燃煤火电机组三改联动技术路线分析研究

2022-03-25叶林浩胡智频罗立权赵俊杰

今日自动化 2022年6期

王冠，叶林浩，胡智频，罗立权，赵俊杰

（1.国能浙江北仑第一发电有限公司，浙江宁波 315800；2.国家能源投资集团有限责任公司，北京 100034）

国家发改委、能源局在《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》《“十四五”现代能源体系规划》等多份印发的文件里明确要求大力推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”[1-3]。五大发电集团明确表示要立足煤炭作为我国主体能源的基本国情，发挥煤炭和煤电在能源供应体系中的基础保障、安全兜底和主体支撑作用，先立后破，稳妥有序推进绿色低碳转型[2-5]。在碳达峰碳中和的时代背景下，要实现以新能源为主体的新型电力系统稳定可靠运行，不仅需要高比例清洁低碳的新能源，还需要煤电机组发挥应急顶峰的容量支撑、调峰调频的调节性作用[3-6]。因此，有必要深入分析适用于燃煤火电厂不同类型机组的三改联动技术改造时序和方案，促进煤电低碳、高效、灵活、安全、智慧化发展。

文章拟分析燃煤火电厂开展三改联动的典型技术路线，降低机组发电能耗，提高对外供热能力，同时实现机组深度调峰、快速爬坡、快速启动等有利于新型电力系统稳定运行的调节能力。本研究有助于深入了解燃煤火电机组三改联动升级改造的技术路线和方案，确保机组升级改造后供电煤耗、深度调峰能力等能达到国家发改委和能源局相关标准，为助力碳达峰、碳中和目标如期实现做出积极贡献。

1 节能改造技术

目前，国家能源集团供电煤耗大于300 g/kW·h 的煤电机组共有247台，占全部煤电机组的65.34%，节能改造任务量较大。一般来说，十四五服役到期30a的机组不参与改造。煤电机组节能改造的主要技术包括以下几个方面。

（1）汽轮机通流改造。采用最新的汽轮机设计制造技术对汽轮机本体以及配套的热力系统进行改造，提高汽轮机各缸效率，降低热耗率。汽轮机通流提效改造的内容包括：高压缸、中压缸、低压缸、轴承座、滑销系统、顶轴油、主机油泵等改造。优化的技术指标包括：通流级数、本体结构、焓降、速比、反动度、通流效率等。汽轮机通流改造后，减少汽缸流道节流损失、叶型损失、漏汽损失、湿汽损失、排汽损失等，提高缸效和热功转换效率，机组供电煤耗平均降低11.7 g/kW·h。

（2）锅炉提效改造。锅炉提效改造的技术包括：制粉系统综合优化改造、燃烧器改造、吹灰系统智能化改造、密封性改造、风烟系统改造等。制粉系统综合优化改造技术包括：中速磨煤机增容改造，输出转速提高10 %，出力提高15 %；中速磨煤机液压加装技术，提高煤粉细度；中速磨煤机金属陶瓷复合磨辊及磨盘改造，提高磨组耐磨性，减少石子煤排量，降低磨煤机单耗。锅炉空预器密封改造技术包括：空预器柔性密封、空预器接触式密封、空预器疏导式密封等技术。风烟系统改造包括：风烟道降阻力优化一、二次风暖风器降阻。

（3）冷端余热利用改造。锅炉侧的冷端综合治理和改造包括：空预器堵灰治理、基于低温省煤器的烟气余热利用。空预器治理堵塞，降低阻力，降低锅炉排烟温度的技术包括：更换空气预热器蓄热片、增加空气预热器高度、增加空气预热器直径、增加蓄热片数量、风量分切等防堵改造技术。汽机侧的冷端提效改造包括：凝汽器节能改造、真空系统节能改造、增大循泵叶轮外径确保循环水冷却流量等。冷端改造后机组平均煤耗降低3.68 g/kW·h。

