安全评估方法和评估体系。现阶段超（超）临界锅炉给水流量需维持在一定限值之上，导致干态区间难以被进一步拓展，随着深度调峰频率及深度不断加大，未来需对最低给水流量限值重新进行核算，以扩大干态区间。

1.2 锅炉稳燃能力

一般而言，锅炉负荷降低，燃烧器区域温度也随之降低，当燃烧器区域温度接近煤粉最低稳燃温度时，需严密监视燃烧器区域温度。1 台锅炉50%～20%ECR 区间内燃烧器区域温度变化如图1 所示。由图1可知，20%ECR燃烧器区域温度可较50%ECR下降幅度达400 ℃以上，而该锅炉在20%ECR 时，已投入3支微油枪助燃，若不投入微油枪，燃烧器区域温度则会更低，非常接近于煤粉最低稳燃温度。此外，其他锅炉在深度调峰时也出现过诸如：火检信号变弱、煤量晃动、炉膛压力波动等问题。值得注意的是，对于采用干排渣的锅炉，其炉底漏风也对炉内整体温度特别是中下层燃烧器区域温度影响较大［6］。

图1 锅炉50%～20%ECR区间内燃烧器区域温度变化Fig.1 Temperature in the burner region of a boiler running at 50%～20%ECR

针对上述情况，文献［7］提出了使用低热值、高挥发分煤种，以降低煤种着火温度、提高燃烧稳定性，同时可增加每套制粉系统运行煤量。文献［8］认为深度调峰下可通过减少投运燃烧器数量的方式提高投运燃烧器区域温度。文献［9］建议通过采用更为新型的强化稳燃燃烧器及增设更多数量的辅助稳燃装置等方式提高稳燃能力。此外，对于干排渣锅炉，采用湿式电除尘后的净烟气取代冷空气冷却干排渣亦是一种可行的改善方式。使用上述方式进行优化后，某锅炉燃烧器区域温度降幅明显变缓，20%ECR 燃烧器区域温度可维持在1 100 ℃以上。

1.3 过、再热蒸汽温度

燃煤机组在深度调峰运行时普遍存在着过、再热蒸汽温度偏离设计值的情况，有时可达到20 ℃甚至更高。典型不同容量机组40%ECR 过、再热蒸汽温度与设计值偏差情况见表1。由表可知，对于各类型机组，深度调峰运行时过、再热蒸汽温度均较设计值有所偏差，相对于过热蒸汽，再热蒸汽由于蒸汽比热容相对较小，其对机组负荷变化更加敏感，且存在调节手段单一、汽温非线性强等特点，使得再热蒸汽温度调节效果变差且烟气调节挡板难以投入自动控制［10］，个别机组偏差幅度可以达到40 ℃左右，而再热蒸汽温度降低超过允许范围时，则可能带来末级叶片应力增大、侵蚀、机组经济性大幅下降等问题。

表1 典型不同容量机组40%ECR过、再热蒸汽温度与设计值偏差情况Table 1 Deviations of the actual and design values of superheated steam and reheat steam temperatures of typical units with different capacities at their 40%ECR ℃

针对上述情况，文献［8］提出了在空气预热器前抽取再循环烟气，可以在保证锅炉效率的同时提高再热蒸汽温度。文献［11］认为通过重新分配低温再热器、高温再热器、高温过热器受热面积，可以使低负荷时再热蒸汽温度达到设计值，且可改善发电煤耗。文献［12］指出通过优化燃尽风与二次风比例等有针对性的燃烧调整后，再热蒸汽温度可以得到较为明显的提升。文献［13］提出了逐角调整二次风量的调整方式，再热蒸汽温度偏差得到了显著改善。某锅炉在设计时存在再热器受热面偏少的问题，原深度调峰时使用常规运行方式，40%ECR时再热蒸汽温度仅有约490 ℃，较大程度影响了机组运行的经济性，在采用尽量不投运折焰角下方燃烧器、减少燃烧器层投运至3 层及适当增大锅炉送风量后，再热蒸汽温度可提高至520 ℃左右。未来若采用再循环烟气改造，再热蒸汽温度可进一步提高至540 ℃以上。

