火力發電機組靈活性改造技術研究

郭佳玉

（國電電力大連莊河發電有限責任公司，遼寧 大連 116400）

截至目前，我國已成為全球風電裝機容量最大的國家，并且裝機逐年上升。由于風能源的不確定性，導致我國大部分區域電網調峰難度增大。火電機組按照以前上報的最小出力為額定容量的50%，考慮到安全原因和經濟性的原因，大多數機組都不愿意將負荷降至50%以下。安全性因素體現在低負荷時，鍋爐燃燒不好，容易滅火；經濟性因素體現在負荷減得越低，供電煤耗就越大，所以沒有哪個電廠愿意干這“傻事”。以前為了保證電網安全，“棄風”現象經常發生，但隨著人們生活水平的日益提高，現在人們越來越重視環保，對低碳要求也越來越高。為了最大限度地消納新能源電力，我國必須進行火電機組的靈活性改造，使得絕大部分火電機組都具有深度調峰的能力，在電網低谷的時候負荷能壓得下來，給風電留出空間。根據新能源占比較高國家的經驗，開展火電靈活性、提升電源調峰能力，可有效破解風電消納問題。

火電靈活性改造要怎么改？是否有成熟的、經濟的技術？當然，安全可靠是第一位的。靈活性改造肯定會涉及鍋爐、汽輪機、控制系統等方面的改造，正所謂牽一發而動全身，不能盲目地去改造，需要先做評估，然后再制定具體方案。當前國內比較常見的改造方案有以下四種：（1）低負荷穩燃技術。等離子燃燒器改造、油槍改為小油槍等，涉及制粉系統的改造，比如動態分離器的應用等；（2）低負荷脫硝技術?；旧嫌幸韵滤姆N可行的方案：一是分割布置省煤器方案；二是彈性回熱技術方案（回熱抽汽補充給水加熱技術）；三是省煤器煙氣旁路方案；四是省煤器水側旁路方案。這些方案各有特點，不能說誰比誰好，只能是結合各火電廠的實際情況選擇適應的改造方案[1]；（3）熱電解耦技術。在東北地區，有很多熱供機組可以通過實現熱電解耦的方法來達到靈活性改造的目的；（4）汽機改造技術。深度調峰對汽輪機的影響最大的就是低壓缸末級葉片在低負荷下的安全問題，低負荷下，末級葉片蒸汽濕度增大，汽輪機低壓缸末級葉片有可能發生水蝕[2]。

由于某電廠為非供熱純凝機組，不適合采用熱電解耦技術，結合實際情況，主要采用了低負荷穩燃技術和低負荷脫硝技術相結合的技術路線，對機組實施靈活性改造。

1 設備概況

某公司裝機規模為2×600MW 超臨界燃煤發電機組，兩臺機組分別于2007 年8 月6 日和11 月5 日投入商業運行，三大主機皆為哈電集團制造。

鍋爐型號HG-1950/25.4-YM3，為一次中間再熱、變壓運行，帶內置式循環泵啟動系統，固態排渣、單爐膛平衡通風、Π 型布置、全鋼構架懸吊結構、尾部雙煙道（前煙道布置低再和省煤器；后煙道布置低過和省煤器）、全封閉布置鍋爐。省煤器出口灰斗后水平煙道上布置有過、再熱器煙氣溫度電動調整擋板。在脫硝入口和鍋爐一二級低過煙道之間加裝了高溫煙氣旁路。脫硝催化劑為蜂窩狀，2+1 布置，采用尿素水解工藝。制粉系統配置6 臺ZGM113G 型中速磨煤機，2014 年完成了2 臺爐引增風機合并，改為汽動驅動?？疹A器后布置為四電場干式靜電電除塵，在吸收塔出口布置有5 個電場的極管濕式電除塵器。原設計煤種為雙鴨山煙煤，現煤源為煙煤和褐煤混燒。

汽輪機型號CLN600-24.2/566/566，為哈爾濱汽輪機有限責任公司制造的超臨界、一次中間再熱、單軸、三缸、四排汽、反動凝汽式汽輪機。采用定-滑-定壓運行方式時，滑壓運行范圍為30-90%BMCR。設有八段非調整抽汽，對由三臺高壓加熱器、一臺除氧器、四臺低壓加熱器組成的回熱系統及小汽機等供汽。

2 省煤器煙氣旁路系統改造

在鍋爐尾部后部一二級低過（煙氣方向）側包墻上開孔，引接高溫煙氣，至省煤器調溫擋板后。煙道規格為5000*800，分為左右兩支，每支上加裝了1 套調整擋板門。在機組負荷逐漸下降時，通過調整旁路擋板，使旁路擋板逐漸開大，最終達到全開，使部分高溫煙氣不經過省煤器換熱，直接進入脫硝系統，相當于抽取的高溫煙氣與前后煙道的煙氣進行混合后提高脫硝入口的煙氣溫度。主要流程比較簡單，即從后煙道轉向室處抽取高溫煙氣，在脫硝入口煙道進行混合，提高低負荷脫硝入口的煙氣溫度。旁路煙道上需要加裝膨脹節、關閉擋板、調節擋板進行煙氣流量的調節。煙氣旁路的運行主要是在低負荷工況下運行，通過尾部調溫擋板增加適當的煙氣阻力，調節旁路煙道上裝設的煙氣調節擋板控制混合后的煙氣溫度。高負荷運行時關閉旁路煙道關閉擋板即可。

