火电机组锅炉灵活性改造探究
煤电灵活性改造相关问题研究
煤电灵活性改造相关问题研究当前，我国煤电总容量超过11亿千瓦、发电量占比超过60%，煤电整体技术水平已跃居世界领先，且机组平均年龄只有12年，煤电是能源电力稳定供应的“压舱石”，是经济社会发展的基本支撑之一，随着可再生能源的大规模发展，火电机组利用小时数将会逐年下降，因此提升火电机组运行灵活性，大规模参与电网深度调峰将是大势所趋。
煤电企业实施灵活性改造，有利于煤电企业在现货市场、辅助服务市场、碳市场中提高竞争力，有利于煤电企业提高生存能力与发展空间，是支撑新能源占比快速提升、满足电力系统调节需求、构建新型电力系统的主要支撑，对于实现双碳目标具有重要的现实意义，但在灵活性改造过程中需结合机组实际情况，进行多方面的分析，确保改造后机组安全稳定运行。
本文在分析行业灵活性技术路线的基础上，分析灵活性改造需结合机组实际考虑的边界条件，以及改造后的影响。
一、灵活性改造技术路线（一）纯凝机组灵活性改造思路由于纯凝机组所有蒸汽都用来发电，因此可调节空间最大，灵活度最高。
改造的重点，主要有三点，提高深度调峰能力、提高响应速度、解决低负荷条件下的机组运行问题。
而灵活调节的深度、速度等决定了煤电灵活性改造的难度，一般意义而言，纯凝机组的调峰深度优于供热机组（包括改造难度）。
即便是热电联产机组，只要辅助服务机制能够满足要求，调峰深度仍然可以达到预期效果。
从技术角度而言，煤电灵活性改造技术成熟、路线选择众多，不存在技术难度，但存在灵活性改造后低负荷长期运行导致的安全性问题、经济性问题。
常见的灵活性改造技术包括锅炉稳燃技术（如，燃烧器改造、点火及稳燃技术、制粉系统改造、二次风配风优化、省煤器改造、氮氧化物达标改造等）、汽轮机灵活性改造（如，低压缸零/微出力、高低旁路联合供热、汽轮机辅机适配性改造技术等）热电解耦、提升机组变负荷速率、储能调峰等技术。
在现有技术支撑下，纯凝煤电机组最低调峰负荷可降低至20%以下，供热机组电负荷调节能力可提升 10%以上。
火电机组灵活性试点深度调峰方案
#1机组20%额定负荷深度调峰方案批准：审核：编制：华能丹东电厂2016年6月24日为了在实现深度调峰、灵活调度上继续保持行业领先，近日华能集团在机组深度调峰项目上将我厂作为试点单位，我厂#1机组将进行20%额定负荷（即70MW）深度调峰试验。
在深度调峰期间，机组运行工况严重恶化，威胁设备安全。
为保证机组安全稳定运行，特编制此操作方案。
一、深度调峰前的准备工作1、深度调峰前，1A磨上单一煤种（铁法洗粒），并且煤质干燥，保持较高挥发分。
（现1B、1D磨运行，提前启动1A，停运1D，保留1A、1B运行，减负荷过程中停运1B）。
2、深度调峰前进行一次油枪动态试验，或将油枪透完备用，保证油枪雾化蒸汽和燃油压力正常。
可将原煤斗落煤管振打试验一次，防止棚煤。
3、对锅炉进行一次全面吹灰。
4、确认电泵在热备用状态，防止试验中汽泵跳闸电泵不备用造成锅炉断水。
5、试转BOP、EOP、SOB、顶轴油泵，确认试验正常，恢复至原备用状态。
6、深度调峰前保留单台循环水泵运行。
将辅汽至公用系统用户切除，避免低负荷暖风器投用时辅汽用气量大导致汽泵出力不够。
7、深度调峰前，机组负荷在175MW时，将小机汽源由四抽切至辅汽，切换前将辅汽压力降至1Mpa，切换时缓慢开启辅汽至小机电动门，严密监视汽泵转速和给水流量。
如果汽泵跳闸及时启动电泵运行并减负荷，控制汽包水位正常。
8、将增压风机停运。
9、深度调峰前可将1A磨煤机出口分离器挡板开度进行调整，用来减小煤粉细度来提高燃烧稳定性，现1A磨出口分离器挡板已足够小，不必要调节。
10、20%负荷深度调峰存在机组跳闸和环保参数短时超标风险，提前通知股份公司生产值班室、分公司安生部、省调、省环保厅、市环保局。
