火电机组灵活性改造技术路线浅析

火电机组灵活性改造技术路线浅析

1古云峰2刘朋彬

（1北京华电运盈电力工程监理有限公司北京市100032；2华电电力科学研究院有限公司浙江杭州310000）

摘要：随着全国新能源的快速发展和电力市场供需关系趋于平衡，火电机组灵活性调峰成为常态。本文针对火电机组低负荷运行时锅炉侧和环保侧面临的问题论述了主要的改造技术路线，为后续机组改造提供一定的参考。

关键词：灵活性；锅炉侧和环保侧；改造；技术路线

1引言

受电力需求增长放缓、新能源装机容量占比不断提高等因素影响，全国6000千瓦及以上火电机组平均利用小时继续下降，2015年底全国火电装机容量9.9亿千瓦（其中煤电8.8亿千瓦），设备平均利用小时4329小时，同比降低410小时。2016年底全国全口径发电装机容量16.5亿千瓦，同比增长8.2%，局部地区电力供应能力过剩问题进一步加剧；新能源、可再生能源发电量持续快速增长，同时火电设备利用小时进一步降至4165小时，为1964年以来年度最低。

随着电力建设的快速发展和供需关系趋于平衡，火电机组利用小时数逐年下降，机组长期处于低负荷的“非经济负荷区”运行，从优化机组设备运行方式、加强设备技术改造等方面提出了提高低负荷运行经济性的实际需求。本文就目前国内火电机组灵活性改造锅炉侧和环保侧主要的技术路线进行总结分析，为后续机组改造提供一定的参考。

2锅炉侧灵活性改造的主要技术路线

机组深度调峰时，锅炉面临的问题主要是低负荷燃烧稳定性，低负荷时炉膛温度下降，不利于煤粉着火和燃烧，火焰稳定性差，当入炉煤中水分和杂质过多、挥发分较低、煤粉偏粗时，煤的着火热增加，着火延迟或困难，燃烧速率跟不上火焰的传播速率，一旦处理不当就可能发生灭火。机组负荷越低，对锅炉燃烧的要求越高，当负荷低于某一界限时，燃烧开始出现不稳定的现象，需要投助燃系统运行才能稳定燃烧。

现阶段技术相对成熟且有成功案例较多的技术方案为等离子点火稳燃技术、富氧微油点火稳燃技术和富氧等离子点火稳燃技术。

2.1等离子点火稳燃技术

等离子点火系统的原理是利用直流电将以载体风为介质的气体电离，产生功率稳定、定向流动的直流空气等离子体，该等离子体在燃烧器的一级燃烧筒中形成温度大于4000K、梯度极大的局部高温区，煤粉颗粒通过该等离子“火核”受到高温作用，能在10-3秒内迅速释放出大量挥发份，同时也使煤粉颗粒破裂粉碎。挥发份迅速燃烧释放热量，从而使煤粉碳颗粒着火燃烧。

与传统的煤粉燃烧器不同，等离子点火燃烧器是借助等离子发生器产生的高温等离子体来点燃煤粉的，属内燃型燃烧器。等离子点火燃烧器在煤粉进入燃烧器的初始阶段就用高温等离子体将煤粉点燃：在建立一级点火燃烧过程中，将经过浓缩的煤粉送入等离子体高温火核中心区域，高温等离子体同浓煤粉混合，伴随的热化学反应过程，提高煤粉释放的挥发份的含量，强化了燃烧过程；后续的煤粉在燃烧器内分级被点燃、火焰逐级放大，可在燃烧器喷嘴处形成3～5米长的火焰（与给粉量有关）。

国内已有大量等离子点火系统成功应用的案例，采用等离子点火系统点火或稳燃，可以节约大量的燃油，并避免因大量投用燃油引起的安全、污染等问题。

增设等离子点火装置的优点是等离子点火及稳燃不需要投油，相对来说，安全、环保，运行费用较低，缺点是电极寿命较短（阴极寿命一般小于400小时）、燃烧器壁温较难控制、对煤种适应性差。目前国内已有成功应用的案例，技术上不存在风险。

2.2富氧微油点火稳燃技术

微油点火技术的原理：在距煤粉燃烧器喷口前一定距离一次风管的中心插入油燃烧器，点火时由油燃烧器产生的高温油火焰将通过煤粉燃烧器的一次风粉瞬间加热到煤粉的着火温度，一次风粉混合物受到高温油火焰的冲击，挥发分迅速析出同时开始燃烧，挥发分的燃烧放出大量的热，补充了此间消耗的热量，并持续对一次风粉进行加热，将其加热至高于该煤种的着火温度，从而使煤粉中的碳颗粒开始燃烧，形成高温火炬喷入炉膛。该油燃烧器是由航空发动机的高压强制配风油燃烧器发展而来的低压强制配风油燃烧器，通过分级强制配风使其发出高温火焰，火焰表面温度测定为1520℃，中心温度不低于1800℃，油燃尽率99%以上。油燃烧器出力范围在20kg/h～400kg/h之间。

