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01 新能源大规模并网 火电机组灵活性改造势在必行 随着我国经济、能源和环保行业的发展，火电行业面临越来越多的挑战。如今，新能源的大规模投入进一步压缩了火电机组在发电市场中的份额，电能过剩现象日益严峻。与此同时，风光发电的自然属性决定了其波动性和间歇性，并网消纳问题严重影响电网稳定运行。 为实现弃风、弃光率“双降”，需要火电机组进行灵活性改造以降低机组的最低出力极限，随时承担深度调峰任务，为可再生能源腾出发电空间。国家发改委和国家能源局印发的《“十四五”现代能源体系规划》中指出，力争到2025年，煤电机组灵活性改造规模累计超过2亿千瓦。因此，进行火电厂灵活性改造、实现深度调峰，已成为决定火电企业生存的必要条件。 02超低背压技术在深度调峰中的应用 在我国北方地区，70％火电机组为供热机组，而绝大多数供热机组热网抽汽取自汽轮机中压缸排汽，受汽轮机低压缸最小冷却流量限制，为保证供热量，机组发电负荷一般需要高于70%，“以热定电”的模式限制了机组在供热期的深度调峰能力，也是近年来供暖期调峰困难、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。与此同时，在富煤缺水地区，火电机组的冷却系统多采用空冷系统。在冬季小排汽热负荷和极寒条件下，空冷系统设备防冻安全与可靠性也面临新问题。特别是对于供热机组，存在机组运行灵活性与空冷系统最小防冻热负荷解耦矛盾，这些问题直接影响着机组的安全经济运行。 我公司技术团队在深入研究机组小容积安全运行特性的基础上，配套机组冷端系统和进汽系统改造，引入超低背压技术、小冷却流量“切缸”运行技术，并优化系统控制，实现切缸运行与常规供热方式的无扰切换，改善机组调峰性能。同时通过减小传热对数平均温差，降低背压，减小凝结水过冷度，实现空冷系统防冻要求。 1. 建立超低背压运行环境的优势 对于热电联产机组，常用的热电解耦技术有高中压缸旁路供热、低压缸切缸供热、电极锅炉供热等。低压缸切缸供热方案指的是机组在供热期间切除低压缸进汽，仅保持少量冷却蒸汽，使低压缸在高真空条件下“空转”运行，从而提高机组供热能力，减少汽轮机出力，并消除循环水冷源损失。低压缸切缸技术因其投资小、供热经济性好、运行方式相对灵活等优点得到广泛应用。 然而，供热汽轮机在切缸状态下，低压缸处于极低容积流量下运行，严重偏离原设计工况，将不可避免地给低压缸末级叶片带来叶片颤振、鼓风摩擦、水蚀加剧等问题，严重威胁机组安全。 对汽轮机组进行超低背压改造，在保证与改造前相同的最小低压缸体积流量下，增大机组的中排抽汽能力。在相同的质量流量下，排汽压力越低，蒸汽的比容越大，对应的低压缸最小安全运行质量流量越小，即满足末级和次末级叶片的通流量所需蒸汽的质量流量越少，使小流量运行的末级和次末级叶片处于更安全状态。所以，提高机组的真空度，对低压缸小流量运行起积极作用，并且是确保叶片长时间安全稳定运行的关键。低压缸超低背压运行既可满足供热需求，又可兼顾机组调峰。 表格1 某135MW供热机组 在不同背压下的低压缸最小流通量 项别 数值 背压/kPa 6.9 4.9 4 3 2.2 蒸汽比容/(m3·kg-1) 21.79 28.15 33.94 44.26 58.95 低压缸最小体积流量/(m3·h-1) 1685180 1685180 1685180 1685180 1685180 低压缸最小质量流量/(t·h-1) 77.35 59.87 49.65 38.08 28.59 2. 低压缸超低背压技术改造的实施 实现超低背压运行，一方面要求主机与冷端系统的特性匹配，另一方面要求抽真空系统具备足够的抽吸能力，并与抽真空系统阻力相互匹配。 当前，无论是直接空冷系统还是湿冷机组均反映出在低负荷下抽真空系统抽吸能力不足的现象。