发电企业进行灵活性改造的必要性20180112(课件)

精心整理关于对燃煤机组灵活性调峰改造的讨论主要内容：1、电网火力发电企业为什么要进行灵活性调峰改造2、火电厂灵活性调峰改造的技术要求及注意问题3、目前火电厂灵活性调峰改造的几种方式化进程。

（3）火电机组节能降耗的要求，通过一系列技术改造，提高机组调峰灵活性的同时，降低企业供电煤耗，达到国家文件要求（平均供电煤耗低于310克/千瓦时）。

（4）随着风电、光伏、生物质发电等新能源发电大规模投产、并网，调峰缺口将迅速扩大，调峰补贴总额增长，“蛋糕越来越大”，具备深度调峰能力的火力发电厂将率先受益。

东北、西北地区灵活性调峰考核政策已率先开始。

第二部分火电厂灵活性调峰改造的技术要求及注意问题一、火电机组灵活性调峰的技术要求：燃煤火力发电机组要想实现灵活性，必须满足以下技术要求：（1）深度调峰：负荷率达到20%~40%；（深度调峰的停发电的补贴政策），下表为东北电网调峰补贴范围。

（2）快速爬坡能力：2%--5%MW/min爬坡能力；（3）快速起停能力：2--4h快速启停。

通过双抑制和双还原的过程，既保证了煤粉高燃尽率，降低锅炉飞灰含碳量，减少固体不完全燃烧热损失，从而提高锅炉炉效；又大幅度抑制和还原燃烧中产生的氮氧化物,达到以“低氮燃烧的手段，产生烟气脱硝的降氮效果”。

其工艺过程如下图所示：该技术是在富氧燃烧点火稳燃节油技术的基础上诞生的，是通过纯氧提高燃料燃烧温度，降低燃料着火温度，提高燃烧速度，采用廉价燃料“煤”代替昂贵的燃料2、（1AB险；C（2A、采用复合型富氧微油/气枪，可根据工况，自动调节相关参数，确保在任意工况下，在一次风煤粉流中点燃煤粉，实现燃油/燃气燃烧稳定可控；B、利用富氧燃烧器，实现燃烧器内提前着火燃烧，煤粉火焰稳定可控；C、利用超低温真空智能储罐及氧气控制装置，实现供氧的稳定可控。

（3）装置与运行的连续性连续性主要包括以下三方面：A、利用燃油预处理装置，确保供油的连续性；B、利用富氧燃烧器与智能燃烧系统，调控燃烧参数，确保煤粉火焰延展性、连续性好；C、利用超低温真空智能储罐、氧气控制装置，调控供氧系统参数，实现供氧系统24小时备用，确保供氧的及时性、大量性、连续性。

（4）煤种的适应性煤种适应性主要体现在：可大幅提升机组煤种应用范围，实现燃用煤矸石、无烟煤、贫煤、烟煤、褐煤等煤种。

3、性能体现富氧燃烧提升燃煤火电灵活性技术的主要性能：（1）增强深度调峰能力——煤粉以提前主动燃烧状态进入炉膛，提高炉膛温度，保证整个锅炉煤粉不会因为炉膛热负荷过低燃烧不稳而熄火，实现锅炉不停炉超低负荷（最低20%额定负荷）调峰，增强火电机组深度调峰能力。

（2）提升机组爬坡速度（负荷升降速率）——一次风煤粉流以多层（点）投运，避免传统逐层投运导致的升负荷慢、主蒸汽温度及压力不能同步增长或增长较慢等问题，在保证炉内燃烧安全的前提下，可实现增加单位时间内的入炉煤量，确保机组快速提升负荷，大幅提升燃煤火电机组爬坡速率（负荷升降速率）。

（3）降低锅炉启/停时间——一次风煤粉流多层（点）投运，根据工况需求灵活调整入炉煤量，实现快速增/减投煤量，从而达到降低锅炉启/停时间的目的。

（4）增强燃料灵活性——利用氧气强化煤粉中固碳的燃烧，实现对煤粉挥发份含量不做要求，有效提高锅炉煤种适应性；实现能够燃烧烟煤、贫煤、无烟煤以及掺烧生物质能源（秸秆、木屑等）的目的，达到提高机组燃料灵活性的目的。

（5）保证SCR装置的高效投运——利用多层（点）的燃烧，抬高火焰中心，缩短火焰中心到炉膛出口的距离，使烟气温度满足SCR投运要求（≥320℃），全程安全、高效地投运。

