发电企业进行灵活性改造的必要性0112课件Word文档格式.docx
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自2015年以来，国家发改委、国家能源局为促进能源消费革命，相继出台了一系列电力改革文件。
主要有：
（1）2015年3月15日中共中央下发《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）及其相关配套文件；
（2）2015年12月11日，国家环保部、发改委、国家能源局三部委联合下发的《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》【环发[2015]164号】要求“全国新建燃煤发电项目原则上要采用60万千瓦及以上超超临界机组，平均供电煤耗低于300克标准煤/千瓦时（以下简称克/千瓦时），到2020年，现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时。
”
（3）《国家能源局关于印发2016年体制改革工作要点的通知》（国能综法改〔2016〕57号）；
（4）《国家能源局关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》（国能监管〔2016〕164号）；
（5）2016年6月28日、7月28日，国家能源局先后下达两批火电灵活性改造试点项目的通知，分别确定辽宁丹东等16个项目、长春热电厂等6个项目为第一、二批提升火电灵活性改造试点项目。
（6）2016年7月22日，国家发展改革委、国家能源局《关于印发<
可再生能源调峰机组优先发电试行办法>
的通知》（发改运行〔2016〕1558号）要求“逐步改变热电机组年度发电计划安排原则，坚持以热定电，鼓励热电机组在采暖期参与调峰”。
（7）2016年11月7日，国家发展改革委、国家能源局发布《电力发展“十三五”规划（2016-2020年）》文件。
其中重点任务有：
（七）加强调峰能力建设，提升系统灵活性，高度重视电力系统调节能力建设，从负荷侧、电源侧、电网侧多措并举，充分挖掘现有系统调峰能力，加大调峰电源规划建设力度，着力增强系统灵活性、适应性，破解新能源消纳难题。
全面推动煤电机组灵活性改造。
实施煤电机组调峰能力提升工程，充分借鉴国际火电灵活性相关经验，加快推动北方地区热电机组储热改造和纯凝机组灵活性改造试点示范及推广应用。
二、火电厂未来电源市场生存的需求
（1）近期来看，火电厂尽早开展灵活性改造，可以保证机组优先上网，规避分摊成本，并通过参与深度调峰获得可观的调峰补贴收入。
（2）长远来看，新的电力供需环境在竞争性电力市场中，火电利用小时数将会长期保持在较低水平，部分火电基本负荷电源的角色将发生转变。
火电厂需根据市场中的价格波动灵活调节出力，灵活性改造是大势所趋，有利于火电适应电力市场化进程。
（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）。
“煤”代替昂贵的燃料“油”，达到大幅节约锅炉点火、停运、稳燃耗油量，降低锅炉冷态点火及稳燃成本的目的。
2、技术关键点
富氧燃烧提升燃煤火电灵活性技术的关键：
（1）装置与运行的安全性
安全性包括以下三方面：
A、利用富氧燃烧器，实现炉膛稳定燃烧，正负压波动小，安全可控，确保炉内燃烧安全；
B、利用智能燃烧系统，实现燃烧设备的监测、参数调控，确保装置无烧损、结渣风险；
C、利用氧气控制装置，实现氧气智能、自动调控，确保供氧系统安全运行。
（2）装置与运行的稳定性
稳定性主要包括以下三方面：
A、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）
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。
调峰负荷
稳定运行时间（h）
爬坡速度
单次冷态启动时间
燃料适应性
78MW
13
10MW/min
≤4h
实现燃用贫煤、
无烟煤
72MW
10
84MW
9
65MW
6
（1）投运A层4台富氧燃烧器，最低达到了21%额定负荷（65MW）超低负荷调峰，在低负荷时，灵活投运D层富氧燃烧器，提升了烟气温度，确保烟温满足SCR投运要求（＞320℃）；
（2）在机组快速升负荷时，通过多点灵活地投运A/D层富氧燃烧器，实现了锅炉爬坡能力达到3.5%额定负荷/min，同时实现燃用贫煤、无烟煤，提升了燃料灵活性。
（3）应用多点多层投运方式，能够满足火电灵活性中快速升温升压的要求，可有效缩短锅炉各种状态下的启动时间。
尤其在停机调峰过程中，锅炉基本属于热态启动，此时温度损失大于压力损失，如按常规启动方式，不能快速提升主汽温和再热汽温，导致机组不能满足灵活性要求。
应用富氧燃烧提升燃煤火电灵活性技术进行热态启动，启动时间可缩短至≤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
第一、需增加氧气制备系统以及CO2压缩设备。
第二、空气分离产生的大量副产品氮气还需要找到合适的处理利用途径。
第三、循环烟气中CO2的处理及改进。
第四、如灰渣、换热、除尘等其他待研究的内容。
二、汽轮机方面--汽轮机切低压缸进行灵活性改造技术简述
1、基本机理
理论上汽轮机完全可以在低压缸不进汽的情况下运行，但是由于汽轮机的设计是理论和实验的结合，生产厂家不一样，其结构也有差异。
实际低压缸切缸运行时，低压缸缸内要采用适当减温措施，以及其它技术措施，实现低压缸脱缸安全运行，提高机组供热能力，降低机组调峰时电负荷。
2、实例简要介绍
以新疆天池能源公司热电联产项目2×
350MW机组低压缸脱缸改造为例。
（1）初步改造内容：
1）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
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