1.4 脱硝装置投运

某省燃煤机组脱硝装置主要采用选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction，SCR）技术，其催化剂的适应范围为300～400 ℃，当机组深度调峰运行时，随着负荷下降，SCR 反应器入口烟温逐渐下降，当SCR 反应器入口烟温低于其催化剂适用下限温度时，催化剂活性会大幅降低并加剧硫酸氢铵在催化剂及下游设备表面的沉积，影响脱硝装置正常投运［14］。典型不同容量机组40%ECR 负荷SCR 入口烟气温度情况见表2。由表2可知，部分机组裕量相对较大，这与其通过增设分级省煤器、省煤器烟气旁路、增设#0 高压加热器等提高SCR 入口烟气温度的技术改造有关；而部分机组裕量相对较小，若进行30%ECR 深度调峰，则可能进一步降低至280 ℃左右，届时脱硝装置正常投运将更为困难，而不进行相应技术改造，仅通过燃烧调整等手段，改善程度非常有限［15］。3 种典型提高SCR 入口烟气温度改造技术比较见表3，由表可知，各改造技术均有其各自的优缺点，但若考虑到未来机组可能长期处于超低负荷下运行，相对而言，分级省煤器最为有利，其对锅炉效率影响最小。若无法进行相应技术改造，文献［16］提供了一种适用于未进行相应技术改造的“峰谷形”燃烧方式，通过调整投运燃烧器层煤量、二次风量“V形”分布，达到提高SCR入口烟温的目的。此外，若采用宽温催化剂，则可大幅提高脱硝装置适应范围［17］。

表2 典型不同容量机组40%ECR负荷SCR入口烟气温度情况Table 2 Flue gas temperature at the SCR inlet of typical units with different capacities at their 40%ECR ℃

表3 3种典型提高SCR入口烟气温度改造技术比较Table 3 Three technical approaches to increase the flue gas temperature at the inlet

1.5 干湿态转换

直流锅炉存在本生点，当锅炉负荷小于本生点时，锅炉将由干态转为湿态运行。若控制不当，深度调峰至35%ECR，直流炉即可能出现湿态迹象，使得机组响应电网负荷要求的调节能力大为减弱，且转态过程若操作、控制不当，极易引起锅炉受热面超温或蒸汽过热度不足等问题，影响机组安全、稳定运行［18］。某超超临界660 MW 机组负荷降至30%～35%ECR 时，锅炉储水箱水位和分离器出口蒸汽过热度随机组发电功率变化曲线如图2—3所示。由图可知，当机组在降负荷至35%ECR 时，锅炉的分离器出口工质过热度开始逐步下降，分离器开始逐渐出现水位，至30%ECR 时，分离器出口工质几乎没有过热度，完全转入湿态运行。

图2 储水箱水位随发电功率变化曲线Fig.2 Water level of the water reservoir varies with power generation

图3 分离器出口过热度随发电功率变化曲线Fig.3 Superheat at the separator outlet varies with power generation

对于超（超）临界机组而言，若能将干态区间拓展，则可显著提高其AGC 动态调峰能力。一般而言，锅炉干/湿状态与其分离器温度、压力密切相关，现阶段通常采用预设的燃水比控制分离器温度，控制效率较低，基于此，文献［19］提供了一种用预测的燃水比高效控制分离器温度，可根据机组实时运行状态调节燃水比，显著提升控制效率。可扩大干态区间的方法如图4 所示（面向指定参数的降蒸汽做功能力示意图），通过提高锅炉侧过热蒸汽和省煤器入口给水压力，可有效减少分离器干态运行时的蒸汽最小吸热量，有利于保证锅炉干态运行，同时，通过加大汽机侧调节阀节流，减小单位质量蒸汽的实际做功能力，在保证干态运行的基础上，有效降低机组发电功率。某超超临界机组应用上述技术后，将干湿态转换点下降6%以上额定负荷。

