燃煤机组深度调峰技术探讨

来源：SCI期刊网 分类：建筑论文 时间：2021-12-25 10:41 热度：

摘 要：[摘 要]为提高我国可再生能源的消纳能力，开展深度调峰技术改造已成为燃煤机组未来的发展趋势。本文从提高锅炉低负荷稳燃能力、实现机组供热工况热电解耦、提高机组主辅机及其环保装

　　[摘 要]为提高我国可再生能源的消纳能力，开展深度调峰技术改造已成为燃煤机组未来的发展趋势。本文从提高锅炉低负荷稳燃能力、实现机组供热工况热电解耦、提高机组主辅机及其环保装置低负荷下设备适应性 3 方面出发，对燃煤机组深度调峰的主要运行和改造技术进行了汇总和探讨，以期为各电厂实施技术改造提供思路。建议开展低负荷下锅炉精细化调整和稳燃试验，根据试验结果和调峰需求，分别从锅炉、汽轮机、热控等方面进行深度调峰改造可行性研究，通过改造、调试、验收最终实现机组深度调峰安全、经济运行。

　　[关 键 词]深度调峰;燃煤机组;灵活性;低负荷运行;锅炉稳燃;热电解耦;精细化调整;适应性

　　截至 2016 年底，我国发电装机容量达到 16.5 亿 kW，其中火电、风电、水电、光伏发电的装机容量分别约为 10.5、1.5、3.3、0.8 亿 kW[1]。大力发展风能、太阳能等可再生能源已成为“十三五” 期间我国电力发展的重点任务之一[2]。由于风电、光伏发电的随机性、间歇性较强，其大规模并网给电网的安全稳定运行带来了负面影响。为提高可再生能源的消纳能力，承担着全国 70%以上发电量的火电机组须承担电网的调峰任务。

　　受电厂煤质、设备等的影响，目前我国火电机组调峰能力在纯凝工况下普遍只有 40%~50%额定容量，在供热工况下更是低至 30%左右，这与德国、丹麦等欧洲国家火电机组 70%以上的调峰能力差距较大。根据国家能源局发布的数据[3]，2016 年我国弃风总电量为 497 亿 kW·h，直接经济损失 200 多亿元人民币。因此，在我国抽水蓄能发电机组、燃气机组装机容量占比较小的现状下，开展存量火力发电机组的灵活性改造，提高其深度调峰能力，显得尤为必要。

　　《电力发展“十三五”规划》明确指出，要全面推动煤电的灵活性改造，“十三五”期间计划实施 2.2 亿 kW 燃煤机组的灵活性改造[2]。火电灵活性改造预期将使热电机组最小技术出力达到 40%~50%额定容量，纯凝机组最小技术出力达到30%~35%额定容量，部分煤质、设备好的机组纯凝工况最小技术出力达到 20%~25%额定容量。提高燃煤机组深度调峰能力主要包括 3 个方面：1)提高锅炉低负荷稳燃能力;2)实现机组供热工况热电解耦;3)提高机组主辅机及其环保装置在低负荷下的设备适应性。本文将就燃煤机组深度调峰的主要技术进行论述，为即将开展火电灵活性改造的机组提供改造思路。

　　1 提高锅炉低负荷稳燃能力

　　目前大部分燃煤锅炉的低负荷稳燃能力在 50%额定负荷左右。提高锅炉低负荷稳燃能力的主要技术措施有以下方面。

　　1.1 锅炉精细化运行调整

　　目前，300 MW 以上新投产烟煤机组的设计不投油稳燃负荷为 35%额定负荷左右，但实际运行时最低稳燃负荷仅为 50%额定负荷左右。可见，大部分锅炉的低负荷稳燃能力值得挖掘。锅炉精细化运行调整旨在在现有煤质和设备条件下挖掘锅炉的低负荷稳燃能力，其包括以下方面。

　　1)粉管一次风速大小及其偏差调整 阎维平等就煤粉浓度对着火温度的影响进行了研究[4-6]，发现随着煤阶的增加，最低着火温度对应的煤粉浓度逐步增加，如烟煤的最佳煤粉浓度约为 0.5 kg/kg，贫煤、无烟煤为 1.0 kg/kg 以上。然而，大部分锅炉实际运行过程中，粉管内平均煤粉浓度仅为 0.3~ 0.4 kg/kg。因此，应先将各粉管一次风速偏差调平，在确保不堵管的前提下，适当降低一次风速，增加粉管内煤粉浓度。

