配套新能源建设的煤电灵活性改造研究

刘法志，张晓峰，柴国旭，胡 妲，陈广伟

(1．华电电力科学研究院有限公司，浙江 杭州 310030；2．华电内蒙古能源有限公司土默特发电分公司，内蒙古 包头 014000)

1 引言

2020年9月中国提出二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，争取2060年前实现碳中和。为实现“双碳”目标，风电、太阳能等新能源装机已呈现爆发式增长趋势，而火电灵活性改造是消纳快速增长的新能源装机的一个重要手段[1-5]。

内蒙古自治区作为能源大省，加快推进火电灵活性改造刻不容缓[6-7]。为此，内蒙古自治区能源局发布相关文件推进火电灵活性改造促进市场化消纳新能源[8]，其中规定：按燃煤电厂火电灵活性改造新增调节能力配套建设市场化并网新能源。新能源建设规模应与燃煤电厂新增调节能力相匹配，原则上不增加系统现有调峰压力。新能源规模=火电灵活性改造新增调节能力/有效容量系数，有效容量系数选取范围根据国家新能源资源区设定，具体数值根据评估调整确定。

内蒙古自治区某发电企业积极响应自治区能源局政策，实施火电灵活性改造。

2 研究方法

2.1 研究对象

2.1.1 锅炉概况

某660MW超临界发电机组锅炉为上海锅炉厂生产的超临界变压运行直流炉，型号为：SG-2141/25.4-M972，型式为：单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、双层等离子无油点火、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构∏型锅炉。锅炉燃烧器共设置6层煤粉喷嘴，在A、C两层各煤粉喷嘴中布置有等离子点火器。煤粉细度R90=22%。制粉系统配置6台MPS212HP-II型中速辊式磨煤机。锅炉在不投等离子助燃时，设计最低稳燃负荷不大于30%BMCR，目前机组实际运行深度调峰能力为50%THA。锅炉启动系统采用带启动循环泵的内置式启动系统。烟气脱硝采用低氮燃烧器和选择性催化还原法(SCR)全烟气脱硝法。催化剂采用板式，还原剂采用液氨，催化反应所需烟气温度为295～420℃。锅炉主要设计参数如表1所示。

表1 锅炉主要设计参数Tab.1 Main design parameters of boiler

2.1.2 汽轮机概况

汽轮机为东方汽轮机厂产品，型号为NZK660-24.2/566/566，型式为超临界、单轴、一次中间再热、三缸四排汽、直接空冷凝汽式。设计额定功率为660.042MW，最大连续出力(TMCR)工况680.304MW，VWO工况697.346MW。汽轮机总级数为36级，高压转子为9级，其中第一级为调节级，中压转子为7级，低压转子为2×2×5级。汽轮机共有七段非调整抽汽，分别供给三台高压加热器、一台外置加热器、一台除氧器、三台低压加热器。汽轮机给水系统设计1台100%容量的汽动变速给水泵和一台35%容量的公用电动变速给水泵。

2.2 最低稳燃负荷试验

为了解机组最低稳燃负荷运行状况，进行了不投等离子最低稳燃负荷试验。试验从330MW开始，负荷降至270MW时脱硝系统入口烟温已低于295℃，为保证催化剂的安全退出脱硝系统，逐步降低负荷至198MW并在198MW稳定运行2h左右。在降负荷和198MW运行期间，都未投运等离子或其他稳燃装置，锅炉燃烧及机组运行稳定，各辅机运行正常，机组具备198MW稳定运行能力，因此试验确定非助燃最低稳燃负荷为198MW(30%THA)。

在330MW、198MW进行了机组供电煤耗试验，供电标准煤耗分别为341.56g/(kW·h)、369.29g/(kW·h)，可以看出随着机组深度调峰负荷的降低，供电标准煤耗会明显升高，机组运行经济性显著下降[9]。在198MW进行了脱硝系统入口烟气温度试验，试验结果如图1所示。

试验期间统计了330MW、264MW、198MW低压缸5抽、6抽、7抽的抽汽温度，结果如表2所示。

最低稳燃负荷试验发现的问题：

(1)从图1可知，198MW脱硝系统入口烟温最低值为270℃，危及脱硝设备正常运行。

图1 198MW脱硝系统入口烟温Fig.1 198MW inlet flue gas temperature of SCR denitrification system