（6）保证同比工况炉效不降低——采用提前着火、主动燃烧的方式，相对延长了煤粉在炉内的燃烧时间，降低锅炉飞灰及大渣含碳量；同时抬高火焰中心，缩短火焰中心到炉膛出口的距离，避免为提高烟气温度而开启（或安装）省煤器旁路等措施，保证同比工况炉效不降低。

（7）同比工况不增加NOX排放——富氧燃烧提升燃煤火电灵活性技术利用一次风粉在富氧燃烧器内提前主动着火燃烧，由于燃烧器内处于极度缺氧状态，燃烧产生大量CO强还原剂，在燃烧器及炉膛内抑制并还原NOX，保证同比工况下不增加NOX排放。

3、应用业绩（一）在国电投重庆九龙电厂的实际应用国电投重庆九龙电厂200MW机组四角切圆燃烧锅炉利用富氧燃烧提升燃煤火电灵活性技术，将锅炉底层四台原燃烧器更换为富氧燃烧装置，最低实现了60MW超低负荷调峰。

（1）实际应用中机组达到30%额定负荷（60MW）调峰，大幅提高了锅炉深度调峰能力；（2）在仅改造锅炉底层4台燃烧器的情况下，实现锅炉爬坡能力达到1.5%额定负荷/min，在实行多层（点）投运后，爬坡能力实现＞2.5%额定负荷/min；（3）在仅改造锅炉底层4台燃烧器的情况下，实现锅炉启动时间≤5h，在实行多层（点）投运后，可大幅提升机组爬坡速率（负荷升降速率），实现快速带上满负荷，预期启动时间≤4h;（4）同时实现燃用贫煤、无烟煤，提升了燃料灵活性。

（二）在国电恒泰电厂的应用国电恒泰电厂300MW机组四角切圆燃烧锅炉利用富氧燃烧提升燃煤火电灵活性技术技术，将锅炉A/D原燃烧器更换为富氧燃烧装置，最低实现了65MW超低负荷调峰。

如下图布置的燃烧系统的四角切圆锅炉（不限于此）富氧燃烧提升燃煤火电灵活性装置安装位置（D富氧燃烧提升燃煤火电灵活性装置安装位置（B每个角燃烧器共布置13层喷口，包括有4层一次风喷口（锅炉由下到上为A、B、C、D层）,1层三次风喷口（XX）层，1层顶二次风（OFA）喷口,7层二次风喷口。

采用断层富氧燃烧方式，即对锅炉B、D层燃烧系统进行改造。

技改后，在锅炉启停阶段B层作为主点火层使用，D层可作为辅助点火层使用；在机组深调阶段，B、D层可实现断层燃烧，达到富氧燃烧提升燃煤火电灵活性技术要求。

SCR性。

4h。

（4）能够快速建立锅炉烟气热循环，尽快改善燃烧工况，对启动期间炉内燃烧安全提供保障。

5、富氧燃烧提升燃煤火电灵活性技术优势技术优势主要体现在以下几点：（1）、锅炉可实现深度调峰要求。

（2）、实现了对燃料挥发份含量不做要求，有效提高锅炉煤种适应性。

（3）、提升燃煤火电灵活性技术多层（点）投运，有效地增加了锅炉吸热效率。

（4）、实现增加单位时间内的入炉煤量，确保机组快速提升负荷，大幅提升火电机组爬坡速率。

（5）、提高低负荷下锅炉烟气温度，满足SCR运行烟温要求；（6）、灵活性一体化控制操作安全、简单、及时、稳定。

（7）、同比工况下不增加NOX排放。

（8）、同比工况下不降低锅炉炉效；6、富氧燃烧技术存在的问题二、12（11）高真空的实现，增设一套蒸汽喷射器抽真空装置。

2）低压缸喷水减温，带走脱缸后运行低压缸鼓风热量。

3）低压缸进汽节流，中低压联络管上加装隔离阀，完成中排蒸汽的节流，使几乎全部的中排蒸汽进入热网加热器供热。

（2）为提高供热能力增加的必要供热设备。

具体增加设备：热网加热器。

（3）考虑给水泵为汽动给水泵，小机排汽直排空冷岛，低压缸脱缸运行后小机最小排汽量约30t/h，加上低压缸冷却蒸汽流量15t/h，至少有约45t/h蒸汽上空冷岛，空冷岛只开一列运行，45t/h蒸汽量远大于空冷岛一列支管的防冻流量，故不对低压缸脱缸运行改造后小机排汽做相应改造。

