300 MW亚临界循环流化床发电机组的全程调峰控制研究

孙 倩,印 江，牛 斌，王孝全，张培华

(1.山西大学，太原 030013；2.山西国锦煤电有限责任公司，山西 吕梁 033000)

0 引言

近年来，可再生能源的快速发展对火电机组提出了更高的要求。火电机组需具备更大范围内的调峰能力，因此需要提升火电运行灵活性。为适应这一要求，需对火电机组进行深度调峰技术改造，全面提升煤电机组调峰能力。现在常用的火电机组深度调峰技术主要是通过火电机组30%～50%额定负荷的深度变负荷、热电解耦或机组启停的方式来实现电网的动态平衡[1]。但是火电机组采用启停方式调峰成本比较高，频繁启停对机组寿命也会有影响，热电解耦技术只适合抽汽机组在供暖期使用，适用面比较窄，深度变负荷技术就成为火电机组参与灵活性调峰的主要途径。燃煤火电机组的调峰具有分级难度特点，深度调峰时机组运行安全等问题比较突出，而且调峰深度越大，电力系统的调峰补偿越高[2]，所以，充分调动火电机组参与调峰的积极性是当前电力系统调峰现状下面临的一个亟待解决的问题。

亚临界循环流化床锅炉压火参与机组全程负荷深度调峰有它的优势，相对于超临界与超超临界的锅炉来说，亚临界锅炉多出来的汽包部件赋予其自身更多的锅炉蓄热[3],亚临界循环流化床的锅炉结构简单示意图如图1。其是以停炉不停机的方式运行，具体为：循环流化床锅炉焖炉压火，锅炉通过蓄热以维持汽轮机以额定转速接带很低的负荷运行。即机组不解网可运行2 h～3 h，保证在新能源发电高峰期，火电机组可最大限度调节自身出力，以满足新能源并网需求，增强电网对新能源发电的消纳，降低弃风、弃光率[4]。本文以某厂300 MW CFB发电机组为研究对象，研究亚临界循环流化床发电机组实现焖炉压火全程负荷深度调峰的技术方案，满足电网调峰时段要求，在火电机组生存日益艰难的今天，通过参与调峰获取政府调峰补贴，提高电厂收益，对火电企业生存和发展具有非常重要的意义[5]。

1 锅炉压火分析

1.1 锅炉概况

研究对象以电厂300 MW直接空冷供热机组作为参考机型，锅炉为亚临界、循环流化床燃烧方式，采用一次中间再热、单炉膛、露天布置、平衡通风、全钢架结构，表1为其主要技术参数。锅炉主体由一个膜式水冷壁炉膛，三台冷却式旋风分离器和一个尾部竖井组成，炉膛和尾部竖井之间布置三台冷却式旋风分离器，旋风分离器下部布置回料器，炉膛内前墙布置有六片中温过热器管屏、六片高温过热器管屏及六片高温再热器管屏，后墙布置两片水冷蒸发屏。向下烟道布置管式省煤器、光管卧式空气预热器。锅炉前侧布置四台皮带给煤机，炉膛底部是水冷风室，空气预热器一、二次风出口都布置在风室两侧，风室下部风道内布置有床下风道点火器，并配有高能点火装置，炉膛后水冷壁下部布置六台滚筒式冷渣器。

表1 锅炉主要技术参数

1.2 锅炉蓄热能力分析

在机组参与电网调峰过程中，为了提高机组响应速率以满足电网要求，有效的方法是合理利用锅炉蓄热。锅炉的蓄热系数可以较为直观地反映出机组的储能大小，一般可以将锅炉的蓄热系数理解为单位压力变化时锅炉存储或者释放的蒸汽量[6]。亚临界汽包炉中参与锅炉蓄热的部分主要有未饱和水、饱和水、过热蒸汽、再热蒸汽、锅炉本体的金属蓄热以及耐火材料(由于相对量小暂可忽略不计)等。压火过程中，由于已经切断给煤，不再考虑炉内燃料的蓄热，某个瞬时状态下，锅内蓄热可以用式(1)表示为：

Q=ρ1h1V1+ρ2h2V2+ρ3h3V3+ρ4h4V4+Qm.