(2)从表2可知，264MW时7抽的抽汽温度接近330MW，随着负荷降低，198MW时7抽的抽汽温度出现升高的趋势，而且与30%THA工况设计值出现较大的差异，表明低压缸次末级的流动特性已经恶化，存在明显鼓风现象。

表2 抽汽温度统计(℃)Tab.2 Statistics of extraction steam temperatures(℃)

(3)机组给水流量计原设计测量范围为591.5～2141t/h，30%THA工况设计给水流量603.8t/h。最低稳燃负荷试验中发现当给水流量接近测量范围下限时，给水流量测量误差明显增大，并出现大幅跳动现象。

(4)试验过程中AGC和一次调频功能退出，送风量、给水、水煤比等自动控制系统退出，给水流量低、分离器液位高、总风量低低等保护退出。

为保证机组198MW安全稳定运行，需对机组进行灵活性改造。根据最低稳燃负荷试验中发现的问题及机组日常运行中存在的其他可能影响深度调峰的问题，提出了锅炉、汽机、热控部分灵活性改造方案。

2.3 锅炉部分

2.3.1 宽负荷脱硝改造

机组SCR催化剂最低连续可投烟温限定为295℃，198MW脱硝系统入口烟温最低值为270℃，已危及脱硝设备正常运行。改造后需要在198MW下调峰运行，脱硝系统入口烟温需要提升约30℃(考虑裕量)达到300℃。目前国内外实现烟气脱硝系统烟温控制的主要技术手段有：烟气侧(省煤器烟气旁路、省煤器分级设置等)、水侧(省煤器给水旁路、热水再循环、蒸汽加热给水等)、宽温催化剂等技术[10-12]。

省煤器流量置换技术综合了省煤器给水旁路和热水再循环技术，当脱硝系统入口烟温降至最低许用温度前，首先投用给水旁路，通过改变进入省煤器的水量减少省煤器吸热，进而提高脱硝系统入口烟温；当负荷继续降低，为防范省煤器内水温持续上升的汽化风险，启动再循环泵，将省煤器出口部分热水再循环至省煤器入口，增加省煤器内部水流量，提高整体水温，降低温升，进一步减少其吸热。能实现脱硝系统入口烟温提升30℃的主要有省煤器烟气旁路、省煤器分级设置和省煤器流量置换。省煤器烟气旁路如设计不当可能会对烟气流场造成影响，烟温及换热出现大的偏差，影响机组效率。省煤器分级设置投资较大、施工工期较长、煤种适用性较差，高负荷下可能造成催化剂烧结等问题。省煤器流量置换方案仅对水侧进行改造，不影响原烟气流场，对机组影响相对较小；该机组设有启动循环泵，经校核该泵满足利用其作为省煤器流量置换系统的再循环泵长期运行和频繁启停的要求，可以节约投资。和其他方案对比，省煤器流量置换方案既能满足烟温提升30℃的要求，而且现场改动量较小，本项目宽负荷脱硝改造采用省煤器流量置换技术。

2.3.2 空预器防硫酸氢铵堵塞改造

燃煤火电机组进行超低排放改造后脱硝过程中会产生硫酸氢铵，硫酸氢铵的沉积温度在146～207℃，在此温度范围内的锅炉设备主要是空预器，而硫酸氢铵的沉积会导致空预器存在硫酸氢铵堵塞的问题[13-16]。深度调峰负荷下空预器烟温降低，会加剧空预器硫酸氢铵堵塞问题。空预器原蓄热元件高度自上而下分别为350mm、880mm和1000mm，本次改造将蓄热元件三段改为两段，同时对密封系统进行修复治理。冷端元件高度从1000mm加高到1250mm，热端元件合并为1050mm，冷端元件采用镀搪瓷专用元件、波形升级为封闭流道、防堵灰的TC1A波形，热端元件采用碳钢、DU3波形。