图4 面向指定参数的降蒸汽做功能力方法示意Fig.4 Reduction approach for the power capability of steam by regulating specified parameters

此外，机组深度调峰运行时还可能出现诸如：风机小流量下失速、制粉系统频繁启停、主机轴系振动加剧、末级叶片侵蚀、给水泵入口流量波动大、高加水位较大幅度波动、干湿态自动转换技术缺乏、燃料/给水量调节滞后、重要辅机故障调节品质不佳、供热品质难以满足热用户要求等制约瓶颈。与上文所述情况类似，尽管可以通过有针对性的技术手段和技术改造方案有效改善制约瓶颈，但程度有限，严重影响了机组进一步下调峰的可能，而耦合多形态储能、耦合CCUS、多能互补调节等新型调峰方式无疑是突破调峰瓶颈的关键可行技术。

2 耦合调峰技术

2.1 耦合多形态储能

火电机组耦合多形态储能是有效提高其调峰调频能力的重要技术手段。储能最早于19 世纪90年代于意大利和瑞士开始应用，早期多为抽水蓄能方式，主要在电网侧得到应用［20］。近年来，电源侧储能技术得到了快速发展，目前在火电机组调峰调频上有实际应用的主要为电化学储能，飞轮储能、压缩空气储能，上述储能方式在国内外尽管已有示范项目投产，但商业化应用仍需时日，且受自身因素限制，仅能应用于调频领域，下文将着重介绍另外几种可用于调峰领域的多形态储能方式。

图5为一种蓄热储能与火电机组耦合利用的发电系统，不同于现阶段东北地区已投运的电储能技术，该系统利用蓄热罐达到调峰目的：在需要快速降低机组负荷时将主蒸汽通过降温降压后存储入蓄热罐，可有效减少高、中、低压缸蒸汽流量；当需要快速提高机组负荷时，则将蓄热罐中存储的蒸汽通过减温减压后进入再热蒸汽管道，可有效增加中、低压缸蒸汽流量，进而提高机组负荷调节能力。在增强火电机组调峰能力的同时，可利用蓄热罐存储的蒸汽提高供热能力，该系统特别适用于难以热电解耦的火电机组。此外，若蓄热罐因场地因素受限难以达到所需容量，还可利用高温熔盐取代蒸汽进行蓄热。

图5 蓄热储能与火电机组耦合利用的发电系统Fig.5 Thermal power units coupling with heat storage systems

图6为一种电化学储热与火电机组耦合利用的发电系统，该系统利用Co3O4/CoO，Mn2O3/Mn3O4，CuO/Cu2O，BaO2/BaO 等几类金属氧化物的电化学储热达到调峰目的：在电网处于用电低谷期时，使用燃煤机组所发部分功率将金属氧化物发生还原反应后完成储热过程，进而快速降低系统上网功率；在电网处于用电高峰期时，金属氧化物发生氧化反应完成放热过程以加热空气透平入口压缩空气，进而快速提高系统上网功率，同时，余热锅炉产生的蒸汽可排挤部分汽轮机抽汽以辅助提高燃煤机组输出功率。该系统将燃煤机组与热化学储热耦合应用，利用热化学储热储能密度大及工作温度范围广等优势，有效提高了系统深度调峰水平及快速变动负荷能力［21］。

图6 电化学储热与火电机组耦合利用的发电系统Fig.6 Thermal power units coupling with electrochemical energy storage systems

图7为一种重力储能与火电机组耦合利用的发电系统，只需在火电机组附近的山体上设置重块小车组及相应的轨道即可实现：在电网频率升高需快速降低系统输出功率时，根据目标功率补偿量控制重块车辆组上行速度和上行加速度，以快速降低系统输出功率；在电网频率降低需快速提高系统输出功率时，根据目标功率补偿量控制重块车辆组下行速度和下行加速度，以快速提高系统输出功率。若重块小车组有足够的质量和良好的性能，可快速降低或者提高系统输出功率，并可突破系统内火电机组一次调频下限负荷，有效改善了火电机组调峰和一次调频即时响应能力。