二、深度调峰减负荷操作1、负荷减至120MW，保留1B汽泵运行，1A汽泵转速将至3000rpm，保证1A汽泵再循环全开，关闭1A汽泵出口门备用。
负荷进一步降低，如果1B小机低压调门开度过大，可将1A汽泵转速降至1800rpm。
热储能在火电厂灵活性改造中的应用
热储能在火电厂灵活性改造中的应用通过火电厂灵活性改造技术的比较分析，提高汽轮机供热能力、降低机组强迫出力的技术，如汽轮机旁路、低压缸零出力和高背压循环水供热技术等，增加了电厂低负荷运行能力，但高峰负荷时的顶负荷能力也随之降低，在新的辅助服务市场规则下，带来调峰收益损失; 电极锅炉和电锅炉固体储热技术能够大幅增加调峰能力，改造成本高、运行费用高; 热储能技术在火电厂的应用，既能增加机组调峰深度，也能增加顶负荷能力，投资和运行成本较低，具有明显优势，通过对熔盐、相变、热水和混凝土储热技术在火电厂的应用分析比较，熔盐和相变储热经济性较差，热水和混凝土储热具有较强的技术经济优势，而且混凝土储热密度更高，应用范围更广。
1、技术背景在电力市场改革的背景下，清洁高效灵活运行已经成为火电行业转型发展的重要目标，火电厂灵活性改造技术得到了越来越多的关注。
选择合适的灵活性改造技术是火电厂运营者最关心的问题，而这其中，灵活性改造成本，运行费用以及电力辅助服务市场规则下的调峰收益是选择最合适改造技术的关键。
最近发布的《东北电力辅助服务市场运营规则（暂行）》，市场规则得到进一步完善升级，新规则设计了尖峰旋转备用市场日前竞价机制，实现辅助服务市场“压低谷、顶尖峰”全覆盖，明确“能上能下”的双向调峰机组才能获得全部辅助服务收益，向火电机组提出了完整的灵活性标准，能够激励和引导火电厂采取合适的灵活性改造技术，全面提升机组调峰能力。
2、灵活性改造技术比较目前火电厂灵活性改造主要面对的是“三北”地区供热电厂在采暖季运行灵活性不足的问题，因此，提高供热机组的调峰能力是灵活性改造的主要内容。
供热机组的灵活性改造主要分为三类，一是增加机组供热能力，在满足供热负荷的条件下降低锅炉出力，减小机组强迫出力，主要有汽轮机旁路供热技术，低压缸零出力供热技术和高背压循环水供热技术等; 二是电热供暖调峰技术，将机组发出的电能转化为热能对外供暖，如电极锅炉技术和电锅炉固体储热技术; 三是热储能调峰技术，将汽轮机内过剩的蒸汽热能转化为储能介质的热能存储起来，如应用较多的热水罐储能技术，相变储热技术以及潜在的熔盐热储能技术和混凝土储热技术等。
深度调峰灵活性改造相关方案及经济性分析
深度调峰灵便性改造相关方案经济性分析我公司为了在满足冬季正常向县城供暖的基础上，积极参预新疆区域电力辅助服务市场，现结合我公司生产经营实际情况与前期调研情况对我公司深度调峰灵便性改造方案进行经济性分析。
我公司为热电联产机组，新疆电网公用火电1891万中80%为热电联产机组，30万及以上机组仅190万是纯凝机组，电网公司预测进入供暖期为保证供热与新能源发电，电网调峰存在艰难，供热机组在供热期深度调峰存在较大艰难。
因此根据以上情况就我公司在供热期和非供热期深度调峰灵便性改造方面进行分别分析。
一、供暖期（一）维持现状不实施热电解耦灵便性改造有关情况1、2023-2023年供热期供热面积617万平方米，通过对供热期相关数据进行统计分析，得知我公司供热初期、末期、中期平均供热量及机组运行方式如表1所示。
其中2023-2023年供热中期1月1日至4日单机运行，期间最低负荷200MW；2月20日以后机组最低负荷由190MW降至175MW, 2月27日1号机跳闸，2号机最低负荷175MW。
在此期间，供热毫无压力，彻底满足县供热要求。
2、2023年5月份收到供热公司函，提出2023-2023年采暖期供热面积由2023-2023年的617万平方米增加至849万平方米，列出了新增供热面积地点。
