面向新一代煤电灵活性需求的新型给水提温技术适应性研究与应用
侯建军1, 付喜亮1，樊美2，刘化然3
（1.内蒙古京能盛乐热电有限公司，和林格尔 011517； 2.内蒙古中人信息研究中心 呼和浩特 010000；3.国网内蒙古东部电力综合能源服务有限公司，呼和浩特 010000；）
Adaptability research and application of a new type of water supply temperature raising technology for the flexibility demand of the new generation of coal and electricity
Hou Jianjun1, Fu Xiliang1，Fan Mei2, Liu Huaran3
（1.Inner Mongolia JingnengShengle Thermal Power Co.,Ltd.,Hohhot 011517,China；2. Inner Mongolia Zhongren Information Research Center ,Hohhot 010000,China；3. State Grid Inner Mongolia Eastern Power Integrated Energy Services Co., Ltd ,Hohhot 010000,China；）
ABSTRACT：the primary problem to be overcome in upgrading the flexibility of coal-fired thermal power is the wide load denitration of the boiler. As a wide load denitration technology, the traditional feed water temperature increase can increase the flue gas temperature at the SCR inlet of the boiler and ensure the safe operation of the denitration catalyst. Taking the 350MW supercritical unit 2 flexibility reconstruction project of Inner Mongolia Jingneng Shengle Thermal Power Co., Ltd. (hereinafter referred to as "Shengle thermal power") as the research object, this paper carried out the unit pure condensing condition test. The minimum DC load of the boiler is 35% BMCR, which corresponds to the unit output of 40% tha. Firstly, the goal of 30% tha boiler non transition flexibility transformation was established. Combined with the current mainstream flexibility transformation technology route, a new type of electrothermal collaborative feed water temperature raising technology was proposed, which can effectively improve the operation safety of the boiler low load denitrification system, facilitate the stable combustion of the unit at low load, and move the supercritical boiler transition point forward to below 30% BMCR. The performance test after the transformation shows that under the pure condensation condition, the