北方地區(qū)熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組靈活性深度調(diào)峰改造技術(shù)路線研究

劉鵬 蔡斌斌

1.陜西榆林能源集團(tuán)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(jī)組靈活性深度調(diào)峰改造技術(shù)路線

通過對(duì)兩臺(tái)機(jī)組進(jìn)行分析和相關(guān)試驗(yàn)，發(fā)現(xiàn)其在供熱靈活性和深度調(diào)峰方面存在問題：

在目前供熱條件下，單臺(tái)機(jī)組設(shè)計(jì)采暖抽汽流量500t/h，對(duì)應(yīng)發(fā)電功率290.01MW，發(fā)電煤耗為212.44g/（kW·h），對(duì)應(yīng)供熱面積為816.62萬㎡，兩臺(tái)無法滿足供熱面積1800萬㎡。

當(dāng)負(fù)荷低于40%時(shí)，鍋爐燃燒相對(duì)較弱。受風(fēng)量波動(dòng)、爐膛負(fù)壓及煤質(zhì)變化等因素影響，鍋爐燃燒不穩(wěn)定，在特殊情況下引起鍋爐滅火。

鍋爐低負(fù)荷情況下脫硝進(jìn)口煙氣溫度不足。試驗(yàn)表明，在40%負(fù)荷條件下，脫硝出口煙氣溫度為290-300℃，在35%負(fù)荷條件下，脫硝進(jìn)口煙氣溫度為282-285℃，脫硝運(yùn)行效果較差，而在長期運(yùn)行中會(huì)產(chǎn)生大量的硫酸氫銨，導(dǎo)致空氣預(yù)熱器堵塞。

2 改造思路

隨著國家新能源發(fā)電的大量投入以及節(jié)能減排力度持續(xù)加強(qiáng)，電力市場冗余，滿足電網(wǎng)調(diào)峰需求是各電廠發(fā)展的必由之路。

2.1 汽輪機(jī)低壓缸零出力改造

在低壓缸高真空運(yùn)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(jìn)氣閥，切斷低壓缸原進(jìn)汽管的進(jìn)汽口，通過新旁路管引入少量冷卻蒸汽帶走切斷低壓缸進(jìn)汽口后，將低壓轉(zhuǎn)子旋轉(zhuǎn)產(chǎn)生的鼓風(fēng)熱排出[1]。并對(duì)兩臺(tái)機(jī)組供熱母管增加一路聯(lián)通管，實(shí)現(xiàn)供熱靈活性的目的。

2.2 改造前機(jī)組供熱能力分析

根據(jù)改造前機(jī)組熱力特性，單臺(tái)機(jī)組額定抽汽工況下（主蒸汽流量1120t/h），設(shè)計(jì)采暖抽汽流量500t/h，對(duì)應(yīng)發(fā)電功率290.01MW，發(fā)電煤耗為212.44g/（kW·h），單臺(tái)機(jī)組的采暖供熱能力為367.48MW，以設(shè)計(jì)采暖綜合供熱指標(biāo)45W/㎡計(jì)算，對(duì)應(yīng)供熱面積為816.62萬㎡；最大抽汽工況下（主蒸汽流量1120t/h），設(shè)計(jì)采暖抽汽流量530t/h，對(duì)應(yīng)發(fā)電功率285.48MW，發(fā)電煤耗為205.4g/（kW·h），單臺(tái)機(jī)組的采暖供熱能力為389.53MW，以設(shè)計(jì)采暖綜合供熱指標(biāo)45W/㎡計(jì)算，對(duì)應(yīng)供熱面積為865.61萬㎡。

2.3 改造后機(jī)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(jī)組最大采暖抽汽流量約為651.77t/h，對(duì)應(yīng)發(fā)電功率為269.18MW，單臺(tái)機(jī)組的采暖供熱能力為478.29MW，以設(shè)計(jì)采暖綜合供熱指標(biāo)45W/㎡計(jì)算，對(duì)應(yīng)供熱面積為1062.87萬㎡，機(jī)組在冬季采暖期具備原VWO額定主蒸汽流量工況上網(wǎng)電負(fù)荷72.40%的調(diào)峰能力。