我公司安排人员前往文中所提到的新增供热面积地点查看，新增供热面积累在水分，预测2023-2023年供热面积可能在750万平方米左右，通过表1数据，取平均抽汽压力0.2MPa、抽汽温度255℃（2981kj∕kg）>热网疏水压力0.05MPa>疏水温度60°C（251kj∕kg）计算，通过查阅采暖抽汽工况图及调取历史曲线，可以测算出供热初期、末期、中期需要的平均供热量、抽汽量、机组最低负荷如表2所示：2023年供热面积在750万平方米，我公司在不进行热电解耦灵便性改造的情况下，在满足供热要求的同时在供热中期还可以参预深度调峰获得津贴，参照深度调峰有偿辅助服务最高报价计算：供热中期每小时调峰津贴二（第i档有偿调峰电量X第i档实际出清电价）i=1=2台机组义（17.5T6）万kWh×0.22元/kWh=0.66万元若参预深度调峰将减少上网电量，势必减少上网电量收益，上网电量目前平均上网电价0.225元∕kW・h、发电成本0.1元∕kW∙h,因此上网电量平均利润按照0.125元∕kW∙h计算：供热中期每小时上网电量利润损失=2台机组X（17.5-16）万kWh×0.125元/kWh=0.375万元若将深度调峰幅度由50%降至45%势必造成主要经济指标恶化，参照2023年05月11日以后1、2号机组最低负荷由175MW（50%负荷）降至157MW（44.8%负荷）主要经济指标下降趋势可以看出供电煤耗至少增加20g/kW∙h,若标煤单价按目前平均值128元/吨核算：供热中期每小时燃煤成本增加=320000万kWh（两台机组负荷）X20g∕kW∙h×128元/吨X0.000001=819.2元综合以上因素可以看出，若将深度调峰幅度由50%降至45%,在不考虑其它运行成本的影响下，参照深度调峰有偿辅助服务最高报价计算，每小时收益6600-3750-819.2=2030.8元。
基于富氧燃烧技术的火电灵活性调峰研究与应用
基于富氧燃烧技术的火电灵活性调峰研究与应用摘要：由于我国新能源发电的迅猛发展，以及煤电产能的过剩，火电机组灵活性改造及深度调峰优化研究势在必行。
本项目针对超低负荷深度调峰问题进行试验研究，从机组深度调峰锅炉燃烧的安全性、经济性角度对燃烧器进行重新设计并改造，通过机组深度调峰优化调整，保证机组在超低负荷下燃烧的稳定性和经济性，同时降低炉膛出口的NOx浓度，达到环保达标排放要求。
本项目的研究成果值得在火力发电厂大力推广应用。
关键词富氧燃烧灵活性调峰1 引言2016年国家发改委和能源局发布的电力发展“十三五”规划中明确表示要充分挖掘现有系统调峰潜力，着力增强系统尤其是火电机组的灵活性。
由于我国新能源发电的迅猛发展，以及煤电产能的过剩，火电机组灵活性改造及深度调峰优化研究势在必行。
目前国内企业及研究机构已开展了很多的燃烧技术开发研究工作并取得了丰硕的成果。
本项目是在这些研究的基础上，针对超低负荷深度调峰问题进行试验研究，从机组深度调峰锅炉燃烧的安全性、经济性角度对燃烧器进行重新设计并改造，通过长期机组深度调峰优化调整，保证机组在超低负荷下燃烧的稳定性和经济性，同时降低炉膛出口的NOX浓度，达到环保达标排放要求。
重庆火电装机利用小时仍旧维持在较低水平，同时重庆电网的特点是峰谷差较大，网内执行水电不弃水，清洁能源保上网，外购电不参与调峰的调度原则，由火电机组承担调峰任务，调峰最低负荷亦由2015年以前50%降到40%（预计以后会更低），即深度调峰，甚至在调峰难度大的情况下安排火电机组轮流启停调峰。
2016-2019年，恒泰公司两台300MW火电机组完成深度调峰次数不少于150次/年，深度调峰时长不少于1000小时/年；机组启停机次数不少于25次/年，机组深度调峰和启停机调峰已成为一种新常态。