minimum electrical load of the non rotating unit of the boiler is reduced to 24.8% tha, which maintains safe and stable operation for 6 hours. During this period, the average flue gas temperature at the inlet of denitration SC R is not less than 295 ℃, and the secondary air temperature into the furnace is increased from 199 ℃ in the preliminary test before the transformation to 350 ℃. The three mills operate stably and the combustion in the furnace is stable, and the upgrading effect exceeds the expectation. A new solution is proposed for the flexible upgrading of the new generation of coal and electricity.
Key wrods: new generation coal power; New water supply temperature raising technology; The dry wet transition point moves forward; Wide load denitration; Stable combustion at low load;
摘要：燃煤火电灵活性升级需攻克的首要难题是锅炉宽负荷脱硝，传统给水提温作为一项宽负荷脱硝技术，机组低负荷运行能提升锅炉SCR入口烟温，确保脱硝催化剂安全运行。本文以内蒙古京能盛乐热电有限公司（下称“盛乐热电”）350MW超临界2号机组灵活性改造项目为研究对象，开展机组纯凝工况摸底试验，锅炉最低直流负荷35%BMCR对应机组发电出力40%THA。首先确立了30%THA锅炉不转态灵活性改造目标，融合当下主流灵活性改造技术路线，提出一种新型电热协同给水提温技术，能有效提升锅炉低负荷脱硝系统运行安全性，利于机组低负荷稳燃，并且将超临界锅炉转态点前移至30%BMCR以下。改造后性能试验表明，纯凝工况下锅炉不转态机组最低电负荷下降至24.8%THA保持6小时安全稳定运行，期间脱硝SCR入口烟温均值不低于295℃，入炉二次风温由改造前摸底试验199℃提升至350℃，三台磨机运行平稳炉内燃烧稳定，升级改造效果超越预期，破局新一代煤电灵活性升级提出一种新的解决方案。
关键词：新一代煤电；新型给水提温技术；干湿态转换点前移；宽负荷脱硝；低负荷稳燃
0 前言
随着新能源电力装机规模的不断增加，燃煤电厂逐渐由电量生产主体演变为电网容量保证单位与新能源消纳的支撑基础。自2015年我国启动新一轮电改以来，国家相关部委先后发布推动电力市场改革及煤电机组灵活性改造指导性文件[1-3]，提高火电机组的灵活性，不仅有助于平抑新能源电力的随机波动性，解决规模化新能源电力消纳问题，还能保证电力系统的安全稳定经济运行。近年来，国内外学者和电力企业在火电机组灵活性改造和关键技术研究方面取得了显著进展[4-6]。这些研究主要集中在控制策略、传感器技术、执行器技术和通信技术等方面，旨在实现火电机组的快速、深度变负荷控制，提高机组的响应速度和经济性。当前火电灵活性改造仍面临一些技术瓶颈和挑战，比如技术路线和安全效益的权衡[7-9]，包括改造后的机组长时间偏离设计值运行，机组安全性经济性下降问题；机组面临锅炉低负荷稳燃和水动力循环的安全性问题[10-12]；设备运行周期和寿命衰减的问题等。还有机组纯凝工况下运行调峰能力限制以及补偿政策的不确定性等等。
本文以内蒙古京能盛乐热电公司350MW超临界2号机组灵活性改造项目为研究对象，利用机组纯凝工况下启停机会组织多次摸底试验，调研当下火电机组灵活性改造部分案例，首先确立了30%THA锅炉不转态改造目标，然后以此基础数据作为边界，融合当下主流灵活性改造技术，策划并提出一种新型电热协同给水提温技术，并在盛乐热电2号机组灵活性改造项目完成实施，顺利通过第三方组织的性能验收。本新型给水提温技术实施后，顺利通过内蒙古自治区能源局委托第三方组织的性能验收，电热协同解耦最终将机组运行灵活性提升至25%THA[14]并维持6小时安全稳定运行，超临界锅炉转态负荷由改造前35%BMCR前移至28.1%BMCR，期间锅炉脱硝SCR入口烟温不低于300℃，锅炉低负荷运行炉内火焰明亮稳燃效果大幅提升。