(1)

式中，V1为锅炉内未饱和水的体积，V2为锅炉内饱和水的体积，V3为锅炉内过热蒸汽的体积，V4为锅炉内再热蒸汽的体积；h1为锅炉内未饱和水的平均比焓(空间、输入输出的平均)，h2为锅炉内饱和水的平均比焓，h3为锅炉内过热蒸汽的平均比焓，h4为锅炉内再热蒸汽的平均比焓；ρ1为锅炉内未饱和水的平均密度，ρ2为锅炉内饱和水的平均密度，ρ3为锅炉内过热蒸汽的平均密度，ρ4为锅炉内再热蒸汽的平均密度；Q为锅内压火时的蓄热量，Qm为汽包金属壁的蓄热量。

为了宏观计算锅炉压火持续时间，将锅炉内的介质看作四个部分，如图2所示，第一部分为未饱和水段，包括省煤器的容积；第二部分为饱和水段，即汽包水面以下水冷壁的容积；第三部分为蒸汽段，蒸汽段主要分为过热蒸汽段和再热蒸汽段，过热蒸汽段为汽包水面以上和过热器的容积，再热蒸汽段为再热器的体积；第四部分为金属蓄热段，主要为汽包金属壁的蓄热。由于机组在压火过程中，状态不恒定以及介质的平均密度、平均压力等取值存在误差，导致计算结果精度不高。本次研究以机组75%额定负荷为初始压火状态，压火最低点选取机组负荷为6 MW时的负荷状态，记录这两个瞬时状态下锅炉介质对应的温度和压力，根据式(1)得到两个状态锅炉的热量差值：

ΔQ=fi(PiTi)-fj(PjTj)=

ρ1(PiTi)h1(PiTi)V1+ρ2(PiTi)h2(PiTi)V2+ρ3(PiTi)h3(PiTi)V3+ρ4(PiTi)h4(PiTi)V4-

(ρ1(PjTj)h1(PjTj)V1+ρ2(PjTj)h2(PjTj)V2+ρ3(PjTj)h3(PjTj)V3+ρ4(PjTj)h4(PjTj)V4) .

(2)

汽包金属壁蓄热量如式(3)：

Qm=wmΔP.

(3)

式中，wm为金属壁的蓄热系数，MJ/MPa,ΔP为两个状态下的压力差值。

由式(3)可得，锅炉压火过程中，锅炉从压火初期到结束所释放的热量为：

q=ΔQ+Qm.

(4)

一定负荷在一个时间段内做的功等量为q,即锅炉的散热：

(5)

式中，N为压火维持期间的机组负荷，t为压火的时间段。

根据表1所列参数和式(1)—式(5)，可以推算出，300 MW亚临界机组在带低负荷运行的情况下，有效压火时间可以达到两小时以上。

1.3 压火过程中的负荷控制策略

由于机组负荷改变的根本原因是锅炉侧燃料量的改变，而锅炉压火操作已经切断了机组的给煤量和风量，所以此时控制机组负荷变化就不能通过控制燃烧来完成。在整个压火过程中，汽轮机的能量全部由锅炉蓄热提供，主汽压力可以较为直接地反映出锅炉的能量和蓄热[7]。在控制负荷时，遵循的原则是以主汽压力标定负荷，初期以锅炉蓄热来维持主汽压力带负荷，主汽压力目标值一般设为比压火开始负荷对应的额定主汽压力偏低的值，如图3所示，设定主汽压力为13 MPa，当主汽压力下降到13 MPa，将调节方式由功率调节转换为机前压力调节，通过关小主汽门开度，使主汽压力保持13 MPa的同时汽轮机的电负荷逐渐下降；当电负荷下降至6 MW时，将调节方式由汽轮机机前压力调节切换到功率调节；设定电负荷给定为6 MW,通过控制主汽门，使电负荷维持在6 MW不变，由于锅炉蓄热损耗，机前压力逐渐降低，当机前压力降低至8 MPa左右，或调节时间超过2 h时，在负荷控制逻辑中加一路报警信号，从压火操作开始时计时，两小时后给运行人员报警信号，提醒锅炉运行人员监视压火后的参数、判断是否继续执行压火操作。如进行压火后恢复操作，按照锅炉正常热态启动操作主要操作程序执行。图4为锅炉压火过程中机组负荷和机前压力变化趋势图，可以看出，机前压力在8 MPa～13 MPa之间，机组负荷最低可以维持到6 MW。

2 压火调峰技术方案

2.1 提高蓄热能力的准备

锅炉压火之前，退出机炉电大连锁保护；检查辅汽系统汽源已切至邻机接带，厂用电系统切换至厂公用段。适当增加炉内进煤量，维持较高床压运行，调整风量与给煤量，使主蒸汽温度在合理范围内且不发生超温的前提下，保持较高的运行温度，尽量维持机组在高参数运行，这样做的目的是提高锅炉蓄热，且有效延长压火时间[8]，提高后续锅炉热态启动的成功率。检查各辅机设备都在正常运行状态，各参数均在正常范围内；停运排污设备，关闭排渣系统，这样可以有效降低压火时锅炉的热量损失。