为更好的适应火电新常态和重庆电网结构特点，提高火电机组深度调峰能力、实现快速启停、加快爬坡到达所需负荷速率，提升火电机组调节灵活性，必将成为公司未来成长发展的核心任务。
火电机组深度调峰有关供热汽轮机及其系统改造技术研究介绍
火电机组深度调峰有关供热汽轮机及其系统改造技术研究介绍摘要：随着我国“3060”战略目标规划，火电机组深度调峰灵活性运行是国家能源行业发展的大趋势，本文从供热机组汽机专业角度，在考虑安全性、可靠性的前提下，通过系统性分析，对现有火电供热机组深度调峰及灵活性能力提升的技术路线进行归纳和介绍。
为供热汽机灵活性改造后寿命、效率、环保、经济性能等方面的改变提供建议的目的。
关键词：火电机组深度调峰供热汽轮机一、概述随着我国“3060”战略目标规划实行，火电机组深度调峰灵活性运行是国家能源行业发展的大趋势。
到2030年非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上；中国将大力支持国家能源绿色低碳发展，不再新建境外火电项目。
2021年10月29日，国家发展改革委、国家能源局发布关于开展全国火电机组改造升级的通知，制定并印发了《全国煤电机组改造升级实施方案》，大力推进全国煤电机组升级改造，促进电力行业清洁低碳转型。
2020年，新增发电装机以新能源为增量主体。
并网风电、太阳能发电新增装机合计11987万千瓦，超过上年新增装机总规模，占2020年新增发电装机总容量的62.8%，连续四年成为新增发电装机的主力。
2020年包括煤电、气电、生物质发电在内的火电新增装机占全部新增装机的29.53%，与2015年相比降低21个百分点；水电新增装机占比为6.93%。
到“十四五”末，预计可再生能源发电装机占我国电力总装机的比例将超过50%。
可再生能源在全社会用电量增量中的占比将达到三分之二左右，在一次能源消费增量中的占比将超过50%，可再生能源将从原来能源电力消费的增量补充，变为能源电力消费的增量主体。
当前我国东北、西北和华北地区的民生采暖主要依赖燃煤热电机组，冬季供热期调峰困难。
而解决燃煤热电机组的调峰问题，实现热电解耦是关键。
煤电机组不仅总量大，其灵活性潜力也十分可观，通过灵活性改造，火电机组可以增加20%以上额定容量的调峰能力。
电力系列报告（一）：火电灵活性改造-破新能消纳困境，筑火电转型之基
证券研究报告| 行业专题火电2022年07月02日1. 火电灵活性改造是推动新能源消纳的重要手段 (6)1.1. 新能源发电占比快速上涨，消纳问题日益凸显 (6)1.2.火电灵活性改造是解决新能源消纳的重要方式 (8)2. 火电灵活性改造逐步发展，调峰辅助服务市场是关键 (10)2.1.降低最小出力是火电灵活性改造最核心目标 (10)2.2.火电灵活性改造逐步深入，“十三五”期间不及规划 (12)2.3.调峰辅助服务市场发展是火电灵活性改造的核心驱动力 (14)2.3.1．火电机组在深度调峰时成本显著上升，盈利能力不佳 (14)2.3.2．不同地区调峰辅助服务补贴有较大差别，带来盈利能力显著不同 (17)3.政策催化叠加辅助服务市场发展，灵活性改造迎来机遇 (22)3.1.调峰辅助服务市场机制逐步完善，火电灵活性改造盈利能力有望改善 (22)3.2.政策催化下，火电灵活性改造服务迎来广阔发展空间 (23)4. 投资建议 (25)5. 