1 技术研究
盛乐热电两台350MW超临界供热机组，三大主机均为上海电气提供，汽轮机型号：CJK350-24.2/0.4/566/566，纯凝工况主蒸汽额定流量1045T/H，锅炉型号：SG-1181/25.4-M4414，供热机组锅炉选型裕量较大。该厂处于呼和浩特市周边和林格尔新区，新区以服务业为主目前工业蒸汽用户较少。冬季供暖期该厂相继引进2号机组高背压供热、1号机组旁路抽汽、4*40MW电蓄热等热电解耦技术[15-16]，通过对系列解耦技术开展特性研究，大比例供热工况下实现单台机组零出力上网，冬季供暖期全厂发电灵活性提升至25%THA。该厂灵活性改造面临的主要问题，是如何提升机组纯凝工况运行灵活性。项目启动后，利用机组纯凝工况启停机会开展低负荷摸底试验，锅炉干态最低负荷35%BMCR时储水箱水位快速上涨即将转态，此时对应机组发电出力约40%THA，查阅该型号锅炉使用说明书[17]，转态点也在35%BMCR，印证摸底试验参数梳理基本正确。调研当下火电机组灵活性改造案例，确立了30%THA锅炉不转态的改造目标。然后针对机组30%THA开展试验，为下一步机组灵活性改造方案策划提供参考（表一、图1）。
表一 盛乐350MW超临界机组30%THA（锅炉湿态）低负荷摸底试验关键参数梳理
Table 1. Key Parameters of Low Load Test for 30% THA (Boiler Wet State) of Shengle 350MW Supercritical Unit
图1 盛乐350MW超临界机组30%THA技术选型路线图
Figure 1 Roadmap for Selecting 30% THA Technology for Shengle 350MW Supercritical UnitFlame dark red flame detection fluctuation
1.1技术路线及工艺流程研发
结合表一数据, 30%THA负荷关键参数及需要解决技术问题梳理如下：
1）SCR入口烟温两侧均值245℃，首先需要解决脱硝SCR入口烟温低问题。
2）三台磨运行单台磨煤量平均23t/h，煤粉浓度低火焰暗红色解决低负荷稳燃问题。
3）机组降负荷50%THA锅炉储水箱开始见水，40%THA水位超10米，降至30%THA负荷干态运行10分钟无法维持锅炉转湿态运行，目标30%THA锅炉不转态需要解决锅炉转态的问题。
4）30%THA负荷主蒸汽压力9.82MPa，主汽温度512℃，再热汽温504℃，改造后尽力提升主要参数提升低负荷运行经济性的问题。
另外分析表一试验数据，机组30%THA纯凝工况下锅炉已转湿态运行，咨询汽轮发电机厂家改造后不低于25%THA负荷运行汽轮发电机能够保证安全。低负荷运行各类主要辅机面临的主要效率偏低的问题。因此实现30%THA目标需要解决的问题主要集中在炉侧。针对燃煤机组，灵活性改造关键在于锅炉宽负荷脱硝级低负荷稳燃，超临界机组需兼顾水动力安全等；要实现30%THA目标且同时解决上述梳理几个关键问题。燃煤锅炉灵活性改造即深度调峰主流技术（表二）。
本机组灵活性改造首要问题是解决锅炉宽负荷脱硝，主流技术路线目前两种：一种直接提升SCR入口烟温，例如分级省煤器、省煤器烟气旁路。另一种通过给水旁路减少省煤器换热或者提升入口水温来间接提升省煤器出口（即SCR入口）烟温，主要技术路线有省煤器水旁路、热水再循环、零号高加等。结合前述盛乐两台超临界机组低负荷摸底试验，负荷降至40%THA对应锅炉直流最低负荷35%BMCR,此时SCR入口烟温低至253℃（图1），考虑低负荷锅炉烟气流场不均影响，确定烟温提升需求不低于50℃，仅通过一种常规技术路线（表二）无法满足，需要技术组合来实现。
从技术融合互补角度确定烟侧+水侧组合方案，确立三个目标：①烟温提升不低于50℃，解决机组宽负荷脱硝问题。②优先考虑机炉解耦进一步提升灵活性。③利于机组低负荷运行其它问题的解决。经充分论证选定省煤器烟气旁路为烟气侧方案首选，为满足上述三个目标，水侧方案在现有技术基础上，基于文献[18-19]对零号高加-给水提温技术路线的梳理，尤其文献[20]通过引出三段抽汽提升热一次风，实现磨煤机干燥出力提升。以及文献[21]通过旁路抽汽实现热电解耦进而提升机组运行灵活性，提出一种新型给水提温技术，工艺流程见（图2）：低负荷工况从主蒸汽管道抽出部分主蒸汽，经减温减压后进入热二次风暖风器，将蒸汽过热热量释放同时提升二次风温，然后约6.0MPa饱和蒸汽（低于1号高加汽侧额定压力）进入一段抽汽蒸汽管道，替代一段抽汽提高给水温度。本技术原则上具有提升SCR入口烟温，提升二次风温强化锅炉低负荷稳燃，且能够进一步降低锅炉转态点。