直接空冷机组多采用水环式真空泵，其极限抽真空压力多在3kPa以上，加上抽真空管道、空冷凝汽器、排汽管道等阻力，空冷机组实际运行能达到的最低背压超过6kPa。空冷系统在小热负荷、低背压运行时，系统的气汽混合物容积流量增大，加之空冷系统部分列退出运行，更加大了抽真空管路的运行阻力。 针对以上问题，我们采取极限抽真空能力更强的罗茨真空泵，以提高系统低背压下的抽真空能力。罗茨真空泵属于变容积泵，其利用泵腔内一对叶形转子同步、反向旋转的推压作用移动气体实现抽气，较水环式真空泵而言具有极限抽真空能力强（可达到0.5kPa以内）、抽空容量大、节电等技术特点。 罗茨真空泵作为前级泵，在较宽的压力范围内有较大抽速，可有效降低抽空气设备极限抽吸压力，一方面提高水环真空泵入口抽吸压力，另一方面所抽吸不凝结气体在级间换热器冷却后进入水环真空泵，增强了水环真空泵抗汽蚀能力，保证水环真空泵在高效区稳定运行。  图 1 罗茨真空泵 如图2所示，以超低背压运行改造为核心，在低压缸本体不做改动的前提下，更换中低压连通管供热蝶阀为全密封液压蝶阀，增加低压缸进汽旁路，可以实现低压缸维持较低的进汽流量，维持较低背压运行，最大限度地利用抽汽进行供热，提升低负荷调峰能力。进行低压缸进汽系统改造、冷端系统优化改造、热工控制系统改造三改联动。具体实施方案因厂而异，因机组特性而不同。该技术已在多个电厂的灵活性改造项目中实践应用，实现了2-4kPa超低背压安全运行，安全经济效果显著。  图2 超低背压灵活性改造示意图为解决抽汽供热机组供热能力偏低，运行调节灵活性差的技术问题，控制策略采用低压缸进汽参数与排汽参数同步匹配控制、运行背压变化与最小冷却流量协同控制的灵活性控制方式。也可实现发电负荷及供热量变化过程中，自动调整低压缸进汽流量，保证电、热负荷匹配性，改善机组深度调峰过程中调峰与调频的运行性能，满足电网AGC响应要求。 以某330MW供热机组切缸改造为例,机组零出力运行时的电-热负荷特性曲线如图3。改造后，该供热机组在供热负荷保持不变的前提下，发电功率可降低50MW以上。  图3 供热抽汽流量与发电功率关系曲线3. 空冷机组冻结问题 空冷系统冬季运行时容易产生防冻问题： ● 冷却管束冻结。蒸汽提前凝结在顺流管束下部和逆流管束上部都容易出现低温区，顺流管束下端凝结水流量增多，出现冻结现象。虽然逆流管束的上部随着凝结过程完成蒸汽量减少，同时凝结水量也减少，但不凝气体含有的水蒸汽凝华仍有可能形成絮状结冰，堵塞翅片管，减少流通面积。 ● 空冷散热器结冰。当机组处于低负荷运行时，进入空冷散热器的蒸汽流量太小，散热负荷太低，即使风机全部停运采用自然通风的方式，也很容易造成空冷岛空气流动不均匀，造成局部低温结冰。通常逆流单元比顺流单元更容易结冰，空冷岛边缘处单元比内部单元更容易结冰。 ● 空冷系统运行中还有一些其它问题，如：夏季背压高，背压设定缺乏根据，在机组启、停过程中以及夜间或低负荷运行等汽轮机排汽量较少的工况下，空冷系统散热器易发生配汽不均匀现象，导致低温区结冰。 高寒地区冬季环境温度通常低于零度，火电机组受设计限制，排汽温度远高于环境温度。一般情况下运行背压不低于阻塞背压，特别是在深度调峰时，机组排气量较小，凝结水过冷度大，使空冷系统更容易冻结。常用的调节方法是减小风机转速直至停运，个别风机倒转回流保暖等，但极限状态后无法再调节。常用的防冻手段有挡风、保暖、退出部分空冷列等。 4. 超低背压技术在空冷系统防冻中的作用 从传热方程看，传统的空冷防冻是通过减小传热系数、保暖、减少换热面积实现的。但换热面积的减小受负荷变化幅度限制，而保暖、减小传热系数已经达到当前能力的极限。因此我们提出采用减小传热对数平均温差的手段来进一步防冻，即降低背压，减小凝结水过冷度，减小排汽温度与环境温度的差。 从安全角度上看，机组深度调峰需保证汽轮机各级差压在合理范围，各级蒸汽流量需满足连续性方程，即蒸汽容积保持在允许的范围内。