2.3.3 引风机动叶密封改造

该机组配套2台型号为SAF31.5-17-2的动叶可调轴流式引风机。自投产以来频繁发生引风机动叶卡涩、漂偏及执行机构缺陷等问题，2018年进行了动叶卡涩治理改造，主要改造内容为将引风机叶片叶盘与轮毂啮合部位的密封结构由原有的1道刚性密封圈改造为4道柔性密封圈。改造后运行正常。但从2020年7月底开始，引风机再次出现动叶卡涩情况，影响机组运行安全。引风机卡涩的主要原因是风机叶片根部积灰结垢导致[17-18]。深度调峰负荷下烟气温度降低，烟气更容易结露，会加剧叶片根部积灰结垢，增加动叶卡涩风险。引风机动叶密封改造的主要内容为增设密封风系统，利旧原冷却风机改为密封风机，对风道进行局部改造，在轮毂本体及叶片根部进行相应密封风结构改造等。

2.3.4 水平烟道吹灰器改造

机组运行过程中，烟气经过炉膛出口折焰角时发生急剧转向，形成明显的回流区。回流区和贴壁低速区是造成水平烟道折焰角斜坡积灰的重要原因，另外积灰程度与折焰角倾角也有一定关系[19]。深度调峰负荷下烟气流速更低，水平烟道积灰问题将更加突出，严重时将影响机组的安全运行[20]。目前机组水平烟道无吹灰器，本次改造在水平烟道加装声波吹灰器。

2.4 汽轮机部分

2.4.1 低压缸温度监测系统改造

机组低负荷下存在明显鼓风现象。随着流量的减小，鼓风现象会愈加明显[21-22]。鼓风现象会导致汽轮机叶栅通道局部出现高温区域，严重者将使得内缸受热变形，影响动静部件中心一致性，进而会威胁到机组的安全运行。本次改造对低压缸加装温度监测系统，要包括对汽轮机两个低压缸的末两级加装温度测点；低压缸缸体打孔、安装温度测量测点、信号传递设备安装等。

2.4.2 空冷岛温度监测系统改造

空冷岛目前无在线测温系统，日常由巡检员手持测温装置定期测温，根据测温结果再进行调整，该方式时效性较差。内蒙古区域环境风变化较为频繁，对空冷岛换热特性产生较大影响[23-24]，易造成夏季机组排汽压力高、负荷受限、冬季空冷岛冻结等现象。为此，进行空冷岛温度监测系统改造，建立可视化空冷岛温度监测系统。

2.4.3 空冷岛部分冷却风机加装自动封堵装置

空冷岛内风机单元的布置为8列A型冷却管列，每列布置7台风机。目前机组空冷岛冬季防冻除采取运行调整措施外还采取人工保暖方式，往散热翅片管束上覆盖棉被或者使用苫布等把散热器出风口盖住以减少风量，存在操作性差、高空作业不安全、调整不及时等问题。自动封堵装置不仅可以在夏季对不利环境风进行有效遮挡，而且还可在冬季发挥防冻的备用功能[25]。本次改造为每列的第1、2、7号共24台风机加装自动挡风装置，剩余风机根据需要采取人工封堵挡风的方式。

2.5 热控部分

2.5.1 给水流量测量装置改造

最低稳燃负荷试验中发现低负荷时给水流量测量误差大，为保证低负荷机组运行安全性对给水流量测量装置进行改造。更换新的流量测量装置，加大测量范围(测量范围为350～2141t/h)，同时降低流量计对直管段的要求，降低管道内流体紊流和湍流对测量的影响，从而提高小流量时测量的稳定性和准确性，满足低负荷时给水投入自动运行的需求。

2.5.2 低负荷控制系统逻辑优化

在进行低负荷稳燃试验时，部分机组保护及自动控制系统退出运行，而根据电网要求，机组运行期间，需要机炉主、辅机保护全部正常投入、各模拟量控制均投入自动运行。为此进行低负荷控制系统逻辑优化，同时对模拟量系统参数进行调试[26]。

3 结果与讨论

3.1 灵活性改造结果

3.1.1 锅炉部分

宽负荷脱硝改造完成后，可以实现198MW至BMCR工况不同负荷下脱硝系统入口烟温达到300℃及以上，脱硝系统可以连续投运。

空预器防硫酸氢铵堵塞改造完成后，可以实现198MW至BMCR工况不同负荷下硫酸氢铵沉积区域全部控制在冷端，有效解决空预器硫酸氢铵堵塞问题；改造后，排烟温度基本不变，额定负荷下空预器烟气侧阻力将由当前1900Pa降低至1165Pa，空预器漏风率将由当前6.5%降低至5.5%，计算可节约标煤1560.90t/a，按标煤价928.2元/t计算，可节约费用144.88万元/a。