该技术相对于上述零号加热器方案，充分利用原1号高加，仅仅增设一路加热器汽源，无需额外增设加热器，改造成本大幅降低；另外应用本技术低负荷提升二次风温利于锅炉低负荷稳燃，无需对制粉及燃烧系统进行改造，降低锅炉低负荷稳燃方面的改造费用。另外在低负荷工况下，由于二次风温提升炉内燃烧充分且稳定，炉内高温烟气充满度好水冷壁各级受热面换热均匀，实现锅炉转态点（本生点）的前移，机组降负荷深度调峰期间，本系统投运从主蒸汽抽汽机炉进一步解耦实现30%THA目标。
表二 燃煤锅炉深度调峰改造主流技术路线比对
Table 2. Current mainstream boiler side flexibility transformation technology
图2 50MW超临界机组电热协同给水提温技术工艺流程
Figure 2 Process Flow of New Feedwater Heating Technology for 350MW Supercritical Unit
技术路线确定后以前述30%THA摸底试验梳理数据为基础展开热力计算（表三），计算结果委托第三方机构及锅炉厂家进行反复校核：为充分提升SCR入口烟温，省煤器出口水温提升偏高过冷度裕量太小。后期实际运行中拟通过提升锅炉汽压、汽温的方式，控制省煤器出口过冷度至20℃以上安全区域。
表三 350MW超临界机组采用新型给水提温技术实现30%THA目标关键参数热力计算
Table 3. Thermal calculation values of key parameters for achieving 30% THA using new feedwater heating technology for a 350MW supercritical unit
1.2 关键设备选型设计
本电热协同给水提温技术工艺涉及关键设备主要是热二次风加热器，该加热器起到提升热二次风温，进一步降低1号高加备用汽源进汽参数（压力和温度）的作用，如何选型将极为关键。
1）换热器选型：目前换热器的常用形式有三种：光管、H型翅片管、螺旋翅片管。三种管型各有其特点，与光管相比，H型翅片管和螺旋翅片管属于扩展式受热面，在相同换热系数的情况下具有体积小、重量轻等优点，在相同空间里所能布置的受热面积为光管受热面的5-12倍，能在有限空间里布置较多受热面积满足性能需要，有利于各种空间较小区域进行改造，得到了广泛的应用。螺旋翅片管与H型翅片管相比，其主要优势在于：具有更高的扩展系数，在相同布置空间内可以布置更多的换热面积。结合本项目现有二次风道布置，采用H型翅片管，占用空间相对较大。确定采用零热阻一体螺旋翅片管。零热阻一体螺旋翅片管也是扩展式受热面的一种，但是与传统的螺旋翅片管不同，零热阻一体螺旋翅片管是采用厚壁无缝钢管(坯管)在中频连续加热的情况下，使管子经过挤压、轧制而一次成形，没有焊接的过程，因此没有焊缝。这也就意味着其不存在由于壁温过高而存在的翅片脱落的问题（图3）。
图3 零热阻一体螺旋翅片管局部及成型管示意图
Figure 3 Partial and formed schematic diagram of zero thermal resistance integrated spiral finned tube
2）蒸汽-空气换热器热力计算
根据盛乐热电机组实际运行情况，确定蒸汽-空气换热器设计边界，换热器热力计算书及确定换热器结构参数如下表四、表五：
表四 蒸汽-空气换热器热力计算书
Table 4 Thermal Calculation of Steam Air Heat Exchanger
表五 蒸汽-空气换热器结构参数
Table 5 Structural Parameters of Steam Air Heat Exchanger
2 应用效果