2.2 压火操作设计

机组降负荷，当机组负荷降低至30%BMCR时，此时电动给水泵已经可以满足锅炉上水需要，启动电动给水泵，将电动给水泵逐步与汽动给水泵并列运行[9]，此后逐渐增大电动给水泵出力，将汽动给水泵转为备用状态。

监控锅炉床温稳定在850 ℃左右，停运所有给煤机，检查给煤机出口气动插板门关闭严密。当床温开始有下降趋势，且省煤器入口氧量快速上升时，说明炉内燃料基本燃尽，停运一、二次风机及引风机，关闭各风道挡板和烟气挡板，防止热量损失[10-12]。当返料器料位下降到一定水平，回料压力接近零时，停运高压流化风机。

锅炉压火后，将汽轮机由顺阀切换到单阀运行，由于压火后汽轮机负荷降的很低，蒸汽流量小，这样操作可以保证汽轮机的安全。根据主汽压变化情况，立即关小主调门至合理位置，维持机组负荷到目标负荷，汽温缓慢下降，汽压在合理范围内，汽包水位为±50 mm。立即关闭过、再热器减温水调整门、电动门，必要时关闭校紧各减温水手动门。关闭抽汽系统各抽汽门，除氧器切为辅汽加热，复位各跳闸设备和保护。

2.3 压火要点

(1)注意检查床温的下降速率是否保持在一个适宜的范围内，若床温下降过快，则检查各风门有无误开，防止热量损失。

(2)注意检查汽包水位是否维持在±50 mm，当汽包停止上水时，应该及时开启省煤器再循环门。

(3)注意检查给煤机出口温度是否稳定，有无返烟现象。

(4)压火时，应严密监视床温、主蒸汽温度、再热蒸汽温度，防止因为温度下降过多，而引起压火后点火启动失败。

2.4 恢复阶段

为了提高锅炉热态启动的成功率，根据煤种以及机组条件的不同，当床温下降到一定程度后，就要开始准备点火启动操作。具备启动条件后，启动燃油系统，建立燃油循环，当床温过低导致不投油启动失败后，应立即投油启动[13-15]。锅炉恢复前维持汽包水位在正常较低水平，启动引风机，维持炉膛负压在合适水平，之后启动高压流化风机，开启各个风烟通道挡板，建立空气通道；启动二次风机和一次风机，根据二次风压调整二次风门的开度，加大一次风量，使之达到流化状态可快速给煤，但是要控制床温上升速率，上升速率不宜过快，根据锅炉燃烧煤种以及燃烧情况，当床温过低且有持续下降趋势时，应立即投入油枪助燃，若床温在煤种稳燃温度之上，应根据床温情况启动给煤机给煤，采取点投给煤的方式，少量多次投煤，随着燃烧慢慢稳定，观察床温上升且氧量下降后，可适当增加给煤量，确定燃料已经着火后，尽快升至机组最低稳燃负荷。随着负荷慢慢回升，完成锅炉恢复操作。

3 压火实践

以某厂300 MW亚临界循环流化床机组为对象，进行压火实践，选取压火开始至结束的十组运行数据，如表2所示。

表2 压火实践时的参数变化

由表2运行数据可以看出：(1)机组进行压火操作时，机组可以在短时间内从正常运行负荷快速下降到6 MW；(2)压火时间已经超过两小时，可以满足调峰时段电网对火电机组降低自身出力的要求；(3)在压火过程中，主蒸汽温度下降在合理的区间，床温在压火结束的时候，也达到了燃烧煤种的燃点以上，可以保证在压火结束后机组按正常程序热态启动时，不使用助燃油启动成功，提高了机组的经济性。

4 结语

与传统火电机组参与电网调峰的方法相比较，亚临界循环流化床通过锅炉压火参与深度调峰方法可保证机组在参与电网深度调峰时，发电机组在(考察汽轮机低负荷运行条件满足后)不解列低负荷运行2 h～3 h，甚至可以使机组负荷降接近零，实现很低负荷到百分百全程调峰。传统火电机组参与深度调峰时停机停炉，再次启动需要投入大量的助燃油，而且由于诸多因素的限制，运行人员无法保证机组一次启动成功，全程调峰成本较高。采用焖炉压火的方式，操作相对简单，在降低启停成本的同时，可以有效地延长锅炉和汽轮机的使用寿命。锅炉焖炉压火后机组负荷降低，在电网调峰之后，机组可以快速恢复至正常运行水平，减少了机组并网时电气操作时间，灵活性大大提高。机组可以在新能源发电高峰期快速降负荷之后迅速恢复带负荷，能获得深度调峰补偿满足电厂盈利要求，对同类型机组有一定参考意义。