為了節約燃料成本，由原來的設計煤種雙鴨山煙煤改為大量摻燒劣質褐煤，導致相同負荷下，燃料量大幅增加，以現在煤種計算，機組帶額定負荷時燃料量為330t/h 左右，而在燃用設計煤種時，機組帶額定負荷時燃料量僅為220t/h。多出來的100t/h 的煤量必然導致爐膛內灰分的大幅增加，煙氣旁路擋板安裝后，就必須考慮煙道內部堵灰及擋板門卡澀問題。作為調節擋板，必然存在一定的漏風率。在機組高負荷運行時，煙氣流速，流量都很大，長時間運行，再加上煙氣和擋板的摩擦作用，必然導致調節擋板內漏，這將大大地影響鍋爐效率。為此，結合實際運行情況，要求施工單位在設計時必須設計多加裝一道關斷擋板，必須保證質量，因為擋板在尾部煙道里，一旦擋板出現問題，將無法在線處理，只能停爐處理。每臺關斷擋板門均設置2組電動驅動裝置，并且在擋板門后設計煙溫測點。

由于鍋爐鋼構架載荷未考慮煙氣旁路載荷，所以需對原構架進行改造或補強。要求施工方必須要請有設計資質的單位來設計鍋爐鋼架構改造方案，對于設計出來的鋼架補強改造方案，還必須提交哈爾濱鍋爐廠審核。在原設計單位審核通過以后，才能開工改造。

尾部煙道旁路盡量增大爐左爐右方向的長度，保證煙氣在進入SCR 入口煙道時能混合均勻。整個煙道吊裝在梁上，通過限位裝置限制煙道的膨脹方向，最終用非金屬膨脹節吸收熱位移量。增加旁路煙道關閉擋板和調節擋板電動執行機構操作平臺，并安裝人口門，方便檢修。

改造后，機組負荷220MW 及以上時，通過開大脫硝入口煙氣旁路擋板，基本能夠滿足脫硝入口煙氣溫度＞300℃。在300MW 工況下全開煙氣旁路擋板，能夠使脫硝入口煙溫提升30℃左右，同時，改造后通過對鍋爐效率影響不大。對于高加退出的情況來說，在高加退出以后，全開脫硝入口煙氣旁路擋板，機組負荷在300MW 以上時，脫硝入口煙氣溫度能夠達到要求，期間維持中上排磨煤機運行，提高火焰中心，配合脫硝煙氣旁路的投運，確保脫硝入口煙氣溫度保持在305℃以上，脫硝系統連續運行。機組220MW 負荷運行期間，四臺磨煤機全燒褐煤，總煤量約為145t/h，由于熱負荷均勻，因此未使用等離子或油槍進行穩燃。鍋爐始終維持直流運行狀態，給水流量約為550t/h，水冷壁及過熱器也未出現超溫等異常，機組運行平穩。

此次改造后，在機組低負荷時開啟此擋板，脫硝反應器入口煙氣溫度提高15℃（設計300MW 時，空預器入口煙氣溫度305℃，現實際能達到310℃），基本上保證了脫硝系統在低負荷時能夠投入運行。

3 省煤器水旁路系統改造方案

由于公司已完成省煤器煙氣旁路改造，因此在深度調峰至180MW 的目標前提下，僅需要在此前基礎上將煙氣溫度再提高8-15℃即可確保滿足投運條件，由于水旁路改造具有改造時間相對短，因此首先實施加裝省煤器簡單水旁路改造。

本次省煤器給水旁路系統流程自給水管路上接出旁路管道，將此旁路管道接入省煤器出口連接管，同時旁路管道上配有控制閥、截止閥等閥門用來控制省煤器旁路水量從而控制通過旁路的給水流量。由于旁路工質不經過爐內煙氣換熱，故可以使省煤器換熱量減小，從而提高省煤器出口煙溫。而且旁路水量設有調節閥，可以控制通過旁路的工作流量，故可以在變負荷工況下，通過調節旁路水量來調節省煤器出口煙溫。