（4）改造后实际运行主汽量下，因为低压缸最小通流量降低至15t/h，至少增加约160t/h中排抽汽量用于供热，单机增加供热负荷115MW，采暖热指标按55W/m2计算，三、电气方面--高压电极锅炉在热电机组中的灵活性调峰技术简述1、高压电蓄热技术分类及原理目前，国内有高压固体电蓄热和高压电极锅炉蓄热两种技术。

A、高压固体蓄热技术高压固体电蓄热系统组成：高压供电系统、电发热体、高温蓄热体、换热器、热输出控制器、耐高温保温外壳和自动控制系统等组成。

工作原理是：在预设的电网低谷时间段，自动控制系统接通电源开关，电网为电发热体供电，电发热体将电能转换为热能同时被高温蓄能体不断吸收，当高温蓄B210KV。

锅炉高压三相电极Y形接线法，每个电极都会连接一相。

三相电极和零点电极在水中直接产生电流。

功率大小取决于三相电极和零点电极间的导电面积。

为了控制负荷大小，由调节盾。

通过安装在三相电极和零点电极之间调节保护盾（绝缘材料制作）的升降控制三相电极与水的接触面积，从而来控制锅炉负荷。

10KV电压时，电阻仅为1.5-2.5KΩ零点电极安装于电极锅炉内部，由3个电子管组成，固定安装在锅筒里，三相电极安装在压力器顶部的绝缘体上。

锅炉是一个高电阻绝缘体，对于管道系统，地板和锅炉框架来说，锅炉安放在绝缘体上，通往锅炉外部管路系统的连接使用绝缘膨胀节，控制进出水流的低电导率，保证运行的绝对安全。

3、蓄热罐的功能蓄热罐一个重要作用是对供热系统的削峰填谷，它的调峰能力可取代建设尖峰热源，节约尖峰供热厂的燃料消耗。

储热罐技术利用水将热量存储到储热罐内，通常采用常压或承压式。

一般情况，当热管网供水温度低于98℃时设置常压储热罐，高于98123456度水储热罐，用于电厂两台200MW机组的储热并参与深度调峰热电解耦，起到了较为良好的效果。

4、实例内蒙古京科发电有限公司有1×330MW燃煤亚临界抽凝式直接空冷供热汽轮发电机组，于2010年4月投产发电。

热负荷是以集中采暖热负荷为主，属季节性热负荷，集中采暖热负荷需求量随天气的变化而变化。

该热电厂电蓄热灵活性调峰改造已于2017年11月12日投运。

（1）主要设计原则1）新建电锅炉供热站对外供热采用二次循环系统，即供热站产生的供暖热水通过板式换热器加热现已形成的热网水，并作为系统内的调峰热源，整个电锅炉供热站所供出的热力将接入电厂的热网，并在系统内设有与供热负荷和电锅炉容量相匹配的无压储热罐。

234求，510kV 降至67（21但机组参与深度调峰的灵活性也越大，在保证供热的前提下，甚至机组可以实现以纯凝方式运行。

通过地域情况和电网负荷特性分析和风电特性分析，可以认为电网对火电机组在夜间6小时内参与深度调峰热电解耦的需求最为迫切，推荐热电解耦时间为6小时。

2）电锅炉容量确定根据电厂目前单机运行的实际情况，为保证供热的可靠性，在参与深度调峰时段，热网加热器不能完全退出，而应以最低运行供热负荷继续运行，以保证电锅炉系统退出后，电厂自身供热系统能够继续安全稳定运行。

通过核定计算，本项目现阶段推荐采用10台12MW电锅炉总容量为120MW的方案，120MW同时投入或切除不会影响电网的安全稳定运行。

34由内一台5差28流向相反，热水自罐体上方布水器抽出，释热流量为800m3/h。

本次设计流量为800m3/h。

供热方式：供/回水温度98/70℃，供/回水压力1.8/0.5Mpa考虑。

6）循环水量计算电锅炉供热管网循环水量当出水和回水温度98/70℃，同时蓄热罐按照额定负荷储热或者放热，并且温差为28℃时，循环水量为4500t/h。