　　2)煤粉细度调整 随着煤粉细度的降低，煤粉颗粒的比表面积增加，煤的表观活化能大大降低，有利于挥发分的析出和颗粒的非均相着火。陈占军等[7]对煤粉粒径对着火温度的影响进行了研究，发现随着煤粉粒径的降低，煤粉着火温度明显降低，以晋城无烟煤为例，煤粉平均粒径从 90 μm 降低至 60 μm 后，其着火温度从 640 ℃左右降低至 570 ℃ 左右。在机组深度调峰期间，可通过调整磨煤机分离器挡板或转速，在保证磨煤机运行安全的前提下降低煤粉细度。

　　3)配风方式调整 配风方式对锅炉低负荷稳燃能力的影响与燃烧器的结构形式有关。针对四角切圆锅炉，低负荷下应适当关小周界风，降低煤粉着火热，同时投运燃烧器之间的辅助风开度应合适，过大或过小都不利于低负荷稳燃;针对前后墙对冲旋流燃烧器，低负荷下内二次风风量应适当关小，过大会增加煤粉的着火热。

　　4)燃烧器旋流强度调整 对前后墙对冲燃烧锅炉，可通过调整燃烧器旋流强度改变燃烧器喷口一、二次风和高温烟气的流场分布，调节煤粉的着火距离[8]。在一定范围内，旋流强度越大，高温烟气回流量越大，煤粉着火越容易，着火距离越近，燃烧越稳定，但旋流强度过大会导致气流“飞边” 现象，引起风粉分离，反而不利于低负荷稳燃。因此，低负荷下燃烧器应维持相对较强的旋流强度，同时确保二次风对煤粉有较好的“包裹”作用。

　　5)运行氧量调整 合适的运行氧量有利于提高锅炉低负荷稳燃能力。运行氧量过大，总风量增加，会导致炉内平均温度降低，影响燃烧稳定性;反之，运行氧量过小，一、二次风混合变差，炉内煤粉颗粒燃烧不完全，也会威胁锅炉的燃烧稳定性。考虑到锅炉低负荷运行过程中，大多存在运行氧量偏大的情况，因此在确保炉内气体和固体可燃物充分燃尽的同时，适当降低运行氧量。

　　6)磨煤机投运方式调整 磨煤机投运方式对锅炉低负荷稳燃能力的影响十分明显。相对于分散火嘴燃烧，集中火嘴燃烧稳定性更强，因此低负荷下应投运相邻的燃烧器。此外，适当减少磨煤机或给粉机的投运台数，粉管煤粉浓度会相应提高，热负荷会更加集中，锅炉低负荷稳燃能力也会增强。

　　在原有设备和煤质条件下，通过锅炉精细化运行调整，一般可将不投油稳燃负荷进一步降低 5%~10%。以内蒙古某燃用低热值高水分烟煤的四角切圆锅炉为例，锅炉额定负荷为 330 MW，日常运行最低负荷为 150 MW，通过开展一次风速热态调平、适当降低一次风速、降低运行氧量、降低煤粉细度、合理配风等精细化调整，投运任意相邻 2 台磨煤机，可在 83 MW 负荷(25%ECR)下不投油长期稳定运行，实现了深度调峰。某超临界 630 MW 机组前后墙对冲燃烧锅炉，入炉煤质为高挥发分烟煤，日常运行最低负荷为 270 MW，通过适当调整燃烧器旋流强度、一次风速、配风方式、磨煤机投运方式等，可在投运 2 台磨煤机的情况下实现 126 MW(20%ECR)负荷不投油长期稳定运行，同时通过运行调整降低火焰中心，确保机组在 157 MW(25%ECR)负荷以上维持干态运行，保证了机组运行的经济性。

　　1.2 基于强化燃烧的锅炉燃烧和制粉系统改造

　　该技术主要是通过对燃烧器或制粉系统进行改造，提高锅炉低负荷稳燃能力。近 20 年来，国内外已成功开发了多种稳燃效果较好的煤粉燃烧器，如美国 CE 公司开发的 WR 燃烧器，日本三菱重工的 PM 燃烧器，哈尔滨工业大学开发的百叶窗式水平浓淡燃烧器，华中科技大学的钝体燃烧器，清华大学的火焰稳定船型燃烧器、预燃室燃烧器以及各类型的旋流燃烧器等。目前，这些燃烧器均已大规模应用于我国的燃煤锅炉，并取得不错的稳燃效果;但如需将锅炉不投油稳燃负荷降至 20%额定负荷以下，尤其是对燃用劣质烟煤、贫煤甚至无烟煤的锅炉，仍然有较大的难度。

