引言2021年我国国家发改委、国家能源局印发《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》（发改运行[2021]1519号），文件要求实现存量煤电机组灵活性改造，“十四五”期间改造2亿kW，增加系统调节能力3 000万~4 000万kW，促进清洁能源消纳[1]。2022年，新疆维吾尔自治区发展和改革委员会下达的第一批煤电机组灵活性改造项目通知（新发改能源[2022]12号）要求，新疆公司在2022年实施21台（乌昌地区14台+非乌昌地区7台）火电机组运行灵活性提升改造，纯凝期机组最小出力由改造前的50%下降至20%，供热期机组最小出力由改造前的60%~73%下降至30%~43%，同时保证机组长周期安全、稳定、环保、经济运行[2]。新疆各燃煤电厂积极推进机组多能互补运行灵活性提升改造工作[2-6]。1研究内容1.1研究对象1.1.1锅炉概况某燃煤电厂1号机组容量为660 MW，机组于2015年12月完成168 h满负荷试运并正式投产。锅炉由哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计制造，为HG-1948/28.25/605/613-HM6型超超临界、一次中间再热、单炉膛、水平浓淡低NOx分级送风燃烧系统、四角切圆燃烧方式、炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、带再循环泵的启动系统、固态排渣、平衡通风、全钢构架、全悬吊结构Ⅱ型变压运行直流锅炉。设计煤种为电厂周边煤矿褐煤。锅炉设计燃料特性如表1所示。锅炉主要设计参数如表2所示。BRL表示额定工况。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.009.T001表1锅炉设计燃料特性项目设计校核1校核2全水分/%24.0026.1016.10空气干燥基水分/%14.5118.248.10收到基灰分/%19.0027.0619.89干燥无灰基挥发分/%39.6037.2245.27收到基碳/%42.5135.5947.17收到基氢/%2.132.772.89收到基氮/%11.367.8212.68收到基氧/%0.480.380.59收到基全硫/%0.520.280.68收到基高位发热量/(MJ/kg)15.8015.3118.57收到基低位发热量/(MJ/kg)14.8113.7817.52哈氏可磨性指数675811010.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.009.T002表2锅炉主要设计参数项目BMCRBRLTHA过热蒸汽流量/(t/h)1 9481 8911 880过热器出口蒸汽压力/MPa28.2528.1727.01过热器出口蒸汽温度/℃605605605再热蒸汽流量/(t/h)1 6301 5801 577再热器入口蒸汽压力/MPa5.7005.5105.488再热器出口蒸汽压力/MPa5.5005.3165.242再热器入口蒸汽温度/℃357.5351.4350.4再热器出口蒸汽温度/℃613613613省煤器入口给水温度/℃301.4299.2298.9锅炉配备6台ZGM113G-Ⅱ型中速碗式磨煤机，运行5台，备用1台；锅炉采用动态挡板式分离器，煤粉细度(R90)为21%。A、B层8只燃烧器配备等离子点火装置。空预器为三分仓，采用三段式布置，冷端使用搪瓷材料。一、二次风入口配暖风器。脱硝装置采用SCR脱硝技术，催化剂允许连续投运温度300~400 ℃。锅炉采用带炉水循环泵的内置式启动系统，25%BMCR（最大连续蒸发量下的工况）以下锅炉转湿态投运。锅炉不投等离子进行助燃时，设计最低稳燃负荷不大于35%BMCR，机组实际运行的深度调峰能力为40%THA（热耗率验收工况）。1.1.2汽轮机概况汽轮机组由上海汽轮机有限公司(STC)与西门子西屋公司联合设计制造，型号为NJK660-27/600/610型间接空冷，型式为超超临界、一次中间再热、三缸两排汽、单轴、间接空冷凝汽式机组、七级回热抽汽。汽轮机的最大连续出力为697.1 MW，额定出力为660 MW。