2021年国务院政府工作报告指出：扎实做好碳达峰、碳中和各项工作，优化产业结构和能源结构，推动煤炭清洁高效利用,大力发展新能源；力争2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和；截至2021年4月底，全国发电装机容量22.3亿千瓦；其中，风电、太阳能发电装机容量合计超5.5亿千瓦，随着新能源在电网中的比例逐渐扩大，对调峰电源的需求也逐渐升高，高调节性的燃煤电厂就成为了最为现实的可行选择。
【关键词】 燃煤机组 灵活性 改造 思考
【正文】
一、灵活性改造的必要性
为进一步加快推动火电机组灵活性改造工作,提升电力系统调节能力,提高电网运行整体效率,依据国家发改委、能源局《关于提升电力系统调节能力的指导意见》(发改能源2018]364号),及江苏省电网运行情况和发展趋势,江苏电力调度控制中心关于进一步提升江苏电网火电机组运行灵活性的技术指导意见，目标要求各统调公用燃煤电厂和燃气电厂全厂最小开机方式和 最大调峰能力原则上应达到以下要求:最小开机方式下,30万及以上燃煤机组最小可调出力目标不大于额定容量35%。原则上,至2021年底,各燃煤、燃气电厂至少完成一台机(组)改造,满足上述最大调峰能力要求；至2022年底,全部机组满足上述最大调峰能力要求。
某公司现有2台330MW燃煤发电机组，近年来受电力需求增长放缓、新能源装机容量占比不断提高等因素影响，机组经常处于低负荷的“非经济负荷区”运行，机组的供电煤耗等经济性指标水平较低，根据机组现有运行状况及国家、江苏省相关指导意见要求，公司2台330MW燃煤机组灵活性改造势在必行。
二、机组概况
锅炉：为东方锅炉厂生产的DGl036／18．2—Ⅱ4型锅炉。锅炉为亚临界参数、四角切圆燃烧方式、自然循环汽包炉。单炉膛π型露天布置，燃用烟煤，一次再热，平衡通风、固态排渣，全钢架、全悬吊结构，炉顶带金属防雨罩。
汽轮机：为哈尔滨汽轮机厂生产的型号为C300/N315-16.7/538/538型亚临界中间再热抽汽凝汽式汽轮机，型式为单轴、双缸双排汽、高中压合缸、低压缸双分流，电液（高压抗燃油）调节系统，给水泵汽轮机的调节油系统与主汽轮机抗燃油系统合并。
三、机组运行现状
1、供热系统运行现状
公司供热系统已建一条蒸汽管线往工业园供汽，主线管道长度约13.5km，管径DN250/DN300，设计最大流量60t/h，从冷再抽汽管道减压后接出。随着工业园区用汽企业的不断入驻，工业热负荷增长，由于部分新增热负荷已接入老管网，出现主管网末端用户压力不足的情况。根据目前管网的运行情况，电厂出口参数在2.0MPa时可勉强维持末端用户的参数要求，但一旦需求增加，压力就无法满足生产需求。为满足热用户的需求，目前正进行供热改造，发挥机组最大供热能力，根据330MW机组各抽汽口的蒸汽参数，从再热热段抽汽（即汽轮机中调门之前，锅炉再热器之后管路上），在两台330MW机组再热热段管道相应位置增加三通，布置供热抽汽管道，在抽汽管道上增设快关阀、气动逆止阀、调节阀、电动闸阀等，经减温器减温减压后，汇成一根母管，达到项目供汽所需参数，对外供汽。达到抽汽能力为单台200t/h，满足当地供热公司要求，出厂蒸汽参数为2.0MPa，320℃。
根据江苏电力调度控制中心火电机组运行灵活性技术指导意见的要求，公司330MW机组最
小可调出力目标不大于额定容量35%,将需对机组35%负荷下供热参数重新核算，确保满足末端供热用户的参数要求。
2、锅炉运行现状
根据脱硝改造设计要求，SCR入口烟气温度严禁超过420℃，否则会引起催化剂的高温烧结，导致催化剂永久失效。SCR入口烟气温度低于320℃，催化剂反应活性急速衰减，应停止喷氨，防止在空气预热器内产生硫酸氨盐，造成空气预热器堵塞。
机组深度调峰工作中存在的主要问题是：330MW机组锅炉烟气温度随着负荷的降低而大幅度降低，在对机组停机过程负荷曲线115.5MW（35%），脱硝入口烟温测点显示A侧271℃，B侧273.5℃。当运行负荷维持35%时，排烟温度远低于脱硝系统入口烟气温度不低于320℃的要求。
2台锅炉燃烧器分别于2011-2012年低NOx燃烧改造中进行更换，改造规范要求燃烧器不投油最低稳燃负荷不小于132MW，与现灵活性改造115.5MW（35%）存在差异，需相关科研单位进行性能试验确认能否满足115.5MW（35%）正常运行需求。
3、汽机运行现状
根据公司330MW机组汽轮机前期进行的性能试验结果，试验负荷为132MW(40% THA)。试验期间记录汽轮机设备运行参数，分析各系统运行状态情况，根据实试验数据和系统工作情况，提出处理预案和安全性评估。汽机及辅助设备低负荷下运行状况如下：
1）汽机本体部分
（1）汽机差胀、缸胀、轴位移的变化情况能够满足机组安全运行需要。
（2）汽机金属温度监测，各监控点上/下缸温差在正常范围，汽轮机各部分应力正常。
（3）汽机热力系统运行情况满足要求，各段抽汽压力、温度在正常范围，无超压、超温现象。
（4）轴封汽源由辅汽母管供给，轴封系统运行情况良好，疏水通畅，轴封压力自控满足机组运行。
2）DEH及供油系统
（1）DEH系统运行情况正常，主要控制、试验功能及跳闸保护动作正常。
（2）抗燃油系统设备运行情况良好，油系统各参数稳定，能够满足机组运行的要求。
3）润滑油系统
（1）汽机轴承进油温度正常，轴承母管等压力均正常，设备总体情况良好。
（2）汽机轴系运行情况正常，各机组轴承振动，各机瓦温、回油温度、油流正常。
4）凝汽设备
（1）真空泵系统工作能力、运行稳定性 ，能够满足运行要求。
（2）空冷系统设备运行良好，能够满足机组运行需要。
（3）汽轮机排汽温度正常。
5）低负荷时给水系统
（1）深度调峰试验期间，泵组运行方式经过调整，能够满足机组安全运行。
（2）给泵组辅机油系统设备运行情况良好，能够确保辅机设备安全运行。
6）加热器及给水系统
结合试验情况，对各高、低压加热器运行情况进行分析；尤其对低负荷工况下，低压加热器疏水不通畅进行仔细分析，提出改造方法和改造建议，能够确保机组安全运行。
四、灵活性改造
1、锅炉改造
锅炉的最低负荷取决于其燃烧稳定性。但低负荷时火焰稳定性差，易引起炉膛灭火事故，机组运行安全性差，改造主要从燃料供应和锅炉侧入手，包括富氧燃烧、等离子稳燃技术和煤粉分离器改造等技术；
同时节能及环保指标也是制约锅炉低负荷运行的关键因素，炉侧的改造必须要保证低负荷运行时脱硝、除尘器和脱硫等系统的正常投运。
