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火电燃煤机组灵活性改造应对策略2016/11/8汇报人：周科13759950776西安热工研究院有限公司2016年11月8日主要内容2016/11/823灵活性改造所面临的问题和应对策略（汽机）2灵活性改造所面临的问题和应对策略（锅炉）4灵活性改造所面临的问题和应对策略（热控）1项目研究背景与目标5燃煤机组灵活性改造实施计划1.项目研究背景2016/11/83(1)•我国“三北”地区燃煤机组占比高，调峰困难，弃光弃风现象严重，特别是冬季供暖期;2016年上半年，全国弃风电量323亿千瓦。(2)•2015年12月31日，国家能源局与丹麦能源部签署备忘录，在燃煤机组灵活性改造方面开展技术交流与合作(3)•东北电力调峰辅助服务市场监管办法（试行）补充规定(4)•2016年6月14日，国家能源局组织召开了提升火电灵活性改造示范试点项目启动会，明确了8个集团所属15家电厂为提升火电灵活性改造示范试点；计划“十三五”期间我国实施2.2亿千瓦燃煤机组的灵活性改造。研究目标2016/11/84●机组最低电负荷达到35%额定负荷以下●负荷响应速率能力提升●有条件的机组实现快速启停●提高灵活性改造安全性与经济性2016/11/85脱硝运行安全磨煤机/风机等辅机影响机组可靠性尾部烟道积灰与设备腐蚀锅炉水动力安全、干湿态转换（直流炉）管壁温度不均与受热面超温蒸汽参数低(影响汽轮机运行安全)锅炉低负荷稳燃能力存在问题2.灵活性改造所面临的问题和应对策略（锅炉）2.1提高锅炉低负荷稳燃能力——应对策略2016/11/86低负荷精细化燃烧调整燃烧器、制粉系统优化改造入炉煤质的改善（储备调峰煤）低负荷稳燃措施大功率等离子体稳燃节约燃油/燃气，但寿命短投油稳燃环保及经济性差燃气稳燃引天然气进厂建造小型气化炉富氧燃烧低负荷精细化燃烧调整2016/11/87精细化燃烧器结构参数磨投运方式煤粉细度一次风速配风方式重点研究其对锅炉低负荷下稳燃特性的影响，如喷口/炉膛温度、炉膛负压等燃烧器、制粉系统优化改造2016/11/88浓淡燃烧器改造磨煤机动态分离器改造风粉在线监测装置改造等改善入炉煤质（调峰煤）2016/11/89选取高挥发分煤种为调峰煤，在低负荷下（根据不投油稳燃下限确定）逐渐改烧调峰煤。增加一台仓储式制粉系统，用于磨制调峰煤，并配合一次风机改造。2.2直流炉水动力安全、转湿态——应对策略2016/11/810汽包锅炉一般不存在水动力的安全性问题；针对直流炉，需对低负荷下的锅炉水动力进行校核并开展相关试验，确定最低安全负荷，确保水冷壁安全。针对直流锅炉低负荷下干湿态转换，需解决水的回收问题。2.3低负荷下蒸汽参数低——应对策略2016/11/811投运上层磨煤机；优化配风、配粉方式；增加锅炉受热面改造；综合考虑锅炉效率、蒸汽参数、SCR入口氮氧化物、厂用电率等的影响；2.4管壁温度不均与受热面超温——应对策略2016/11/812深度调峰期间，炉膛火焰充满度较差、水动力不足，受热面容易出现热偏差，导致机组受热面超温，主蒸汽和再热蒸汽温度失调。对于超临界机组，干湿态的转化点为25％～27％BMCR，在该转换点附近运行，容易产生机组管壁超温等问题。应对策略为：1）低负荷精细化运行调整；2）针对直流炉，严格控制煤水比；3）燃烧器或受热面改造；2.5脱硝运行安全——应对策略2016/11/813省煤器烟气旁路改造省煤器水旁路改造分级省煤器改造热水再循环改造“附加高加”改造宽负荷脱销改造技术15243省煤器烟气旁路技术2016/11/81415243省煤器给水旁路技术2016/11/81515243分级省煤器技术2016/11/81615243热水再循环技术2016/11/8175附加高加技术2016/11/8185宽负荷脱硝改造方案对比2016/11/819方案效果所需场地安全可靠性对锅炉影响省煤器烟气