（4）发电机节能改造。发电机节能改造技术包括增设发电机密封油提纯装置，节约因氢气纯度温度进行的排氢-补氢损耗。

辅机及辅机系统综合提效。辅机提效改造一般采用的技术包括：先进变频、永磁、空气悬浮式风机等，以提高变工况辅机效率，降低厂用电率。引风机节能降耗技术包括：引增合一、变频、汽动引风机及背压供热等改造技术。

（5）高温亚临界机组综合提参数改造。通过更换四管，重新设计锅炉受热面等，提高机组的主、再热蒸汽温度，提高机组的运行经济性。锅炉受热面优化的内容包括：受热面布置和参数的匹配，控制机组负荷的变化、给水温度的扰动、煤质的变化等影响锅炉汽温的重要因素的方法，过热器汽水流程再造，再热器汽水流程再造等。过热器局部受热面布置方式改为逆流方式。目前，国内内蒙古岱海电厂1、2 号机组、徐州华润电力彭城电厂3 号机组已经进行了高温亚临界改造，取得了较好的节能降耗效果。机组升参数提效改造技术已有成功应用范例，国内多家电厂也在进行同类型工程研究。高温亚临界综合节能提参数改造技术适用于600 MW 亚临界机组，锅炉蒸发量一般为1851 t/h，锅炉出口过热蒸汽压力不变，锅炉侧主再热蒸汽温度由541 ℃/541 ℃提高至605 ℃/603 ℃，汽机侧主再热蒸汽温度由537 ℃/537 ℃提升至600 ℃/600 ℃，温度提升至超超临界温度，机组容量由600 MW 增至630 MW。

（6）回热系统提效改造。加装#3高加外置蒸冷、低加疏水优化等，提升系统回热效率。600 MW 等级超临界机组的三段抽汽温度可达450 ℃，过热度为250 ℃左右，而三号高加出水温度约为204 ℃，进水只有180 ℃，由于换热温差过大，不可逆损失大。由于温差较大，加热器热应力较大，泄漏的风险更高，从经济性和安全性考虑，有必要设置蒸汽冷却器，实现能量的梯级利用。在末级高加出口后增加外置式蒸汽冷却器，可吸收利用三段抽汽的部分过热度，提高给水温度、改善热力循环效率。低负荷工况下能提升3号高加运行安全性，并使排烟温度有一定升高，有利于解决低负荷工况烟气温度降低后脱硝效率下降甚至脱硝无法投运的问题，改善空预器和尾部烟道低温腐蚀问题。改造成本约800万元，节约标煤0.5 g/kW·h。

2 供热改造技术

国家能源集团十四五期间拟改造项目超过100项，机组超过88台，容量大于4 500万kW，增加供热能力大于1.4万MW。燃煤火电机组开展供热改造，以提供更大的采暖供热和工业供汽能力，实现能源综合梯级利用，增加非电主营业务收入。煤电机组的供热改造技术包括以下几个方面。

（1）低压缸零出力、微出力改造。在供热期间切除低压缸进汽，仅保持少量的冷却蒸汽，使低压缸在高真空条件下“空转”运行，以提高汽轮机的供热能力。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，但对负荷变化的适应性差。低压缸末级、次末级叶片因没有流动进汽量，有造成鼓风叶片超温的风险。为适应切缸运行，将原汽轮机喷水系统管道扩容，以满足切缸后的排汽冷却需要。低压缸切缸改造后相同主进汽流量下供热能力提升15%以上，相同供热量条件下调峰能力提升约18%。