微油点火燃烧器理论上可以点燃褐煤、烟煤、劣质烟煤、贫煤、无烟煤、混煤等煤种，实际上目前国内微油点火技术对于挥发分小于16%的煤种点燃及燃尽效果并不理想。在微油点火技术的基础上，为进一步强化油及煤的燃烧，目前较为成熟的更先进的技术引进了纯氧系统，即富氧微油点火技术，该技术利用局部富氧燃烧的特点，在燃烧器喷口形成局部富氧区域，而通过小油枪的火焰为该区域提供高温点火热源，利用燃烧器内部结构在该区域聚集高浓度的煤粉——因此点火三要素“高温、高氧浓度、高煤粉浓度”均达到理想的条件，更容易使煤粉着火和燃尽。在微油燃烧器的基础上加富氧气体，通过富氧燃烧可降低油枪的出力，减小用油量，可起到节油效果。

2.3富氧等离子点火稳燃技术

富氧等离子点火技术是富氧燃烧技术与传统的等离子体点火技术的有机结合，在等离子体点燃煤粉的过程中，适当位置加入强助燃剂—纯氧，可以极大的改善点火效果，拓展等离子体点火对煤质、运行参数的适应性。相比微油点火装置，等离子燃烧器燃烧不充分，加入纯氧后可减少低负荷时由于燃烧不充分导致的尾部积粉和爆燃风险。

富氧等离子点火技术正是利用了纯氧的强助燃特性，在等离子体点火燃烧器的分级燃烧室内喷入纯氧，喷氧管呈环形对称布置，每一支喷氧管在局部都会形成一个剧烈燃烧的区域，该区域内不仅仅挥发分参与燃烧，焦炭也在短时间内燃烧并释放出更多的热量，可以认为每一个喷氧管相当于一个点火源，大大提升了等离子体燃烧器的点火能力，并提高了锅炉启动初期煤粉燃烧效率，降低了未燃尽煤粉在尾部烟道和空预器发生二次燃烧的可能性。

新型富氧等离子点火燃烧器，采用两级加氧助燃，设计等离子发生器功率调节范围为200-300kW，煤种的适应能力大大增强。该技术可稳定点燃Aad≤40%，Vdaf≥16%的贫煤或劣质烟煤。同时，新燃烧器在结构上进行了优化，防结渣及抗磨损能力进一步提升。等离子体燃烧器上安装有壁温监测点，实时对燃烧器壁温进行监测，燃烧器耐热温度大于1000℃，根据燃烧器壁温实时动态调整一、二级给氧量来调整着火情况，保证燃烧器安全、稳定工作，由于氧气系统始终处于待压状态，能满足锅炉随时点火和稳燃需要。

2.4改造技术路线对比

表1锅炉点火稳燃系统改造技术比较

3环保侧灵活性改造的主要技术路线

机组深度调峰时，锅炉热负荷降低导致SCR入口烟温降低，当温度降低至SCR投运许用温度时，将导致系统无法正常投运，使NOX排放超标，影响机组的安全生产，因此改造中应考虑SCR入口烟温的变化情况，若烟温不满足时须进行宽负荷脱硝改造。

目前，宽负荷脱硝较为成熟的改造技术路线主要有省煤器给水旁路、省煤器热水再循环、省煤器烟气旁路、省煤器分级设置。

3.1省煤器给水旁路技术路线

省煤器给水旁路技术的基本原理为在省煤器进口集箱之前设置调节阀和连接管道，将部分给水短路，直接引至省煤器出口连接管，减少给水在省煤器中的吸热量，以达到提高省煤器出口烟温的目的。

此方案一般建议用于调节烟温幅度较小（10℃以内）的情况。如所需调节温度幅度过大，则需旁路的给水量太大，主流水量偏小，将会产生省煤器内介质超温现象，威胁到机组的安全运行。此外，本方案会导致排烟温度升高，影响机组经济性，并且对电厂的运行控制方式带来一定的改变。

3.2省煤器热水再循环技术

省煤器热水再循环方案的基本原理为通过热水再循环提高给水温度，减少省煤器的冷端换热温差，以减少省煤器对流换热量，使省煤器出口烟气温度提高。

具体方法是在锅筒下降管合适的高度位置另外引出循环管路，混合后经过新增加的循环泵加压，引入至给水管路。目的是提高省煤器进口水温，减小省煤器水侧与烟气侧的传热温差，从而达到减少省煤器吸热量，提高省煤器出口烟气温度的目的。

一般的，此方案理论上调温幅度可达50℃，能够满足所有负荷的调节要求，并且烟温有足够的裕量，在高负荷下不会降低锅炉效率，运行调节简单，精确，快速，运行维护量小，并且现场施工量小，工期较短；低负荷运行时，由于省煤器出口烟气温度升高，排烟温度相应上升，锅炉效率下降难以避免。本方案在国外应用案例较多，国内目前粤电沙角C电厂1号、2号、3号机组进行了应用，华电内蒙古能源有限公司包头发电分公司1、2号机组正在实施。