具體方案如下：在省煤器入口給水母管和省煤器出口下降管之間增加旁路聯通管線，旁路上設置2 臺電動閘閥、1 臺電動調整閥、1 臺逆止閥，流量計等測量裝置，在主給水管路接口位置加裝1臺電動憋壓閥（此閥門在機組低負荷時關閉，目的是增加旁路的流量）。在機組深度調峰時將此旁路電動門和調閥打開，將近40%的給水不經過省煤器，減少了省煤器的吸熱量，達到提高脫硝入口煙氣溫度（即省煤器出口煙氣溫度）的目的。初步分析計算溫度約提高8-10℃，配合原煙氣側小旁路煙道，在180MW 工況時脫硝入口煙氣溫度為304℃，基本能滿足機組180MW 負荷時投運脫硝煙溫條件。

水旁路系統設置手動和自動模式兩種控制方式，當滿足條件時，運行人員即可通過DCS 控制畫面打開省煤器旁路調門前后的電動閘閥。當省煤器旁路調門前后電動閘閥在全開位置后，將省煤器旁路調門緩慢打開至25%（調試時確定）左右，手動或系統設自動打開憋壓閥，手動或系統投自動調節控制閥。省煤器旁路調門控制（自動）如下：系統通過省煤器出口溫度設定值與省煤器出口溫度平均值的偏差來控制省煤器旁路調節閥的開度，進而控制省煤器給水旁路流量，達到控制SCR 入口煙溫的目的，運行人員可為設定值加一定的偏置。

4 調試情況

負荷應穩定運行在180MW-220MW 之間，調試期間（約2-4h）應避免負荷變動。燃料、系統主要參數滿足設計要求；省煤器旁路系統各閥門無故障且可遠程操作；旁路系統差壓變送器，省煤器出口水溫、煙溫測量儀表校準且讀數正常。

開啟省煤器旁路調門前后電動閘閥，開啟省煤器旁路調門，調節過程中，要求省煤器旁路調門每次調節開度變化不大于5%，觀察5-10 分鐘后，待系統穩定且無異常工況后方可進行下步操作。調門開啟過程中應注意觀察SCR 入口煙溫、省煤器旁路流量、省煤器出口壓力、省煤器出口溫度。觀察旁路管路，如出現管路振動或汽化傾向，應立即停止閥門開啟并關小閥門。

若省煤器旁路調門打開至20%開度時 SCR 入口煙溫仍未達到預定值，維持旁路調門開度不變，關省煤器進口憋壓閥。憋壓閥關閉過程中，應觀察給水流量、水冷壁出口過熱度、SCR 入口煙溫、省煤器旁路流量、省煤器出口壓力、省煤器出口溫度等參數。如上述參數出現劇烈波動，則須打開憋壓閥，排除原因后，方可重新投入憋壓閥。如憋壓閥正常關閉，則繼續開啟省煤器旁路調門。

當SCR 入口煙溫達到預定值，或省煤器出口壓力/水溫達到預警值，停止開啟調節門，試驗結束。

調試時其他注意事項：（1）調試過程中注意當前煙氣旁路的開度，試驗前后要求煙氣旁路的開度一致；（2）調試過程中注意省煤器進口壓力或主汽壓力，不小于技術協議要求值；（3）調試過程中注意低過與低再側煙氣擋板開度，若一側省煤器出口水溫偏高，需關小此側煙氣擋板開度。

5 其他改造

5.1 提高低負荷燃燒安全及穩定性

通常提高低負荷下燃燒穩定性的技術路線通常有：加裝等離子層，微油點火穩燃等技術。經分析，在目前不投入較大改造資金且能保證穩燃效果前提下，考慮將油槍更換為小流量霧化片方案，提高油槍霧化效果，減小熱負荷沖擊，節約用油。目前現役的油槍出力為1300kg/h.支，通過更換霧化片，將油槍出力控制為300kg/h.支。經討論將中間2 層C 層F 層燃燒器油槍更換為小流量霧化片，其余三層油槍依然保留大流量霧化片（目的是一旦有單臺磨組跳閘時，能夠及時投入油槍保證一定熱負荷，維持鍋爐安全運行）。

5.2 水冷壁垂直管和螺旋管增加壁溫測點

機組在低負荷運行時，由于流量偏低，個別管束有可能超溫和爐水汽化，影響鍋爐水動力安全，為此在水冷壁垂直管上增加管壁溫度測點，監督是否超溫；在省煤器懸吊管出口加裝壁溫測點，監督省煤器給水流量減少后其運行工況。所以要對水冷壁垂直管和省煤器懸吊管增加管壁溫度測點。

5.3 控制系統完善

機組在180MW 時保持鍋爐干態運行，給水流量接近保護定值，由熱工人員組織進行協調系統優化，將機組協調控制下的壓力曲線、給水曲線等控制邏輯延伸至180MW，滿足機組協調方式下的自動調整。省煤器出口水溫在DCS 畫面上添加飽和溫度點。

6 結語

本文結合某公司機組的改造實際方案，介紹了省煤器煙氣旁路和省煤器水旁路的改造情況，實現了深度調峰至180MW 的目標，通過靈活性改造也取得了很好的社會效益和經濟效益，對即將做靈活性改造的電廠起到了一定的參考作用。