在此范围之外，当排汽容积大于最大允许值即为阻塞工况，当排汽容积小于最小允许值则为排汽鼓风。对于抽汽供热机组，热负荷增加时，要考虑低压缸鼓风以及中压缸排汽鼓风；热负荷减少时，要考虑低压缸鼓风以及中压缸排汽超压；对于纯凝机组，低负荷时汽轮机可能鼓风，高负荷时背压阻塞。 通过技术改造，提高机组抽真空系统的低背压抽真空能力，在低环境温度下，可实现机组运行背压随负荷下降而下降。在环境温度零度以下，机组50%负荷时，运行背压可由原10kPa降到5kPa，深度调峰至30%负荷时，运行背压可下降到3.5kPa。由此，可实现机组冬季调峰时降背压过程运行平稳，凝结水过冷度不增加，从而使空冷散热器温度场均匀，无局部温度过低现象，避免结冰。 5. 抽真空管路的阻力优化改造 进行辅助抽真空设备改造后，系统整体抽真空能力增强，在原抽真空管路尺寸不变的情况下，该管路的沿程阻力会同步增大，所以需要对抽真空支管路进行阻力优化改造。抽真空支管路扩径改造后，原有手动抽真空隔离阀需同步进行改造。同时，原空冷岛平台水平抽空联通母管为逐渐缩径形式，此段管路需进行改造更换为通径管路，或在空冷平台增加一根通径管路，以减小抽真空系统阻力。 结合汽轮机实际运行情况，从抽真空设备优化改造和空冷岛抽真空管道阻力优化改造入手，可实现机组在低气温、低负荷下超低背压运行。 针对供热机组极端工况下，冷端系统防冻压力大，运行安全经济性差的问题，率先在某电厂开展了直接空冷系统在线监测及辅助抽真空系统开发与应用研究，将机组供热期间安全运行背压降至3.3kPa，首次实现了直接空冷机组超低背压运行，并配套开发了间接空冷机组间冷塔、湿冷机组水塔的防冻技术研究。  图4 某直接空冷机组在线温度监测系统6. 经济性分析 新的电力供需形势下，对机组深度调峰能力及运行安全经济性提出更高要求，而解决空冷系统防冻难题，实现超低背压运行，提高机组调峰能力及低负荷运行经济性的作用将更加明显。 目前大多数直接空冷机组冬季最低运行背压在8-10kPa左右，严寒地区实际运行背压更高，现有抽真空条件下，受最小防冻流量的限制，机组低负荷下仍维持较高背压运行，往往采用风机停用、退列、封堵等被动防冻措施来解决空冷系统防冻问题。在低气温、低负荷下实现低背压运行的节能潜力未能得以发挥。 直接空冷机组通过提高抽真空系统抽吸能力，降低机组极限背压，降低真空系统内不凝气体含量，同时通过改造抽真空管道系统，优化平衡空冷各单元抽气阻力，减少过冷度分配不均匀的现状。在此基础上，空冷岛内蒸汽流通更为顺畅，解决了逆流单元过冷阻塞的问题。同时由于运行背压下降，空冷岛乏汽与外界空气的传热温差降低，弱化传热，既解决防冻压力，又提升了机组经济性。 实践表明，超低背压改造后的机组冬季运行背压能接近相应低压缸排汽量所对应的阻塞背压。当环境温度零度以下时，可实现在50%负荷下，机组运行背压由10kPa下降到5kPa，供电煤耗下降幅度不小于7g/kWh；在30%负荷下，机组运行背压由10kPa下降到3.5kPa，供电煤耗下降15g/kWh以上。 以一台300MW等级机组实施完整超低背压供热灵活性改造为例：项目投资约500万元左右，建设后一年内可节约燃料收益200万，参与深度调峰收益2000万元，扩大供热收益1000万元，合计3500万元收益。该技术的应用不仅能提升经济效益，也可减少二氧化碳排放，促进可再生能源消纳并提高供热保障能力。 03 原煤仓分仓技术在深度调峰中的应用 受煤炭资源供应日益紧缺、煤炭市场运力不足、煤炭价格波动等诸多因素影响，我国大部分燃煤发电企业均采取燃用混煤替代设计煤种的措施来提高机组运行经济性。配煤掺烧就是在火电厂锅炉燃煤的过程中，根据一定的配合比将不同种类不同性质的煤种掺配混合完成发电。通过优化配煤，不仅可以降低飞灰含碳量，改善锅炉结渣状况，还能降低污染物排放量，节约燃煤成本，最大程度上减轻火电厂经济损耗。 1. 配煤掺烧的不同方式及其优缺点 国内外针对混煤掺烧技术已开展了多年研究，取得了丰富的成果。