风险提示 (25)图1：2011-2050年中国各类电源发电量（10亿千瓦时） (6)图2：湖北工作日典型负荷曲线 (6)图3：湖北节假日典型负荷曲线 (6)图4：2014年湖北五岳山风电场各季日均出力曲线 (7)图5：2014年湖北汉川光伏电站各季日均出力曲线 (7)图6：2012-2021年中国风电弃风量（亿千瓦时）和弃风率 (7)图7：2015-2021年中国光伏弃光量（亿千瓦时）和弃光率 (7)图8：2020-2021年全国分地区弃风率情况 (7)图9：2020-2021年全国分地区弃光率情况 (7)图10：2021年全国各类发电装机容量及占比 (8)图11：主要调峰方式的度电成本对比 (9)图12：火电灵活性改造进程 (10)图13：灵活性改造涉及子系统示意图 (11)图14：热电联产机组实现热电解耦的主要策略 (11)图15：混凝土储热在热电联产机组灵活性改造中的应用 (11)图16：“十三五”期间，全国火电灵活性改造容量 (13)图17：“十三五”期间，火电灵活性改造后增加调峰能力 (13)图18：截至2018年底，各国灵活性电源占比 (13)图19：2019年上半年电力辅助服务补偿费用构成（单位：亿元） (14)图20：东北调峰辅助服务市场分类 (14)图21：火电机组开展深度调峰的成本分析 (15)图22：火电机组开展深度调峰的收入分析 (15)图23：根据火电机组调峰深度的不同，采用“阶梯式”补偿及分摊机制 (15)图24：深度调峰服务边际出清价格 (16)图25：机组深度调峰时盈亏曲线 (17)图26：2019年上半年全国调峰服务补偿费用情况 (18)图27：2019年上半年调峰市场月均补偿费用 (19)图28：东北调峰辅助服务费用的历年变化 (22)表1：西北区域各省（区）弃风弃光原因模拟结果对比 (8)表2：各类电源调峰技术特点的对比 (9)表3：国内外煤电机组灵活性改造前后最小出力对比 (10)表4：火电灵活性改造主要技术路线 (11)表5：2016年东北地区开展火电灵活性改造的22个试点项目 (12)表6：调峰机组盈亏分析 (16)表7：2019年上半年电力辅助服补偿基本情况统计表（单位：家、万千瓦、万元、%） (17)表8：华北地区火电机组调峰补偿政策（单位：元/千瓦时） (19)表9：西北地区火电机组调峰补偿政策（单位：元/千瓦时） (20)表10：东北及新疆地区火电机组调峰补偿政策（单位：元/千瓦时） (20)表11：华中地区火电机组调峰补偿政策（单位：元/千瓦时） (20)表12：华东地区火电机组调峰补偿政策（单位：元/千瓦时） (21)表13：南方地区火电机组调峰补偿政策（单位：元/千瓦时） (21)表14：武汉、贵州两地大幅调高深度调峰补偿费用 (22)表15：国家鼓励火电灵活性改造的政策 (23)表16：地方鼓励火电灵活性改造的政策 (23)表17：十四五火电灵活性改造市场空间测算 (24)行业专题 火力发电1. 火电灵活性改造是推动新能源消纳的重要手段1.1. 新能源发电占比快速上涨，消纳问题日益凸显新能源发电保持快速增长，占比稳步提升。
火电机组灵活性改造形势及技术应用
火电机组灵活性改造形势及技术应用发布时间：2021-12-06T02:30:25.913Z 来源：《中国电业》2021年第19期作者：刘宣义[导读] 随着社会用电需求的放缓和可再生能源的大规模发展，火电利用小时数将逐年减少。
提高火电机组运行的灵活性，大规模参与电网深度调峰是必然趋势。
本文根据我国能源结构的特点，论述了我国火电机组灵活改造的可行性和必要性，分别从锅炉、汽轮机、辅助系统等方面对火电机组灵活性改造的相关技术进行了汇总，为实现机组灵活性改造提供了思路和参考。
刘宣义国家能源集团科学技术研究院有限公司武汉分公司湖北武汉 430071摘要:随着社会用电需求的放缓和可再生能源的大规模发展，火电利用小时数将逐年减少。
提高火电机组运行的灵活性，大规模参与电网深度调峰是必然趋势。
本文根据我国能源结构的特点，论述了我国火电机组灵活改造的可行性和必要性，分别从锅炉、汽轮机、辅助系统等方面对火电机组灵活性改造的相关技术进行了汇总，为实现机组灵活性改造提供了思路和参考。