机组采用复合变压运行方式，汽轮机的额定转速为3 000 r/min。汽轮机采用节流调节方式，高压缸进口设置两个高压主汽门和两个高压调节门，高压缸排汽经过再热器再热，通过中压缸进口的两个中压主汽门和两个中压调门进入中压缸，中压缸排汽通过连通管进入低压缸继续做功，排入凝汽器。汽轮机的热力循环采用七级抽汽回热系统，设置3台高压加热器、1台除氧器、3台低压加热器和1台轴封加热器，同时设置1台3号高加外置式蒸汽冷却器，以降低机组煤耗。两台汽轮机组共用1×30%额定容量电动给水泵组，FT8S39DM型给水泵由上海电力修造总厂生产，电动机直接驱动给水泵。每台汽轮机组配置1×100%额定容量的汽动给水泵组，小汽轮机为单缸、冲动、单流、纯凝汽式、外切换型式，能够变参数、变转速、变功率运行，利用多种汽源。小汽轮机连续运行调速范围为2 800~6 000 r/min。1.2最低稳燃负荷试验最低稳燃负荷试验机组的负荷由264 MW降低至200 MW时，脱硝系统入口烟温已低于295 ℃，为了保证催化剂安全退出脱硝系统，逐步降低负荷至132 MW，并在132 MW负荷状态稳定运行约4 h。降低负荷与132 MW运行期间，未投运等离子或其他稳燃装置，锅炉燃烧及机组运行稳定，各辅机运行正常，表明机组具备132 MW稳定运行能力。因此，试验确定非助燃最低稳燃负荷为132 MW(20%THA)。机组负荷为264 MW、132 MW时进行机组供电煤耗试验，供电标准煤耗分别为346.12 g/kWh、365.98 g/kWh。随着机组深度调峰负荷的降低，供电标准煤耗明显升高，机组运行经济性显著下降[7]。机组负荷为132 MW时进行脱硝装置入口烟气温度试验。脱硝装置入口烟气温度如表3所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.009.T003表3脱硝装置入口烟气温度试验结果项目A侧B侧平均温度288.2烟温1283.4297.4烟温2284.4291.5烟温3286.9290.1烟温4288.9286.9烟温5294.6278.2℃机组低负荷运行时，脱硝入口处的烟温较低，脱硝装置偏离高效率区间，氨逃逸率较高，加重空预器硫酸氢铵堵塞的问题，需要对空预器硫酸氢铵沉积进行校核。SCR脱硝系统入口烟气温度的改造目标为300 ℃，空预器入口温度设计为300 ℃，烟气流量和空气流量按照20%THA负荷参数设置，对现有空预器进行校核计算。入口风温为20 ℃和36 ℃。空预器蓄热元件壁面硫酸氢铵沉积分布情况如图1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.009.F001图1空预器蓄热元件壁面硫酸氢铵沉积分布情况132 MW工况下对1号机组汽轮机的运行安全情况进行监测。机组低负荷工况运行时，各轴瓦的相对振动、绝对振动情况基本无明显波动，均低于报警值；汽轮机本体的轴向位移参数处于机组安全运行范围；运行时的上/下缸温差在合理范围内，参数变化情况表明机组能够在低负荷状态安全运行。最低稳燃负荷试验发现的问题：（1）由表3可知，132 MW脱硝装置入口烟温最低值为278.2 ℃，平均值为288.2 ℃，会影响脱硝设备正常运行。（2）由图1可知，132 MW空预器出现硫酸氢氨跨层凝结现象（蓄热元件温度区间为147~220 ℃），液态硫酸氢铵生成区域的高度达1 180 mm（现有冷端蓄热元件高度为1 000 mm）。（3）132 MW负荷时，锅炉总风量偏大，运行氧量高达9%左右。送风机动叶开度已经关至10%以下，无继续关小的裕度。（4）132 MW负荷时，氨逃逸量约7.0 μL/L。（5）机组偏离设计工况时，蒸汽轮机长期处于低负荷运行，末级叶片长时间处于湿蒸汽条件，末级叶片顶端边缘部分、叶片根部外缘部分将受到不同程度的水滴侵蚀，造成叶片损坏。（6）根据上汽厂计算结果，机组正常运行且机组负荷低于20%时，可能存在排汽过热导致的长期投喷水运行情况，使用原喷水系统将出现严重的排汽端湿度问题，导致末级叶片短时间的水蚀情况严重。（7）试验过程中自动发电控制(AGC)和一次调频功能退出，送风量、给水、水煤比等自动控制系统退出，给水流量低、分离器液位高、总风量低低等保护退出。为了保证机组132 MW安全稳定运行，需要对机组进行灵活性改造。