350MW超临界直流锅炉深度调峰实验研究分析

王国龙

（甘肃电投武威热电有限责任公司，甘肃 武威 733000）

深度调峰机组负荷降低50%以下成为新形势和新常规，机组运行的安全性在各个系统都面临着新的考验，锅炉炉膛温度下降燃烧受到威胁，给水流量降低水动力工况受到考验，负荷低给水流量调整难度大易导致保护动作；超临界直流炉，负荷降低面临着干、湿态转换的风险；低负荷情况下，环保压力巨大，SCR保证高效运行备受考验。机组为350MW超临界直流锅炉采用东方电气集团东方锅炉股份有限公司生产的DG1151.1/25.4-Ⅱ4锅炉，超临界、变参数、变工况运行的直流炉、单炉膛，一次中间再热，采用双进双出钢球磨正压直吹式制粉系统，前后墙对冲燃烧。为保证实验的顺利进行，影响锅炉安全运行各系统制定关键的措施。为确保试验结果和分析的准确性，试验在50%～34.2%BRL负荷区间进行,根据调度规则1、2、2.5MW/mim三个不同速率进行变工况试验，各项数据选取不同负荷速率下相同负荷停留30min的平均值，作为试验采集数据。

1 关键系统措施

1．1 制粉系统煤质及调整要求

（1）考虑煤质挥发分、发热量对锅炉燃烧稳定性起到决定性作用。深度调峰试验期间，入炉煤Vadf≮27.5%，Qnet,ar≮18.4MJ/kg。煤粉细度设计R90为16.8%～18.6%，试验前煤粉细度在合格范围内。

50%～34.2%阶段为确保燃烧稳定性，要求投入下层燃烧器，120MW负荷时保持A、B磨煤机运行，A层前、后墙燃烧器投入，B层后墙燃烧器投入，B磨煤机双进单出方式运行。

（2）对于双进双出钢球磨煤机，为防止粉管堵塞，磨煤机要求最低通风量及协调数据采集方便，由原来的三个投自动改为任意两个容量风挡板投自动，以满足低负荷CCS投入要求和燃烧控制灵活性,且容量风挡板自动下限开度调整至6%。

（3）在低负荷容量风挡板控制裕度不能满足锅炉燃烧调整的需求时，可以通过降低磨煤机混合风压的方式进行调整，最低不得低于5.0KPa。但需要通过旁路风门保持风粉管道风速在18～21m/s，且分离器出口风粉温度维持60～65℃。

（4）机组负荷开始从175MW降低过程中在未达到140MW时至少退出B1、B4两个煤粉燃烧器；在140～120MW降低时退出B2、B3两个燃烧器；机组负荷升高时在140MW前投入B2、B3两个燃烧器；在达到175MW时，投入B层前墙另外两个燃烧器；投、退燃烧器时注意一次风压的调整，投入时磨内风压降低，退出时磨内风压升高，因此，要投粉管提高一次风压，退出粉管降低对应磨一次风压，以便燃烧和参数稳定。

（5）在负荷降低和退出燃烧器过程中，因炉膛温度降低，有掉焦且火检波动立即在正常模式下投入等离子运行。待燃烧、炉膛压力、就地观察锅炉无掉焦风险后退出等离子运行。

1．2 SCR 系统

本锅炉后竖井为前后烟井结构，后烟井布置1组低过，低过下部布置2组省煤器，前烟井布置3组低温再热器，低过侧（省煤器侧）烟气通流量大，SCR入口温度烟温会大幅度降低，原因为省煤器侧水温低于低再侧，因此，省煤器侧烟温降低且烟气量增加会降低SCR入口烟气温度。基于此原理，SCR侧烟气温度降低采取关回省煤器侧烟气挡板，开大低再侧烟气挡板，提高SCR入口温度，通过采取此种方式，本锅炉在滑参数停炉过程中可以保证在80MW以上负荷SCR稳定运行。省煤器侧烟气挡板关至20%以下时，为防止后竖井积灰导致烟气挡板卡涩，必须每2h快速开启至60%以上再关至原位，锅炉负荷越低，煤粉燃尽率降低，深度调峰及试验期间，严格防止锅炉后竖井及尾部烟道、空预器、电除尘发生二次燃烧事故。