（2）高背压改造。双转子高背压供热改造适用于供热面积大于600万m2，300 MW 等级及以下的湿冷机组。非采暖期，低压转子采用现转子，凝汽器冷却水为现循环水。采暖期，低压转子更换叶片级数相对少或光轴的转子，以提高排汽背压和温度，凝汽器冷却水切换至热网回水，由热网回水吸收排汽的汽化潜热用于供暖。改造成本约4 000万元，节约标煤60～80 g/kW·h。单转子高背压供热改造技术适用于机组负荷率较低，但供热面积大于600万m2、300 MW等级及以下的湿冷机组。低压通流部分改造、低压转子采用短叶片，以适应机组高背压的需求，非采暖期和采暖期同使用一根转子。采暖期，将热网回水导入凝汽器，吸收排汽的汽化潜热用于供暖。非采暖期负荷率较高时机组经济性较差。改造成本约4 000万元，节约标煤60 g/kW·h。

（3）抽汽供热改造。供热面积小于600万m2时，可在汽轮机中排管道低压连通管上安装三通和供热蝶阀，抽出低压蒸汽，供采暖供热首站。改造成本约300万元，节约标煤5～25 g/kW·h。

（4）吸收式热泵改造。热泵改造技术适用于深度调峰、供热面积较大。以机组供热抽汽为驱动热源，蒸汽型溴化锂吸收式热泵为主体，回收主辅机循环水、主机乏汽等机组余热，加热热网回水。原有的热网加热器在极寒期调峰运行，实现阶梯加热的联合供热模式。热泵余热回收系统和热网加热器系统可单独运行、也可串联运行，运行灵活、可靠性高，投切不影响机组安全运行。在发电负荷不变时提高机组供热能力，在相同供热量下可减少机组电负荷，从而提高了机组热电解耦的能力。改造成本约8 500～9 000万元，节约标煤15～25 g/kW·h。

长距离供热改造。一般自热源厂至主要供热负荷区长度超过20 km 的热水管网称为长输供热管网，采用大温差长距离供热技术，可加大供回水温差，有效提高长输供热系统经济性，降低供热成本，实现热网经济半径50 km 以上。在不改变二级网供、回水温度的前提下，以一、二级热网之间温差传热所形成的有用能为驱动力，采用大温差余热回收供热系统，在大温差换热站内安装吸收式换热机组，大幅降低一级网回水温度至20～25 ℃，一级网供回水温差增大至约100 ℃。回水温度的降低有利于热源厂余热回收，热电厂余热利用宜采用多级串联梯级加热方式，最大程度发挥热电厂的供热潜力。

3 灵活性改造技术

为了消纳更大容量、更高比例的新能源，有必要实施火电机组的灵活改造，实现20 %～40 %额定负荷的深度调峰辅助服务。煤电机组灵活性改造技术包括：

（1）低负荷稳燃技术。对燃烧器进行改造，实现机组20 %额定负荷下，燃烧器稳定燃烧。锅炉的一层或多层燃烧器进行等离子体点火改造，在机组深度调峰期间，投用后可起到临时保证锅炉稳燃的作用。

（2）富氧燃烧技术。富氧微油点火及稳燃系统由富氧微油煤粉燃烧器、油燃烧装置、供氧系统、辅助系统组成。该技术可应用于贫煤和无烟煤的点火及稳燃，适合应用在燃用可燃性较差煤种以及需要深度调峰的锅炉。

（3）提高SCR 脱硝系统入口烟温。通过采用浓淡燃烧器、微油点火燃烧器、省煤器水旁路和热水再循环等复合方式，在机组20 %额定负荷下提高脱硝入口烟气温度，确保脱硝系统、空预器、电除尘等设备在全负荷范围内（20 %～100 % ECR）能够正常投入。随着锅炉负荷的降低，脱硝入口烟温也会同步降低，脱硝催化剂受实际运行工况的影响，温度降低后将造成催化剂失效。因此需通过布置零号高加、烟旁路、水旁路等技术手段，提高低负荷下脱硝入口烟温至不低于设计值290 ℃，同时实现控制系统全过程自动投入，提高控制系统的可靠性和经济性。

（4）省煤器分级技术。将原有省煤器部分拆除，在SCR 反应器后增设一定的省煤器受热面。通过减少SCR 反应器前省煤器的吸热量，达到提高SCR 反应器入口温度的目的。