1.3灵活性改造方案1.3.1锅炉部分（1）脱硝入口烟温提升改造。机组SCR催化剂的最低连续可投烟温为300 ℃，132 MW脱硝系统入口烟温的最低值为278.2 ℃，平均值为288.2 ℃，会影响脱硝设备正常运行。改造后需要在132 MW负荷下调峰运行，脱硝系统入口烟温需要提升约20 ℃（考虑裕量），达到308 ℃。实现脱硝系统烟温控制的主要技术手段包括烟气侧（省煤器烟气旁路、省煤器分级设置等）、水侧（省煤器给水旁路、热水再循环、蒸汽加热给水等）、宽温催化剂控制等[8-10]；实现脱硝系统入口烟温提升30 ℃的方法主要包括省煤器烟气旁路、省煤器分级设置和省煤器流量置换（省煤器给水旁路+热水再循环）。省煤器流量置换的投资量过大，不建议采用；省煤器分级设置投资较大、施工工期较长、煤种适用性较差，高负荷下可能造成催化剂烧结等问题；省煤器烟气旁路方案的系统简单、改动量小、投资小，通过优化设计可以对机组产生较小的影响。与其他方案对比，省煤器烟气旁路方案既能够满足烟温提升20 ℃的要求，且现场改动量较小。文中的脱硝入口烟温提升改造采用省煤器烟气旁路技术，从低温过热器入口引出高温烟气接入省煤器出口烟道，与低温烟气混合，达到提升脱硝装置入口烟温的目的[8,11-12]。（2）空预器防硫酸氢铵堵塞改造。脱硝过程会产生硫酸氢铵，硫酸氢铵的沉积温度为147~220 ℃，空预器的温度处于此范围，硫酸氢铵沉积会导致空预器存在硫酸氢铵堵塞问题[13]。深度调峰负荷下的空预器烟温降低，会加剧空预器硫酸氢铵堵塞问题。空预器蓄热元件的三段式布置结构不利于缓解硫酸氢铵堵塞，将蓄热元件三段改为两段是解决空预器硫酸氢铵堵塞的重要措施[14-16]。空预器改造方案如图2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.009.F002图2空预器改造方案冷端元件采用镀搪瓷专用元件，波形升级为封闭流道、防堵灰、易清洁的TC1A波形，热端元件采用碳钢、DU3波形[9,10,13,14]。改造后的空预器蓄热元件壁面硫酸氢铵沉积分布情况如图3所示。空预器不再出现硫酸氢铵跨层凝结现象。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.009.F003图3改造后的空预器蓄热元件壁面硫酸氢铵沉积分布情况（3）精准喷氨脱硝改造。燃煤机组中的硫酸氢铵在147~220 ℃时为液态，容易捕捉烟气中的飞灰，造成空预器堵塞，空预器的中间受热面温度易处于此区间。液态硫酸氢铵的形成与烟气中的SO3、NH3的浓度密切相关。NH3浓度和SO3浓度越低，空气预热器堵塞的可能性越低。132 MW负荷机组的脱硝装置氨逃逸量高约7.0 μL/L。降低脱硝装置氨逃逸的主流技术为精准喷氨脱硝改造，基于喷氨分区控制、多点NOx测量、喷氨总量先进控制等技术，调整SCR系统的喷氨量，有效减少进入空预器烟气中的氨逃逸、SO3含量，从根源处降低硫酸氢铵生成量，缓解空预器硫酸氢氨堵塞问题。项目采用精准喷氨脱硝改造技术降低脱硝装置氨逃逸量。（4）送风机改造。通过核算，送风机的风量裕量约26%（设计规范要求5%~10%），全压裕量约60%（设计规范要求15%~20%），风机裕量过大。从机组调峰的安全性及运行的经济性角度分析，均需要对送风机进行改造。根据现有风机基础对1号锅炉送风机进行改造，风机型号不变，提高调节范围，减小风机裕量，提高风机的效率。（5）水平烟道吹灰器改造。机组运行过程中，烟气经过炉膛出口折焰角时发生急剧转向，形成明显的回流区。回流区和贴壁低速区是造成水平烟道折焰角斜坡积灰的重要原因，积灰程度与折焰角倾角具有一定关系。深度调峰负荷下的烟气流速较低，水平烟道积灰问题更加突出，严重时将影响机组的安全运行。改造前的机组水平烟道无吹灰器，改造时在水平烟道加装声波吹灰器[15-16]。1.3.2汽轮机部分（1）低压缸末级叶片防水蚀喷涂。机组低负荷运行时，末级叶片顶端边缘部分、叶片根部外缘部分将受到不同程度的水滴侵蚀，造成叶片损坏。末级叶片沿叶高的热力参数发生变化，使沿汽缸壁和叶轮的汽流发生分离，叶片顶部产生涡旋，涡流区水滴撞击叶片，产生水蚀；末级叶片根部出现汽流脱离现象，产生回流涡流区，汽流反向冲击叶片根部部分，产生水蚀。