引风机动叶密封改造完成后，可以保证密封风量充足、叶盘密封可靠，防止烟气、灰分在叶盘处积存板结，从而解决动叶卡涩问题，提高机组运行的安全性。水平烟道吹灰器改造完成后吹灰器可以覆盖水平烟道部位，解决锅炉存在的积灰、塌灰等问题。

3.1.2 汽轮机部分

低压缸温度监测系统改造完成后可以监视小容积流量下汽轮机鼓风态流场特性的温度变化情况，提高对机组运行可靠性的把握。空冷岛温度监测系统改造完成后可以实现防冻预警、监测热风回流现象、监测空冷岛散热管束积灰污染情况指导清洗操作、优化空冷岛运行方式、提高机组经济性[25-27]。空冷岛部分冷却风机加装自动封堵装置改造完成后，在空冷器低温运行、环境风速较高时，减小通风面积，达到大风来临时由于通风量急剧变化导致运行背压的变化及可能引起的换热单元结冻现象，可以实现无需人工铺盖苫布和冬季减少退列运行，降低厂用电率。

3.1.3 热控部分

热控部分改造完成后，可以实现低负荷给水流量测量准确无误，机炉主、辅机保护可以全部投入运行、各模拟量控制可以全部投入自动运行灵活性改造完成后，机组最低稳燃负荷由50%额定负荷降至30%额定负荷。

3.2 配套新能源方案

通过灵活性改造，机组深度调峰能力由50%额定负荷(300MW)降至30%额定负荷(198MW)，新增132MW深度调峰调节能力。根据内蒙古自治区能源局及包头市和改委相关文件[28]，为该机组灵活性改造配套的新能源建设规模为风电150MW、光伏50MW，并配套新建一座220kV汇集站。

新能源建设选址包头市达茂旗，该地区资源丰富，风能属于Ⅰ类地区，太阳总辐射年辐射量等级为B类“很丰富”地区，具备充足的建设条件。风电场风力发电机选用4.0MW机型，风力发电机组出口电压为0.69kV，接线方式采用一机一变单元接线方式，每台箱式变电站均布置在距离风电机组约20m左右的地方。光伏组件选用PERC双面双玻单晶硅540Wp太阳能电池组件。光伏系统采用分块发电、集中并网的设计方案，光伏区安装组串式逆变器，逆变器与35kV箱式变压器和220kV汇集站通过电缆连接。各风机、光伏发电单元通过场内35kV集电线路汇至220kV升压站。

根据达茂地区已建成的风电、光伏场实际出力数据，得到该地区风电新能源出力特性曲线，由生产模拟运行软件对含本项目的蒙西电网新能源进行全年8760h的出力计算，风电场等效满负荷利用小时数3201h/a，保障收购利用小时数2982h/a，光伏等效满负荷利用小时数1643h/a，保障收购利用小时数1550h/a。据国家发改委相关文件，2022年对新核准陆上风电项目，延续平价上网政策，上网电价按当地燃煤发电基准价执行，本项目上网电价采用蒙西地区燃煤发电基准价0.2829元/(kW·h)。

3.3 财务评价

以灵活性改造和新能源建设一起进行了财务评价，结果如表3所示。从表3可知，按项目资本金比例为30%，得出灵活性改造项目和配套新能源项目的资本金内部收益率为9.78%，效益显著。

表3 灵活性改造和新能源建设财务评价Tab.3 Financial evaluation about flexibility reform of thermal power and construction of new energy

4 结论

以内蒙古区域某660MW超临界发电机组为例，介绍了为实现配套建设新能源的火电机组灵活性改造项目研究，主要包括最低稳燃负荷试验、锅炉、汽机、热控部分灵活性改造方案、配套新能源方案，并对灵活性改造项目和配套新能源项目进行了财务评价，项目资本金内部收益率为9.78%，效益显著。按火电灵活性改造新增调节能力配套建设市场化并网新能源在投资收益上是可行的，新能源资源丰富的区域可以考虑推广该方法以大力推进火电灵活性改造，助力实现“双碳”目标。