旁路烟温提升幅度可大于20℃大挡板门关不严，易卡涩低负荷排烟温度升高约2~5℃，锅炉效率降低0.1~0.3%省煤器给水旁路烟温提升幅度小，10～15℃；小可靠排烟温度升高2~4℃，锅炉效率降低0.1~0.3%热水再循环可提高烟气温度0~30℃小可靠排烟温度提高0~13℃，锅炉效率降低0~0.65%附加高加烟温提升幅度小，5～8℃；高压缸需有补汽阀提高锅炉水动力安全和低负荷稳燃汽轮机热循环效率提高，锅炉效率降低分级省煤器通常能满足35～45%以上负荷烟温提升SCR与空预器之间，大安全可靠性与改造前基本一致，无调节灵活性。锅炉效率不降低2.6锅炉辅机运行安全——应对策略2016/11/820风机变频改造；磨煤机变加载/变频改造；优化运行方式：单风机运行方式，改善风机在低负荷的运行特性，远离易失速区；尽量减少磨投运台数；防止磨振动，同时提高煤粉浓度；2.7尾部烟道积灰与设备腐蚀——应对策略2016/11/821长期低负荷运行需要考虑烟道积灰后烟道载荷增加，需要进行烟道结构强度和基础校核，必要时增加除灰清灰装置。锅炉低负荷运行时，空气过量系数大，会生成更多的SO3，且排烟温度低，易加剧空气预热器腐蚀和堵塞。需配置暖风器或采用热风再循环，一种可行的方式是采用低温省煤器与暖风器联合系统，提高空预器冷端温度同时，保证机组经济性。低温省煤器与暖风器联合系统2016/11/8222016/11/823供热机组热电解耦技术热水/熔盐储热、汽轮机旁路供热、切除低压缸供热、电热泵/电锅炉供热等深度调峰状态下汽机主辅机设备适应性主要包括汽轮机状态监测、凝汽器及抽空气系统、凝结水泵及凝结水系统、给水泵及小汽轮机、加热器等系统及设备的深度调峰状态下的运行性能、状态监测、评估存在问题3.灵活性改造所面临的问题与应对策略（汽机）3.1热电解耦改造技术之蓄热调峰解耦技术2016/11/824x技术简介：即通过设置储热罐(热水储热、熔盐储热等)存储热量，作为电网负荷较低时机组供热抽汽的补充，从而间接实现热电解耦。以热水储热为例，在电网高峰时段，增加供热抽汽加热热网循环水并存储在储热罐中，电网低谷时，由储热罐储存的热水对外供热。技术关键点：①大型储热罐的设计、加工、运行、维护。②供热负荷预测与储热优化运行。技术特点：优势：对机组原热力系统的改造小。供热经济性较好。不足：改造投资较大，储热罐占地面积大。热电解耦改造技术之汽轮机旁路供热2016/11/825x汽轮机高、低旁路供热原则性系统图技术简介：汽轮机高、低旁路供热技术利用高压旁路将部分主蒸汽旁路至高压缸排汽，之后从低压旁路后抽汽对外供热，方案示意图见右图。技术关键点：①运行过程中高、低旁路的流量控制与匹配；②高压缸末级叶片运行安全性；③中联门与高排压力协调控制；④运行优化等技术特点：优势：改造方案简洁、改造投资小。不足：供热经济性较差。热电解耦改造技术之切除低压缸供热2016/11/826技术简介：切除低压缸供热技术指机组在供热期间切除全部低压缸进汽，仅保持少量的冷却蒸汽（约10t/h左右），使低压缸在高真空条件下“空转”运行，从而提高了汽轮机的供热能力，方案示意图见右图。技术关键点：①高真空、极低流量条件下，低压转子的运行安全性；②低压缸切除方式；③机组抽汽凝气与背压运行方式的切换问题等。x汽轮机切除低压缸供热改造示意图技术特点：优势：改造投资小，供热经济性好(机组以背压机方式运行，无冷源损失)。不足：国内在抽汽凝汽式供热机组尚无相关改造及运行经验，可行性有待进一步研究验证。热电解耦改造技术之电热锅炉技术2016/11/827x技术简介：电热锅炉即在热源侧设置电热锅炉，以弥补低负荷供热抽汽不足的缺口，以实现热电解耦。目前相关技术主要有直接电热锅炉和蓄热式电加热锅炉(蓄热材料一般采用高铝混凝土砖和氧化镁砖)。技术特点：优势：能够实现供热机组热电解耦，原机组改造较少。不足：改造投资较大，热经济性较差。