目前，国内燃煤发电机组主要采用“炉前掺配、炉内混烧”和“分磨制粉、炉内混烧”两种方式开展混煤掺烧。炉前配煤主要包含煤场配煤、锅炉输煤皮带配煤等；炉内掺烧是通过将不同种类的煤质投入磨煤机中，根据调整磨煤机出力，实现掺烧。 ● 煤场配煤 储煤场会根据煤质将不同质量的煤种分别放置，如优质煤、一般煤、劣质煤、极差煤等。为了实现配煤掺烧，储煤场存煤可采用纵堆横取或横堆纵取方式，基于储煤场实际情况，合理设置不同煤种堆放场地的长度、高度、宽度，在此基础上借助堆煤机，进行纵向堆煤或横向堆煤，取煤过程则是横向取煤或纵向取煤，如此可以在取煤过程中实现混掺。煤场配煤有助于燃料的综合调度，但是占地面积大，成本过高且缺乏灵活性和实时性，无法针对锅炉需求及时调整煤炭比例。  ● 输煤皮带配煤 利用双线缝隙式煤槽、输煤皮带、变频叶轮给煤机等进行煤的混掺。双线缝隙式煤槽甲乙两侧分别放置不同的煤种，在进行煤推送的过程中，根据标准的煤质数据及锅炉烧煤要求，启动变频叶轮给煤机，调整好设定值，在皮带上进行甲乙两侧煤的混掺，进而通过皮带传送到锅炉进行掺煤燃烧。该方式配煤均匀性较差，其混煤比例不易精确控制，而不均匀混煤可能会影响到锅炉的安全、经济运行。 ● 分磨制粉 炉内掺烧 将不同种类的原煤送入不同的磨煤机内磨制煤粉，然后通过不同层的燃烧器进入炉膛掺烧。这种掺烧方式适用于混煤手段和混煤设备少的电厂，尤其适用于可磨性差异大的煤种。不同种类煤粉的细度可以完全由不同的磨煤机控制，可以根据煤质和燃烧特性来选择送入不同层的燃烧器以及不同的配风方式，例如将不易结渣的煤送入高热负荷区域的燃烧器，有效降低炉膛燃烧器区域的结渣倾向。这种掺混方式克服了混煤燃尽特性趋近于难燃尽煤种的缺点，并且避免了炉前掺混不均匀所带来的燃烧稳定性问题。  受煤场条件限制，“分磨制粉、炉内混烧”成为燃煤电站锅炉混煤掺烧的主要方式，该方式具有占地空间小、操作方便的优点，但影响机组运行的灵活性。 2. 煤种切换速度影响机组升降负荷速度 当机组设计煤质为高热值烟煤时，若掺烧一定比例的低热值煤种，则满负荷运行时，磨煤机出力增高。当超过磨煤机最大出力时，出现影响机组带负荷的现象。另外，掺烧低热值煤还影响机组升负荷速率。而近年来随着我国新能源装机规模不断增加，电网系统对煤电机组深度调峰灵活性运行能力要求逐渐提高。 煤电机组不仅要能够升得高，达到额定负荷，还要降得足够低，达到30%甚至20%额定负荷，且负荷升降的速度要快。在此过程中，入炉煤种特性变得至关重要，是煤电机组灵活性运行的关键。因此，提高炉内掺烧过程中煤种切换的灵活性对于燃煤发电机组灵活运行具有重要意义。 通常情况下，一台原煤仓配备一台磨煤机和一台给煤机，只存一种煤，只有仓内旧煤烧完后才上新煤，煤种混配无法在煤仓进行，也无法实时切换给煤种类，无法迅速响应调峰需求。 为实现对燃料的优化管理，我公司研发了基于原煤仓分仓的快速配煤掺烧技术，通过对现有设备实施少量改造，实现了不同煤种的快速变煤掺烧，实现精准实时在线切换煤种，应对全天快速变负荷的调峰需求，高负荷燃用高热值煤，低负荷燃用低热值煤，提高负荷响应，同时增加低热煤的掺烧量，取得负荷响应和经济性的双重收益，有力提升企业市场竞争能力。 3. 原煤仓改造：燃煤企业灵活性与经济性的探索实践 2021年我公司为某电厂两台600MW超临界直流机组进行改造。锅炉为Π型布置，单炉膛、一次中间再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构。锅炉燃烧方式为前后墙对冲燃烧，前后墙各布置3层低NOx轴向旋流燃烧器，每层各有5只，共30只燃烧器。在最上层煤粉燃烧器上方，前后墙各布置1层燃烬风口，每层布置5只，共10只燃烬风口，用来补充燃烧后期需要的空气，同时实现分级燃烧。配六台直吹式中速辊式磨煤机，每台磨煤机有五根出粉管，对应一层燃烧器。 ● 煤仓结构 电厂上煤系统为双路皮带系统，在煤仓间设置有10A、10B皮带，煤仓间带式输送机层采用电动双侧犁式卸料器，通过选择启动A路或B路犁式卸料器的犁刀，两条皮带分别可以向两台锅炉12个原煤仓进煤。 原煤仓由主要由上部圆柱形原煤仓、中部圆台原煤仓和下部双曲线原煤斗三部分构成，另外，给煤机入口有一段大小头，连接原煤斗及给煤机入口。 随着煤炭市场的变化，该电厂大部分运行时间燃用非设计煤种，采用高水分、低热值煤进行掺烧。由于掺烧的煤质特点与原设计煤种偏差较大，锅炉运行过程容易出现问题，且时效性不强，经济性较差。为满足能源局的深度调峰要求，避免支付巨额调峰补偿费，电厂迫切需要提升机组的升降负荷速率。 ● 改造方案 对现有原煤仓实施改造，在原煤仓内区域加装隔板，在给煤机入口上方的煤斗区域安装一套新式插板门，分别控制一侧煤流。所有的输煤设备（包括犁煤器、落料口等）本体结构不改变，将原煤斗内部沿皮带方向（给煤机排列方向）进行分隔，增设一个厚度10mm的不锈钢板。同时考虑支撑，从煤斗的下方往上进行分隔，根据所需上煤量确定高度，安装一组新式插板门。在不对原输煤及配煤系统做任何变动的情况下，仅通过上述简单改造，通过分别开启两侧的插板门来控制进入给煤机的煤种，实现快速变换煤种的目的。 为保证改造效果和利用率，在原煤仓顶部增设防爆照明及视频监控，在原煤仓内隔板两侧增设导波雷达设备测量煤位，仓壁上增设空气炮防止堵塞。  在磨煤机及给煤机运行中，原煤仓隔板的双向闸板可以任意来回切换，对原煤仓下煤无影响。分隔仓内装不同性质的煤种，将插板门均打开，可由 “分磨磨制，炉内混烧”，进一步变为“磨内混合磨制、炉内均匀混烧”的配煤新方式。 分隔后的原煤仓，一半装好煤，一半装劣质煤，根据不同负荷和深度调峰的需要，自动开启不同的插板门向给煤机实时提供与负荷相对应的原煤，以适应机组全天快速变负荷要求，高负荷烧高热值煤，低负荷烧低热值煤，满足快速响应负荷要求的同时提高了劣质煤掺煤率。 4. 原煤仓分仓改造的创新点 在目前大部分火电企业经营效益下降，煤价持续上涨的情况下，掺烧低热值煤是一个提升企业效益的有效手段。原煤仓进行灵活性分仓改造，可实现降低经营成本、提高企业经营状况、满足电网深度调峰要求。除在电站锅炉推广应用外，在其它有使用掺配煤并采用原煤仓储存化石类燃料的行业均可应用。其技术创新点如下： ① 灵活性高，快速切换。实现一个煤仓一台给煤机同时供应两种不同的煤种，及时改变锅炉配煤，满足锅炉不同负荷对煤质的要求。改造完成后原煤仓可做两种煤掺配，也可用于单一煤种。 ② 改造工程量小，改造成本低。锅炉制粉系统变动不大，不需要再增加一个煤斗仓，也不需增加给煤机、磨煤机，特别是上煤系统不用做任何变动。利用现有的原煤仓存储两种不同煤种，辅以必要的监视手段，实现实时在线变换煤种的目的。 ③ 操作简单方便，运行安全可靠。可快速响应机组负荷的变化，彻底改变以往配煤过程中时间滞后、不能及时变换煤种的弊端。面对负荷快速变动时的精准配煤需求，分仓技术实现机组负荷“高峰顶得上，低谷降得下”，从根本上解决了机组负荷响应与精准配煤之间的矛盾。 ④ 提高劣质煤掺烧量，锅炉燃烧精准调整。满足火电机组灵活性要求，满足发挥机组辅助服务的需要，在火电企业参与电网辅助服务、调频等方面发挥其优势。灵活应对全天快速变负荷的要求，从燃料侧为企业增收节支、提质增效提供有力保障，进而提升企业的市场竞争能力。 ⑤ 经济效益显著。原煤仓进行灵活性分仓改造成本低、收益高。以当前市场计算，20.9MJ的高热值煤价为1000元/t，15.9MJ的低热值煤价为600元/t，每台给煤机出力50t/h，以各带一半负荷计，年内运行小时按5000h，全年低热值煤占比50%，分仓运行的投入率按40%考虑，年收益为：(50t/h-25t/h)×5000h×(1000元/t-600元/t)×50%×40%=1000万元。  |
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