3.3省煤器烟气旁路

省煤器旁路烟道方案的基本原理为在省煤器、低温过热器或低温再热器进口位置的烟道上开孔，抽取一部分烟气至SCR接口处，设置烟气挡板，增加部分钢结构。在低负荷时，通过抽取烟气加热省煤器出口过来的烟气，使低负荷时SCR入口处烟气温度达到脱硝最低连续运行烟温以上。若采用省煤器前的高温烟气调节，旁路烟气量相对较大；若采用低温过热器或低温再热器前的高温烟气调节，烟温调节范围更大，旁路烟道截面尺寸相对较小。

此方案优点在于理论上烟温调控范围较大，投资成本相对较低，实施简单。而缺点在于安全、稳定、可靠性较差；同样会导致排烟温度升高，影响机组经济性，且对电厂的运行控制方式带来一定的改变。此外，此方案要求旁路烟道与主烟道的压力匹配良好，以实现合理的流量分配，从而满足烟温控制的要求，但实际运行中安装在较大尺寸烟道上的挡板的控制精度往往难以保证。实际上高温烟气混入后SCR入口烟气温度的均匀性也很难保证，烟气温度的不均匀易造成脱硝催化剂局部处于许用温度以下运行。

旁路烟道需要设置关断挡板与调节挡板，挡板在长时间高温高烟尘条件下运行容易产生变型、卡涩、密封不严，需要经常维护保养甚至更换。如果机组长期不在低负荷运行，即旁路挡板门处于常闭状态，则可能会导致积灰、卡涩打不开。

3.4省煤器分级设置

在进行热力计算的基础上，将原有省煤器部分（靠烟气下游部分）拆除，在SCR反应器后增设一定的省煤器受热面。给水直接引至位于SCR反应器后面的省煤器，然后通过连接管道引至位于SCR反应器前面的省煤器中。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，以保证SCR全负荷段正常运行。烟气通过SCR反应器脱硝之后，进一步通过SCR反应器后的省煤器进行放热，以保证空气预热器进、出口烟温基本不变，即在保证SCR所有负荷正常投运的同时，锅炉的热效率等性能指标不受影响。

此方案的优点在于不改变锅炉整个热量分配和运行调节方式，排烟温度基本保持不变，锅炉运行经济性得到保证；但缺点是投资成本相对较高，且改造后无法进行调节，对煤种、工况变化的适应性不强，且提高SCR整体温度窗口。改造完成后，高负荷工况下随着整体烟温窗口的提升，可能偏离最佳脱硝温度范围。同时受SCR最高允许温度的限制，分配到SCR之后的省煤器受热面积不能太多，相应的在低负荷下能提高SCR入口烟温的幅度有限，而且SCR入口烟温没有调节手段。

3.5改造技术路线对比

表2宽负荷脱硝改造技术比较

结语

本文对目前国内火电机组灵活性改造锅炉稳燃改造技术路线和环保侧宽负荷脱硝的改造技术路线及其优缺点进行了详细论述。

1）等离子点火稳燃技术相对较成熟，且在锅炉低负荷稳燃时不需要投油，运行成本较低，但其系统较为复杂，维护工作量较大，且对煤种适应性较差，低负荷时煤粉燃尽率较低。

2）富氧微油点火稳燃技术对煤种适应性较强，特别是劣质煤种也有较好的引燃效果，且加入氧气造成局部富氧，可以进一步促进小油枪的燃烧，产生更高温度的火焰，强化点火能力。但需要增加增加氧站及氧气输送管道，仍然需要一定的燃油，安全性方面不及等离子点火技术。

3）富氧等离子点火稳燃技术可以解决等离子点火稳燃技术对煤种适应性差的问题，但加入氧气宜造成燃烧器区域温度过高导致结焦等异常工况，不利于运行人员调整，且目前国内成功案例较少。

4）省煤器给水旁路技术系统简单，对机组影响较小，但提升烟温幅度较低。省煤器热水再循环技术理论上调温幅度可达50℃，烟温有足够的裕量，且系统运行调整简单快速，由于省煤器出口烟气温度升高，排烟温度相应上升，造成锅炉效率下降。

5）省煤器烟气旁路技术理论上烟温调控范围较大，投资成本相对较低，实施简单，但对设备要求较高，旁路烟道需要设置关断挡板与调节挡板，挡板在长时间高温高烟尘条件下运行容易产生变型、卡涩、密封不严，需要经常维护保养甚至更换。如果机组长期不在低负荷运行，即旁路挡板门处于常闭状态，则可能会导致积灰、卡涩打不开。省煤器分级设置技术不改变锅炉整个热量分配和运行调节方式，对锅炉运行较小。但投资成本较高，且改造后无法进行调节，对煤种、工况变化的适应性不强，高负荷工况下易造成脱硝入口烟温偏离最佳脱硝温度范围。

各种灵活性改造技术路线均有其优缺点，电厂应根据机组运行实际情况，合理规划，选择适合自身的改造技术路线，实现改造效益最大化。

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