北方地區熱電聯產機組靈活性深度調峰改造技術路線研究

劉鵬 蔡斌斌

1.陜西榆林能源集團榆神煤電有限公司 陜西榆林 719000

2.榆能榆神熱電有限公司 陜西榆林 719000

1 機組靈活性深度調峰改造技術路線

通過對兩臺機組進行分析和相關試驗，發現其在供熱靈活性和深度調峰方面存在問題：

在目前供熱條件下，單臺機組設計采暖抽汽流量500t/h，對應發電功率290.01MW，發電煤耗為212.44g/（kW·h），對應供熱面積為816.62萬㎡，兩臺無法滿足供熱面積1800萬㎡。

當負荷低于40%時，鍋爐燃燒相對較弱。受風量波動、爐膛負壓及煤質變化等因素影響，鍋爐燃燒不穩定，在特殊情況下引起鍋爐滅火。

鍋爐低負荷情況下脫硝進口煙氣溫度不足。試驗表明，在40%負荷條件下，脫硝出口煙氣溫度為290-300℃，在35%負荷條件下，脫硝進口煙氣溫度為282-285℃，脫硝運行效果較差，而在長期運行中會產生大量的硫酸氫銨，導致空氣預熱器堵塞。

2 改造思路

隨著國家新能源發電的大量投入以及節能減排力度持續加強，電力市場冗余，滿足電網調峰需求是各電廠發展的必由之路。

2.1 汽輪機低壓缸零出力改造

在低壓缸高真空運行情況下，低壓缸零出力改造采用全密封液壓蝶閥替換原有的中壓缸至低壓缸進氣閥，切斷低壓缸原進汽管的進汽口，通過新旁路管引入少量冷卻蒸汽帶走切斷低壓缸進汽口后，將低壓轉子旋轉產生的鼓風熱排出[1]。并對兩臺機組供熱母管增加一路聯通管，實現供熱靈活性的目的。

2.2 改造前機組供熱能力分析

根據改造前機組熱力特性，單臺機組額定抽汽工況下（主蒸汽流量1120t/h），設計采暖抽汽流量500t/h，對應發電功率290.01MW，發電煤耗為212.44g/（kW·h），單臺機組的采暖供熱能力為367.48MW，以設計采暖綜合供熱指標45W/㎡計算，對應供熱面積為816.62萬㎡；最大抽汽工況下（主蒸汽流量1120t/h），設計采暖抽汽流量530t/h，對應發電功率285.48MW，發電煤耗為205.4g/（kW·h），單臺機組的采暖供熱能力為389.53MW，以設計采暖綜合供熱指標45W/㎡計算，對應供熱面積為865.61萬㎡。

2.3 改造后機組供熱能力分析

低壓缸冷卻蒸汽流量按20t/h核算，則改造后VWO額定主蒸汽流量（1120t/h）條件下，機組最大采暖抽汽流量約為651.77t/h，對應發電功率為269.18MW，單臺機組的采暖供熱能力為478.29MW，以設計采暖綜合供熱指標45W/㎡計算，對應供熱面積為1062.87萬㎡，機組在冬季采暖期具備原VWO額定主蒸汽流量工況上網電負荷72.40%的調峰能力。

2.4 鍋爐低負荷穩燃改造

目前可采用低負荷穩燃技術，包括等離子點火系統和富氧燃燒技術。等離子點火穩燃不需要油，安全環保、運行成本低，且不會影響靜電沉淀和脫硫。缺點是陰陽極的使用時間不長，需要經常對其進行更換。在富氧燃燒裝置中，高純氧與燃油充分預混，從而出現高溫的火芯，在小空間內粉碎并點燃富氧煤粉流，分階段點燃風煤粉流。利用小空間主動控制燃燒原理與富氧燃燒系統和鍋爐部分參數，對底部煤粉燃燒進行主動控制，底層一次風煤粉流全部進入爐膛，處于穩定點火燃燒狀態，實現機組的深度調峰[2]。

2.5 省煤器加裝給水旁路或設置煙氣側旁路

根據試驗，在低負荷工況下，通過給水旁路技術以及煙氣旁路技術提高煙氣溫度。省煤器出口集箱直接引入集箱兩側，減少省煤器傳熱，提高脫硝進口煙氣溫度，并保證省煤器出水溫度有足夠的焓差。省煤器旁路流量靈活可調，利用給水旁路可對脫硝入口煙氣溫度進行調節，通過調節安裝在旁路煙道上的煙氣調節擋板，控制混合后的煙氣溫度，可使煙氣溫度提高10-30℃。

2.6 優化完善控制系統，增加相應的監測設備

在低負荷工況下，對送風量、供煤量以及給水泵最小流量等參數的測量會出現誤差，需要通過不同的監控設備增加關鍵的參數測點，優化相應的控制系統，保證在運行穩定性。

3 機組靈活性深度調峰改造可行性分析

經計算，在抽汽流量相同的情況下，低壓缸零出力供熱可使機組發電量至少降低40MW，煤耗率也有所下降，具有深度調峰靈活、解耦能力強的優點，系統改造變化小，冷源損失可進行回收供熱，投資小，收益高且節煤效果好，可以對抽汽供熱以及背壓供熱進行轉換，但機組的靈活性不會受導影響[3]目前，該方案已在國內多家電廠得到應用。

省煤器給水旁路可調旁路系統運行調試簡單、準確、運行維護量小，而且現場施工量小，工期短，改造的成本低。由于給水旁路調節對省煤器的傳熱系數影響不大，雖然省煤器的吸熱量發生了變化，但從熱量平衡的角度看，煙氣放熱量的變化并不明顯。嚴重時，還會影響省煤器的安全運行。

4 改造后電負荷調峰能力對比分析

（1）以設計VWO工況下的相同供熱抽汽流量552.12t/h為對比基準，改造后機組發電功率降低57.69MW，發電煤耗降低27.87g/（kW·h）。

（2）以設計75%額定主蒸汽流量工況下的相同供熱抽汽流量366.13/h為對比基準，改造后機組發電功率降低57.99MW，發電煤耗降低38.78g/（kW·h）。

（3）改造后在鍋爐最低穩燃負荷（按30%MS蒸發量，主蒸汽流量329.66t/h考慮）條件下，以抽汽供熱流量112.55t/h為對比基準，改造后機組發電功率降低44.05MW，發電煤耗降低51.92g/（kW·h）。

5 結語

通過對機組的深度調峰改造，可以大幅度提高電網的穩定性。同時也增加了燃煤機組的競爭力，對火電行業來說是不錯的發展方向。