关键字：火电机组、新能源、供给侧改革、灵活性 0 前言近年来，在全球能源改革和“双碳”目标提出的大背景下，中国将新能源可持续发展作为推进电力供给侧结构性改革、实现能源转型的重要举措。
大力发展风能、太阳能等新能源已成为“十四五”期间我国电力发展的重要举措。
然而，由于新能源发电的随机性、间歇性较强，特别是随着电力负荷峰谷差的增大，当前电力系统调节能力难以适应大规模新能源并网和消费需求，如何消纳新能源发电已成为制约其发展的关键因素。
为提高新能源装机消纳能力，承担我国主要发电量的火电机组必须承担起电网的调峰任务。
因此，提高火电机组运行的灵活性和挖掘其深度调峰潜力既是解决新能源现状的有效途径，也是火电企业延续生命周期、实现电力绿色转型的必然选择[1]。
一、我国能源结构特点及火电机组灵活性改造形势随着发电产业的战略性转型和供电结构的调整，新能源电力装机容量快速增长。
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火电机组锅炉灵活性改造探究
摘要：随着我国新能源装机容量的不断提高，为了解决日益严重的弃风、弃
光问题，提高电网对新能源发电的消纳能力，提升大型火电机组发电的灵活性已
是迫在眉睫的任务，本文对超超临界660MW火电机组锅炉灵活性改造策略进行了
探究。
关键词：弃风、弃光；超超临界；锅炉；灵活性改造
引言
2020年全国新能源累计发电量为7270亿千瓦时，占全部发电量的9.5%，同
比增长15.1%，绿色电能替代不断提升。四季度，新能源大规模并网，其中：光
伏新增并网装机增速同比提升67.9个百分点，风电新增装机增速同比提升313.8
个百分点，实现历史性突破，预计2021年弃电率将有所上升。2021年2月23日，
国家电网公司董事长辛保安在《人民日报》经济版发表署名文章称：推进各级电
网协调发展，完善西北、东北送端和华东受端主网架结构，加大跨区域输送清洁
能源力度。十四五期间，提高华东区域火电机组的运行灵活性已是迫在眉睫的任
务。
目前，华东地区大部分火电机组均实现了40%额定容量的深度调峰，为了适
应电力市场改革和提高发电企业的盈利能力，进行更低深度调峰改造是发展的必
然趋势，改造越早，获得的收益就会越大。
本单位锅炉为哈尔滨锅炉厂制造的超超临界变压运行直流锅炉，40%额定负
荷以下，锅炉燃烧恶化，受单台磨煤机最低出力限制，负荷降低后磨煤机运行数
量少，若发生煤质突变或断煤、磨煤机跳闸等制粉系统异常，锅炉燃烧扰动过大，
极易发生燃烧恶化和炉膛灭火，同时低负荷时还受到脱硝入口烟气温度限制，脱
硝催化剂要求烟气温度不能低于300℃，所以提高机组发电灵活性需要解决锅炉
低负荷稳燃和提高脱销低负荷运行温度两个大问题。
一、锅炉低负荷稳燃技术
锅炉低负荷下的稳燃，是机组灵活性改造过程中重点关注的问题，理论上可
行的方案为等离子燃烧器与微油点火改造方案。
（一）等离子燃烧器
等离子燃烧器的基本原理是以大功率电弧直接点燃煤粉。点火装置利用直流
电源在介质气压大于0.01MPa 的条件下通过阴级和阳级拉触引弧，并在强磁场下
获得稳定功率的直流空气等离子体，中心温度可达6000℃。一次风粉送入等离子
点火煤粉燃烧器经浓淡分离后，使浓相煤粉进入等离子火炬中心区，在约0.1s
内迅速着火，并为淡相煤粉提高高温热源，使淡相煤粉迅速着火，最终形成稳定
的燃烧火炬。目前已进行等离子燃烧器改造的电厂，以启动过程节约燃油为目的，
仅改造1～2层燃烧器。根据调峰灵活性改造的要求，还需增加1～2层等离子燃
烧器。等离子燃烧器技术具有点火时不需要燃油的优点，但不适用于贫煤、无烟
煤，且等离子体阴级寿命较短。
（二）微油点火
微油点火一般将一台磨对应的煤粉燃烧器改造为微油点火煤粉燃烧器。燃烧
器改造后，一次风管接口尺寸与原接口尺寸一致，燃烧器流通面积不变，燃烧器