2024年2月21日机组电负荷170MW，给水提温系统预暖结束逐步投运（图4），维持下三层制粉系统运行（入炉煤热值3800大卡）机组持续降负荷,最终受制于锅炉给水流量低限380t/h无法进一步下调，此时锅炉主、再热蒸汽温度530℃，主汽压14MPa，锅炉给煤量62t/h，总风量565t/h，给水泵小机进汽压力0.26MPa综合阀位最大36%运行稳定，给水提温抽汽66t/h，机组背压10.9KPa，机组电负荷最低下探至92MW期间锅炉低负荷燃烧稳定。基于2月份开展的三次项目调试， 2024年3月21日受内蒙古自治区能源局、内蒙古电力集团调通中心委派，内蒙古电力科学研究院试验人员抵达盛乐热电，对盛乐2号机组开展灵活性改造后试验验证工作。锅炉不转态顺利实现30%TH灵活性运行目标。经试验人员精心指导最终突破25%THA灵活性目标，且维持6小时安全稳定运行，期间脱硝SCR入口烟温均值304.5℃，入炉二次风温由改造前热力计算304℃提升至361℃，保留三台磨煤机运行，炉内火焰明亮燃烧稳定（图4）。
图4 新型给水提温技术改造后性能验收关键参数与设计值比较
Figure 4 Comparison of key performance acceptance parameters and design values after the renovation of the new boiler feedwater heating technology
30%THA工况锅炉脱硝SCR入口烟温保持不低于300℃。25%THA工况该处烟温均值仍能保持295℃以上，锅炉脱硝SCR入口烟温较30%摸底工况提升50℃达到本新型给水提温技术设计指标。
25%THA工况锅炉风箱二次风温能维持350℃以上，超过本锅炉BRL额定工况设计的二次风温；较30%THA摸底工况提升150℃，炉内整体温度提升利于低负荷稳燃【22】，炉内各级水冷壁受热面壁温分布均匀，利于锅炉转态点的前移。
新型给水提温系统抽汽流量测点显示不准，根据给水与主汽流量差值估算25%THA工况下给水提温抽汽量约66 t/h，系统配置的减温减压器、风道换热器包括各级阀门管道等设备运行满足设计要求；因为25%THA工况主蒸汽参数保持较高，实际抽汽量优于系统设计47.6t/h数据。
2024年2月20日系统调试期间未投运本新型给水提温系统，机组负荷下降至142MW（40.6%THA）锅炉过热度下滑储水箱见水达到转态点，此时对应锅炉负荷35%BMCR左右。投运新型给水提温技术投运机组负荷下探至86.8MW（24.8%THA）锅炉仍能维持干态运行，除给水提温投运抽取部分主蒸汽解耦以外，锅炉实际转态点前移超过5个百分点。
试验25%THA工况下锅炉直流运行主、再热汽温维持530℃，较30%摸底工况（湿态运行）分别提升20℃左右，维持主汽压不低于13MPa，较摸底工况提升3.0MPa，主蒸汽压力提升利于机组低负荷省煤器出口水过冷度控制，防止省煤器内工质汽化沸腾，影响锅炉受热面安全运行【23-25】。
1号高加切换为主蒸汽后保持进汽不超额定，加热器给水出入口温差最大75℃；较摸底试验提升约55℃，期间#1高加疏水维持正常。
盛乐热电2号机组纯凝工况最小出力试验，测算30%THA工况机组发电煤耗359.5g/kWh，25%THA工况发电煤耗375.4g/kWh，随机组深度调峰负荷进一步下探，煤耗增长幅度加快。
3 结论和建议
本次盛乐热电2号机组灵活性改造后机组电负荷25-30%纯凝工况下运行，锅炉主、再热汽温较设计工况有所提升；给水提温系统抽汽流量优于设计参数，系统配置减温减压器、风道加热器性能满足设计要求；给水提温系统投运后锅炉二次风温、给水温度提升幅度明显，锅炉转态点前移接近10%；25-30%负荷下锅炉脱硝SCR入口烟温保持不低于295℃；本次调试机组最低电负荷下探至84.5MW，给水提温技术测试各项指标满足设计要求，实际运行效果好于预期。
传统机组开展灵活性改造，均在当前主、辅机设备基础上依托现有技术展开，低负荷运行期间各类设备均偏离正常工作区低效运行，这是整体机组极限能力的挖掘，主要以灵活性安全运行为主效率应是其次。
尽管火电机组深度调峰期间效率偏低，但火电25%+新能源25%与原先单纯火电50%相比较，整体运行能耗大幅下降，社会效益突出。
建议积极跟踪燃煤火电机组灵活性改造后深度调峰期间相关碳补偿政策，做好政策争取与支持，后续力争实现机组灵活性运行效益最大化。
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作者简介
侯建军（1977-），男，高级工程师，内蒙古京能盛乐热电有限公司一级专家，中电联燃煤机组“三改联动”技改示范案例评审专家，中设协专家库电力行业专家；中国知网（CNKI）评审专家。从事燃煤火电“三改联动暨新一代煤电”技术及科技技改项目策划，热电厂新工艺新技术研发引进；从事超临界锅炉运行技术研究等。
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