2.4 鍋爐低負(fù)荷穩(wěn)燃改造

目前可采用低負(fù)荷穩(wěn)燃技術(shù)，包括等離子點(diǎn)火系統(tǒng)和富氧燃燒技術(shù)。等離子點(diǎn)火穩(wěn)燃不需要油，安全環(huán)保、運(yùn)行成本低，且不會(huì)影響靜電沉淀和脫硫。缺點(diǎn)是陰陽極的使用時(shí)間不長，需要經(jīng)常對(duì)其進(jìn)行更換。在富氧燃燒裝置中，高純氧與燃油充分預(yù)混，從而出現(xiàn)高溫的火芯，在小空間內(nèi)粉碎并點(diǎn)燃富氧煤粉流，分階段點(diǎn)燃風(fēng)煤粉流。利用小空間主動(dòng)控制燃燒原理與富氧燃燒系統(tǒng)和鍋爐部分參數(shù)，對(duì)底部煤粉燃燒進(jìn)行主動(dòng)控制，底層一次風(fēng)煤粉流全部進(jìn)入爐膛，處于穩(wěn)定點(diǎn)火燃燒狀態(tài)，實(shí)現(xiàn)機(jī)組的深度調(diào)峰[2]。

2.5 省煤器加裝給水旁路或設(shè)置煙氣側(cè)旁路

根據(jù)試驗(yàn)，在低負(fù)荷工況下，通過給水旁路技術(shù)以及煙氣旁路技術(shù)提高煙氣溫度。省煤器出口集箱直接引入集箱兩側(cè)，減少省煤器傳熱，提高脫硝進(jìn)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(diào)，利用給水旁路可對(duì)脫硝入口煙氣溫度進(jìn)行調(diào)節(jié)，通過調(diào)節(jié)安裝在旁路煙道上的煙氣調(diào)節(jié)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(yōu)化完善控制系統(tǒng)，增加相應(yīng)的監(jiān)測(cè)設(shè)備

在低負(fù)荷工況下，對(duì)送風(fēng)量、供煤量以及給水泵最小流量等參數(shù)的測(cè)量會(huì)出現(xiàn)誤差，需要通過不同的監(jiān)控設(shè)備增加關(guān)鍵的參數(shù)測(cè)點(diǎn)，優(yōu)化相應(yīng)的控制系統(tǒng)，保證在運(yùn)行穩(wěn)定性。

3 機(jī)組靈活性深度調(diào)峰改造可行性分析

經(jīng)計(jì)算，在抽汽流量相同的情況下，低壓缸零出力供熱可使機(jī)組發(fā)電量至少降低40MW，煤耗率也有所下降，具有深度調(diào)峰靈活、解耦能力強(qiáng)的優(yōu)點(diǎn)，系統(tǒng)改造變化小，冷源損失可進(jìn)行回收供熱，投資小，收益高且節(jié)煤效果好，可以對(duì)抽汽供熱以及背壓供熱進(jìn)行轉(zhuǎn)換，但機(jī)組的靈活性不會(huì)受導(dǎo)影響[3]目前，該方案已在國內(nèi)多家電廠得到應(yīng)用。

省煤器給水旁路可調(diào)旁路系統(tǒng)運(yùn)行調(diào)試簡單、準(zhǔn)確、運(yùn)行維護(hù)量小，而且現(xiàn)場施工量小，工期短，改造的成本低。由于給水旁路調(diào)節(jié)對(duì)省煤器的傳熱系數(shù)影響不大，雖然省煤器的吸熱量發(fā)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(yán)重時(shí)，還會(huì)影響省煤器的安全運(yùn)行。

4 改造后電負(fù)荷調(diào)峰能力對(duì)比分析

（1）以設(shè)計(jì)VWO工況下的相同供熱抽汽流量552.12t/h為對(duì)比基準(zhǔn)，改造后機(jī)組發(fā)電功率降低57.69MW，發(fā)電煤耗降低27.87g/（kW·h）。

（2）以設(shè)計(jì)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(duì)比基準(zhǔn)，改造后機(jī)組發(fā)電功率降低57.99MW，發(fā)電煤耗降低38.78g/（kW·h）。

（3）改造后在鍋爐最低穩(wěn)燃負(fù)荷（按30%MS蒸發(fā)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(duì)比基準(zhǔn)，改造后機(jī)組發(fā)電功率降低44.05MW，發(fā)電煤耗降低51.92g/（kW·h）。

5 結(jié)語

通過對(duì)機(jī)組的深度調(diào)峰改造，可以大幅度提高電網(wǎng)的穩(wěn)定性。同時(shí)也增加了燃煤機(jī)組的競爭力，對(duì)火電行業(yè)來說是不錯(cuò)的發(fā)展方向。