　　早前，韩才元等[9-11]在浓淡燃烧器的基础上进行改进，通过增加可调挡块、可调叶片等装置，实现煤粉浓度、烟气回流的灵活调整，提高锅炉燃烧器高、低负荷的适应性。该技术在部分 200 MW 锅炉上开展了应用示范，对锅炉的低负荷稳燃能力也有一定的提升;但随着运行时间的增加，调节装置卡涩严重甚至无法调节，因此该技术也未获得广泛应用。徐璋等[12]提出将水平浓淡技术与稳燃器技术结合，开发了一种改善低负荷稳燃和高负荷防结渣的新型复合型燃烧器;该燃烧器采用渐缩型喷口和 V 型钝体，并通过实炉验证发现其具有改善锅炉结焦的作用，但低负荷稳燃能力提升效果并未提及。

　　制粉系统方面，开展磨煤机动态分离器改造，降低锅炉低负荷条件下煤粉细度的同时提高其均匀性指数，可有效提高锅炉低负荷稳燃能力;由于该项技术对锅炉运行经济性也有明显改善，目前应用较为广泛。

　　总而言之，研发适用于低挥发分煤质低负荷燃烧的燃烧系统是目前研究的难点，也是未来燃用低挥发分煤种锅炉灵活性改造的重要研究方向。此外，可调型煤粉分配器、风粉浓度在线监测装置、炉膛温度/图像监测装置、喷口温度/图像监测装置等对锅炉低负荷稳燃也有一定的辅助作用。炉膛、喷口温度和图像监测能直观地反映炉内的燃烧状况，结合火检、炉膛负压等参数，如能集成为 1 个可量化的表征燃烧稳定性的指标，将为机组低负荷稳定运行提供可参考的判据。

　　1.3 掺烧高挥发分煤质改造

　　该技术主要针对燃用较低挥发分煤质的锅炉，通过对部分磨煤机掺烧高挥发分煤质，提高锅炉低负荷稳燃能力[13]。

　　常见的掺烧方式有 2 种：一种为分磨掺烧，即不同的煤质进入不同的磨煤机进行磨制，比如计划深度调峰时投运底层 2 台磨煤机，日常运行就将挥发分高的煤上到底层 2 台磨煤机中;另一种为预混掺烧，即将高挥发分煤质和常用的低挥发分煤质在进入磨煤机前就按比例掺混好。整体来讲，无论是分磨掺烧还是预混掺烧，由于锅炉带正常负荷时也要消耗很大一部分高挥发分煤质，因此对高挥发分煤质的总量需求较大。

　　另一种思路是储备高挥发分调峰煤。通过增加一套制粉和燃烧系统，当需要锅炉深度调峰时，快速将高挥发分调峰煤送入炉膛燃烧，增强锅炉低负荷稳燃能力，目前国外已有相关的工程应用;也可通过改变给煤系统的连接方式，如在直吹式制粉系统中新增存储有高挥发分煤质的原煤斗，当需要锅炉深度调峰时，切换给煤方式，迅速将高挥发分煤质送入磨煤机中磨制并进入炉膛燃烧。类似思路可在配置直吹式“双进双出”钢球磨煤机的锅炉上实现：单台磨煤机对应的 2 个原煤斗分别上常规煤质和挥发分较高的调峰煤质，正常负荷时减少调峰煤的给煤量，在深度调峰时增大调峰煤的给煤量，确保低负荷稳定运行，该项措施在河南某超临界 600 MW 机组上得到了实施。采用调峰煤的方式可能需要对原制粉系统进行相应的改造，优点在于燃料切换灵活，可减少高挥发分煤质的使用，降低燃料成本。

　　1.4 等离子体、微油、富氧等助燃改造该

　　技术主要通过加装等离子体、微油、富氧，以及富氧微油等装置，提高锅炉低负荷运行时的燃烧稳定性。等离子体稳燃技术具有经济、环保的特点，对除尘、脱硫等环保装置的运行无影响;但存在阴极工作寿命短的不足，且煤质适应性较差，常用于燃用挥发分较高的烟煤锅炉。微油或富氧微油稳燃技术的煤质适应性较强，从褐煤锅炉到无烟煤锅炉都适用;不足之处在于长期运行对电除尘电极和脱硫浆液有影响。富氧无油稳燃技术是在富氧微油基础上发展来的，相对于空气燃烧，富氧燃烧时氧气含量增大，燃料的燃烧速度加快，燃烧温度随之提高，低负荷运行时也可以起到稳燃的作用。