内部结构简单，燃烧器的喷口尺寸和摆动结构及其摆动范围与原燃烧器完全一致。
因此，燃烧器进行微油点火改造后，正常运行时，一次风速不变，燃烧器阻力基
本不变，燃烧器出力不变，其对炉内空气动力场和燃烧结构不造成影响。微油枪
为多级雾化旋流微油枪，利用压缩空气旋转气流，实现超细雾化，达到充分燃烧
的效果。同时，由于采用分级低压强制配风，助燃风在参与燃烧之前，在油燃烧
筒内壁形成完整的气膜保护层，对燃烧筒进行充分的冷却，燃烧环境为绝热的环
境状态，因此火焰温度极高，而油燃烧器筒壁却只有常温的温度，延长了微油枪
的使用寿命，确保系统长期稳定可靠运行。
二、宽负荷脱硝改造技术
（一） 省煤器分级
省煤器分级是新兴的一项宽负荷脱硝投运的技术，即将原来的单级省煤器拆
成两级，高温段布置在SCR装置之前，低温段布置在SCR装置之后，不需要额外
增加省煤器的换热面积，只需增设两级省煤器间的集箱、连接管道等，具有系统
简单可靠、运行方便等特点。但直接对原设计省煤器进行改造，使得SCR装置前
的换热面积减小，改造之后，在满足低负荷下的SCR入口烟温要求时，存在着高
负荷下SCR入口烟温升高的情况，因此该方案的具有一定的灵活性缺陷。
（二）省煤器水旁路
省煤器水旁路是将部分给水旁路，直接进入省煤器出口联箱，减少省煤器的
换热量。该技术系统布置简单，增加旁路及调节阀即可，但该技术容易出现省煤
器沸腾现象，混合不均匀容易对水动力产生影响。为了防止工质沸腾，省煤器出
口水温的欠焓必须保证在合理范围内。对于 SCR入口烟温提升幅度较小（一般在
10℃以内）的机组可采用此方案，对于烟温提升幅度较大的机组则不适用。
（三）烟气旁路
该技术是在锅炉尾部烟道区域设置旁路烟道，将部分烟气由旁路引出而不经
过后面的换热面，使得该部分高温烟气与尾部出口烟气相混合，进而达到调节
SCR反应器入口烟温的目的。该技术该方案技术成熟性较好，施工难度较低，可
以根据需求决定抽取烟气的位置。但该技术可能对竖井烟道的烟气流场造成影响，
旁路退出时可能因烟气挡板不严降低锅炉效率，同时挡板易出现卡涩积灰而影响
调节性能。
（四）热水再循坏
省煤器热水再循环是通过在省煤器进口集箱之前设置调节阀和连接管道，在
省煤器入口烟温较低时，将部分给水短路，减少流经省煤器的给水量，同时打开
再循环阀，使下水包提供一部分热水与给水混合，从而加大省煤器的水量，提高
省煤器入口水温，降低水温和烟温差，达到降低省煤器吸热量，提高省煤器出口
烟温的目的。由于再循环水量较大，存在改变给水的汽水特性、省煤器可能发生
汽蚀等问题，且初次投资比省煤器水旁路技术高，关键设备需要从国外进行采购，
施工周期长，同时再循环水量随机组负荷变化需精确调节，增加了运行控制难度。
三、结论
由于该单位锅炉在30%负荷工况下运行时，SCR入口烟温约为286℃，需实施
改造以满足脱硝催化剂要求的300℃工作温度。通过热力计算综合比较后决定采
用烟气旁路改造技术，拟从水平低温过热器的入口抽取高温烟气，旁路总烟气量
约为20%，可提高至SCR入口烟气温度至300℃以上。同时由于灵活性改造面临
的是机组长期处于低负荷状态下的运行，相较于等离子点火技术，微油点火改造
费用低，维护工作量小，稳燃效果好，拟在中间层燃烧器增设微油点火装置，确
保低负荷状态下上层燃烧器运行稳定，起到进一步提高烟气温度的目的。
参考文献：
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2.付蔷.促进风电消纳的火电灵活性改造深度及经济效益研究[D].北京交通
大学，2018
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案研究[J].中国电力.2018.5