图7 重力储能与火电机组耦合利用的发电系统Fig.7 Thermal power units coupling with gravitational energy storage systems

此外，对于燃煤热电联产机组，电热转换-储热是能够增强其“双向”调峰能力的可行技术，既可提高低负荷运行能力，也能增加高峰期的顶负荷能力，由于其不涉及燃煤热电联产机组本体设备改造，对其正常运行影响较小。在谷电时段，可直接消耗电能，减少其对外供电，可大幅提高调峰深度。在非谷电时段，蓄热水箱中的高温介质通过多种方式传递热用户，提高了机组供热能力［22］。

2.2 耦合CCUS

CCUS 技术被认为是应对气候变化、实现碳排放目标控制的有效手段和解决方案，其不仅是电力行业低碳化关键技术［23］，与火电机组耦合应用后，更能提高机组运行灵活性：在电网需增加机组出力时，可降低向碳捕集系统的能量供给，提高发电出力，在电网需减少机组出力时，可提高向碳捕集系统的能量供给，降低发电出力，较常规火电机组，可更加灵活地调节净出力，提高一次及二次调频响应速度进而改善电网调度灵活性。同时，与传统火电机组相比，采用CCUS 技术后，由于其运行存在额外能量损耗，从电网调度看，等效于降低机组出力下限，赋予其更大的调峰深度。此外，若结合虚拟同步控制技术，可更好地支撑低惯量电力系统运行。

2.3 多能互补调节

过去10多年，我国风、光、水等新能源发电实现了前所未有的发展，但是，受限于风电、光伏电固有的间歇、不可控发电特性，以及其他综合因素，使新能源发电消纳问题一直非常突出，将新能源发电与传统火电机组耦合应用实现多能互补已是国际上公认的突破新能源消纳瓶颈的可行方式［24］。图8为一种耦合光伏电的煤基超临界CO2发电系统：在光伏发电功率较高或电网用电负荷较低时，将CO2压缩后存入地下洞穴，在电网用电负荷较高时，将存储的超临界CO2送入超临界CO2锅炉中加热，以降低超临界CO2主压缩机功耗，增加发电机输出功率，同时可根据进入、送出超临界CO2锅炉的超临界CO2质量、焓值控制入炉煤量及风量。该系统不仅可在有效消纳光伏电的同时保证电网稳定性，亦可提高新型超临界CO2火电发电机组调峰能力进而提升电网运行灵活性。

图8 耦合光伏电的煤基超临界CO2发电系统Fig.8 Coal-based supercritical CO2 power systems coupling with PV generators

3 结论

大型燃煤机组深度调峰是目前各发电企业面临的实际问题。综合考虑机组在深度调峰时的运行特点，在40%ECR 工况下，不存在限制机组稳定运行的制约因素，但在向30%ECR 乃至最低负荷调峰时，诸多制约因素就不应被忽视，尽管通过有针对性的技术手段和改造方案可改善制约因素，但仅依靠机组自身已很难满足进一步下调峰的需求。

干态区域难以被拓展及干湿态转换技术缺乏是限制超（超）临界机组深度调峰能力的关键因素之一，通过分离器蒸汽温度预测及降低蒸汽做功能力调节等手段，可拓展超（超）临界锅炉干态区间达6%以上额定负荷，但仍有一定的调峰限制深度。

火电机组耦合多形态储能、耦合CCUS、多能耦合调节等新型调峰方式目前仍不非常成熟，仅在耦合电化学、飞轮、压缩空气储能等方面有商业化调频或者示范调峰项目投入运行，但其无疑是未来火电机组增强调峰能力的重要技术手段，且在技术上是可行的。

（本文责编：齐琳）