　　尽管等离子体、微油、富氧等助燃改造能提高锅炉的深度调峰能力，但从各火力发电集团以及地方经济和信息化委员会关于灵活性改造的政策来看，采取助燃方式提高锅炉低负荷稳燃能力的技术路线是不予推荐的，仅能作为紧急情况下避免锅炉灭火的一项保障措施，因此大多发电企业实施深度调峰改造仍需从燃烧设备和燃料方面开展工作。

　　2 供热工况热电解耦

　　目前，国内绝大多数供热机组均采取汽轮机中压缸排汽供热方式，而受汽轮机低压缸最小冷却流量的限制，在机组供热量一定的情况下，机组发电负荷不能低于某一限值，这种“以热定电”的模式限制了供热机组在供热期的深度调峰能力，这也是我国三北地区供暖期调峰困难、弃风弃光现象严重的重要原因。因此，要在保证机组供热量不变的前提下，降低机组电出力，就需要打破机组供热期的热、电耦合关系。目前，常用的热电解耦技术有：汽轮机旁路供热[14]，切除低压缸供热，热水[15]、熔盐储热供热，电锅炉[16]、电热泵供热等。

　　1)汽轮机旁路供热 该技术主要是指汽轮机高、低压旁路联合供热，利用高压旁路将部分主蒸汽减温减压旁路至高压缸排汽，经锅炉再热器加热后，从低压旁路(中压缸进口)抽汽对外供热。该技术方案能最大程度地实现热电解耦，可达到“停机不停炉”的效果，同时改造投资也较小，不足之处在于供热经济性较差。此外，在方案设计中应注意各路蒸汽流量的匹配，保持汽轮机转子的推力平衡，确保高压缸末级叶片的运行安全性，防止受热面超温，同时应确保旁路供热时的运行安全性。

　　2)切除低压缸供热 该技术是打破原有的汽轮机低压缸最小冷却流量限值理论，在供热期间切除低压缸进汽，仅保持少量的冷却蒸汽(约 10 t/h 左右)，使低压缸在高真空条件下“空转”运行，从而提高汽轮机的供热能力。该技术能使机组在原供热能力的基础上增加 20%左右的供热能力，由于减少了低压缸排汽的冷源损失，具有较好的供热经济性。该项技术在国外有成功案例，在我国内蒙古某 330 MW 机组上也成功完成了连续 72 h 的切除低压缸进汽试验，试验期间在保证供热蒸汽流量 350 t/h 的前提下，机组电负荷降至 120 MW，监测汽轮机末级和次末级叶片温度正常。该项技术改造投资小，远低于高背压、光轴改造成本，具有较好的市场应用前景。

　　3)热水、熔盐储热供热 该技术是通过设置热水罐、熔盐罐等存储热量，作为电网负荷较低时机组供热抽汽的补充或热量的存储，间接实现热电解耦。以热水储热为例，根据实际需求，在电网高峰时段，增加供热抽汽加热热网循环水并存储在储热罐中，电网低谷时，由储热罐储存的热水对外供热;也可在电网低谷时，机组不深调负荷，增加供热抽汽加热热网循环水并存储在储热罐中，在电网高峰时段时由储热罐储存的热水对外供热，增加上网电负荷。储热供热技术对机组原热力系统的改造少，供热经济性较好，不足之处在于改造投资较大，储热罐占地面积大，且不适用于长期连续调峰。储热供热技术在德国、丹麦应用广泛，在我国的东北地区也有成功应用。

　　4)电锅炉、电热泵供热 该技术是指在电源侧设置电锅炉、电热泵等，在低负荷抽汽供热不足时，通过电热或电蓄热的方式将电能转换为热能，补充供热所需，从而实现热电解耦。该技术的优点是能最大程度地实现热电解耦，对原机组的改造少;不足在于改造投资大，且机组热经济性较差。电锅炉在国外也有广泛的应用，主要用于电网中富余的 “垃圾电”的消化，而在我国东北地区，受电力辅助调峰市场奖励机制的影响，也有少量电厂采取合同能源管理的模式开展电锅炉供热改造，实现热电解耦。

　　在上述几种热电解耦技术方案中，最成熟的是热水罐储热供热、电锅炉供热技术，这 2 种技术热经济性较好，但改造成本相对较高，占地面积也较大;其次是汽轮机旁路技术，改造成本低，但热经济性较差;切除低压缸供热技术改造成本最低，热经济性也最好，但应用业绩相对较少，安全性还有待验证，是未来的研究热点之一。——论文作者：张广才，周 科，鲁 芬，柳宏刚，周志培，周凌宇

文章名称：燃煤机组深度调峰技术探讨

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