固体蓄热电锅炉原理图热电解耦改造技术之其他技术2016/11/828x吸收式热泵技术优势在于能够在一定程度上提高机组的供热能力，热经济性较好。不足之处在于对供热机组热电解耦的影响较小。电驱动热泵技术电驱动热泵技术与前述电热锅炉技术类似，都是以电驱动供热设备，因而能够实现供热机组热电解耦。其优势在于电热泵供热能效系数(输出热量与输入电量只比)一般可以达到4以上，热经济性较好。不足之处在于电热泵以往多用于制冷和小规模供热(如小区供热)，机组容量较小，国内目前尚没有大规模用于热电厂的案例；投资成本较高。其他可用于热电解耦供热改造技术3.2汽机主辅机设备适应性——应对策略2016/11/829凝结水泵及凝结水系统：研究凝结水泵运行台数、变频器最小频率设置、最小流量设置（再循环开启时机）和凝结水母管压力设置问题。给水泵组：研究给水泵运行台数、小汽轮机汽源切换时机、给水泵最小流量设置（再循环开启时机）问题。加热器：在机组低负荷工况下监测加热器水位、端差、除氧器除氧效果等主要运行指标，分析加热器运行状态。针对有低温省煤器的系统，加强监测并分析低温省煤器出水温度与机组回热系统的匹配性。凝汽器及抽空气系统：掌握机组低负荷工况凝汽器及抽空气系统运行状态，结合循环水泵运行方式实现汽轮机冷端系统安全、经济运行。2016/11/8304.灵活性改造所面临的问题与应对策略（热控）1）锅炉低负荷稳燃问题：精细化的燃烧调整试验（煤质、配煤、煤粉细度、配风）与燃烧优化闭环控制；锅炉智能燃烧优化控制技术2）提高机组负荷响应速度：协调优化控制技术基于除氧器水位动态恢复的凝结水变负荷技术提高变负荷能力的给水旁路调节与0#高加抽汽调节技术供热抽汽辅助负荷调节技术基于储能的提高AGC技术2016/11/831灵活性改造所面临的问题与应对策略（热控）3）机组控制与保护逻辑问题：风烟系统的逻辑优化给水系统的优化（自动控制、汽源切换、最小流量等）磨组控制及保护逻辑优化主保护及重要辅机保护逻辑优化其它主要调节回路优化流程画面及数据库等的优化4）机组启停频繁（两班制运行）等问题：需要提高机组自动化水平，降低运行人员劳动强度；顺序控制逻辑优化，增加程序控制数量逐步实现机组级自启停（APS）4.1锅炉智能优化控制系统2016/11/832针对问题：一次风压分离器挡板二次风挡板燃尽风挡板氧量煤质、负荷频繁波动低负荷稳燃、炉效低4.2提高负荷响应速率2016/11/833协调优化控制技术技术特点：采用先进智能协调控制技术解决控制对象之间惯性、延迟、非线性问题和差异提高负荷响应能力优化汽温、汽压控制品质凝结水变负荷和智能滑压优化控制技术2016/11/8340200400600800100012001400260265270275负荷凝结水流量时间(s)负荷(MW)4006008001000凝结水流量(t/h)供热抽汽辅助负荷调节技术2016/11/835抽汽供热期间，可通过供热抽汽的调整，在短时间内，减少（增加）供热抽汽，从而最终实现辅助机组负荷快速升高（降低）。（1）•在理论模型基础上，通过试验数据参数辨识，获得精确的模型参数，用于确定抽汽流量和低压缸流量的在线计算，生成调节控制边界和增益；（2）•通过抽汽供热换热系统动态特性试验及理论分析，获得供热系统热惯性和蓄热相关动态特性系数，用于抽汽辅助负荷调节能力的预估和调节速度和幅度的限制模型输入；（3）•采用快入慢出控制技术和模型前馈控制技术，提高调节精度和性能，完善相关保护逻辑，实现冬季抽汽供热期间辅助负荷调节的能力。给水旁路调节与0#高加抽汽调节技术2016/11/836根据给水旁路调节阀和#0高加抽汽调节阀的调节物理规律，建立调节能力非线性计算模型，并通过相关试验获得模型参数，构建基本控制规律；通过扰动试验，掌握给水旁路和#0高加抽汽调节对高、中压缸转子稳定性、SCR入口烟温、#0高加设备温度变化速率等机组安全稳定性问题的影响规律，从而对调节能力的释放进行有效把握和管控，尽可能削弱对机组安全稳定性的不利影响；采用快入慢出控制技