随着机组运行年限增加，低压缸通流部分设备的性能下降，末级叶片顶部进汽边缘、叶片根部外缘的水滴侵蚀问题可能进一步加重。为了更好地保证机组运行安全性，建议对汽轮机低压缸末级叶片进行喷涂处理，提高深度调峰时机组低压末级叶片的抗水蚀能力，在叶片根部增加超音速喷涂耐水蚀防护层，末级叶片叶根轮槽处辅以喷丸强化，延长叶片的寿命和安全可靠性。末级叶片喷涂如图4所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.009.F004图4末级叶片喷涂（2）低压缸喷水系统优化改造。根据上汽厂设计规范，深度调峰机组采用三级喷水减温系统，并根据机组容量和运行条件设计全新喷水系统的容量，依据低压缸温度控制第1路喷水、第2路喷水的启停状况，精准控制喷水容量，以达到三级减温的目的。优化改造低压缸喷水管路，采用新型雾化喷头。优化喷水系统能够保证降温效果，避免喷水过量；优化喷水角度能够减少减温水回流导致的叶片水蚀。（3）汽机侧运行优化。机组满足深度调峰要求后，能够降至20%额定负荷工况运行。30%额定负荷工况运行时，与定压顺序模式相比，2阀全开的滑压运行热耗低3%~4%。机组原有的配汽方式与灵活性调峰要求存在一定的偏差。机组灵活性改造后，建议开展机组深调阶段运行优化工作，进行20%THA~50%THA低负荷下的主蒸汽运行压力优化试验，选取合理的运行压力，以提升机组效率。通过运行优化试验，修改机组滑压运行曲线，提高机组的经济性和安全性。1.3.3热控部分深度调峰自动控制优化包括基础逻辑优化与保护梳理、协调及模拟量控制优化、干湿态一键转换、高调门流量特性优化、一次调频基础逻辑优化等内容，均在机组DCS系统内实施，鉴于机组自动控制功能现状，建议对灵活性运行负荷区间(20%~100%Pe)内的自动控制功能进行全面优化，对无法满足低负荷段保持稳定投入的火检系统进行改造。机组需要进行单侧辅机自动解列、并列等自动控制以及低负荷辅机跳闸控制优化等操作，技术改造后需对RB触发及目标负荷逻辑等内容进行相应优化，对机组RB功能进行静态及动态试验[17]。2结果与分析2.1灵活性改造结果改造后的锅炉可以实现132 MW至BMCR的工况运行，不同负荷下的脱硝系统入口烟温达到300 ℃，脱硝系统可以连续投运。机组处于132 MW至BMCR的工况时，不同负荷下的硫酸氢铵沉积区域全部被控制在冷端，有效解决了空预器硫酸氢铵堵塞问题，氨逃逸率可以被控制在3 μL/L以内。水平烟道积灰问题得到有效的改善。送风机的调节范围增加，可以通过调小送风机出力降低总风量，进而降低运行氧量。汽轮机部分改造后，因深度调峰运行导致的末级叶片根部出汽边回流的冲蚀问题得到改善。末级叶片短时间内水蚀严重的问题得到解决。热控部分改造完成后，机炉主、辅机保护可以全部投入运行，各模拟量控制可以全部投入自动运行。灵活性改造完成后，机组最低稳燃负荷由40%额定负荷降至20%额定负荷。2.2配套新能源方案通过灵活性改造新增132 MW深度调峰调节能力，为机组灵活性改造配套的新能源规模为风电158.4 MW、光伏39.6 MW，采用非一体化建设模式。新能源建设归属同一通道基地项目。2.3财务评价灵活性改造和新能源建设财务评价如表4所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.009.T004表4灵活性改造和新能源建设财务评价项目数值灵活性改造项目静态投资/万元5 023风电项目静态投资/万元79 200光伏项目静态投资/万元15 840新能源+灵活性项目总静态投资/万元100 063资本金比例/%30参与深度调峰年增加煤耗/万元31风电项目年发电收益/万元10 513光伏项目年发电收益/万元1 516资本金内部收益率/%9.84按照项目资本金比例为30%计算，灵活性改造项目和配套新能源项目的资本金内部收益率为9.84%，效益显著。3结语以某660 MW超临界发电机组为例，论述了机组最低调峰负荷由40%降至20%时，所面临的锅炉主辅机、汽轮机主辅机、热控系统等方面的匹配性问题，并针对性地提出改造方案，保障机组能够安全稳定深度调峰运行。通过一系列改造后，机组可配套建设风电158.4 MW、光伏39.6 MW。分析财务评价结果，项目新能源建设+灵活性改造总静态投资约10亿元，资本金内部收益率为9.84%，效益显著。