1．3 汽水系统运行

机组负荷在120～175MW，保证锅炉在干态运行，锅炉主、再热蒸汽温度尽最大可能控制在额定值，通过水煤比、过热度、减温水控制主再热蒸汽温度在额定，若因煤质变化导致主、再热蒸汽温度达不到额定时，可以随着机组负荷下降逐渐降低参数，温降速率≯2℃/min。低再侧烟气挡板开大，致使再热汽温调节困难，再热蒸汽温度控制由事故减温水调节，主蒸汽温度由水煤比作为调节手段，低再出口壁温超限时可以关小低再侧烟气挡板，进行灵活调整；机组降负荷时提前对烟气挡板进行控制，省煤器侧烟气挡板关小，低再侧烟气挡板必须开大，两侧综合开度≮90%。机组120MW低负荷运行时，给水流量在350t/h左右，为防止给水流量低保护动作，给水泵最小流量再循环阀定值进行优化设定值在450t/h，再循环调门开始开启；逻辑增加闭锁功能给水流量320t/h时小机闭锁给水继续减少。

1．4 风烟系统

负荷120MW时，锅炉总风量不得低于500t/h，防止单列风机跳闸后机组送风量低低（＜320t/h)保护动作，维持省煤器出口氧量维持在5.0%～6.0%。120MW负荷时，热一次风母管压力设定值不允许低于6.5kPa，若一次风机出现抢风时，增开C磨通风，增加通风量保证一次风压稳定，避免低负荷燃烧不稳。

2 试验结果及分析

2．1 风烟系统试验数据及分析（如表1）

炉膛B层温度自175～120MW由1340℃降低至1220℃，温降明显，随着负荷降低，水、煤匹配燃烧核心区进入煤粉量减少，燃烧率逐步减弱，炉膛核心区域温度降低。炉膛温度降低，煤粉燃尽率变差，燃尽率在120MW深度调峰期间飞灰、炉渣含碳均升高，飞灰含碳3.25%；试验期间R90 20%，煤粉细度合格，飞灰含碳升高。观察各燃烧器火检模拟量强度，未发生火检波动的情况，炉膛负压稳定，火焰金黄色，火焰湍动、脉动良好，各粉管之间火焰相互的支持作用良好。

2．2 制粉系统试验数据及分析（如表2）

为保证制粉系统调整的裕度及升降负荷和燃烧的安全性，制粉系统140～120MW范围内保持A磨全磨运行、B磨半磨运行，磨入口混合风压最低降至5.87KPa，保持磨出口一次风速在21～23m/s,粉管无堵塞；磨煤机容量风挡板下限由8%释放至6%，B磨退出前墙粉管，保证升降负荷的灵活性和速度，从试验过程中可知，可以保证AGC的响应速率。SCR系统在175MW时入口温度315℃，在深度调峰期间开大再热侧烟气挡板，关小过热侧烟气挡板，降低省煤器对烟气的吸热量，保证SCR入口烟气温度在140～120MW负荷范围内＞285℃，试验期间采取此种措施使得SCR入口烟温在深调试验期间＞307℃，完全可以保证脱硝催化剂效率，氨逃逸率未出现上涨情况，SCR和空预器的安全运行，空预器低温腐蚀、铵盐凝结的风险降低。

2．3 介质温度、壁温试验数据分析

考虑直流炉升降负荷速率响应速率、水煤匹配和过热度、主蒸汽温度、压力综合参与协调的调整，煤量变化导致给水调整波动幅度较大，通过试验观察进行协调数据调整，逻辑闭锁给水流量进一步降低，闭锁在320t/h；汽泵再循环自动设置在450t/h，随着负荷降低自动跟踪逐步增开，给水流量降低较平缓，有效避免了试验及机组正常运行中的非停事件。汽水系统受热面试验数据如表3。

通过试验数据得出，能够在120MW时维持主、再热蒸汽温度在额定，175～120MW降负荷时屏过壁温随着负荷降低给水温度、水冷壁出口工质温度逐渐降低，螺旋水冷壁、垂直水冷壁金属壁温随负荷降低逐渐降低，其他部位金属温度与正常汽温调节过程中温度变化一致；高过、高再壁温随着负荷降低微微升高，主要原因为燃烧调整过程中为维持蒸汽温度额定，而烟气量少提高烟气温度所致。压力变化速率：压力变化速率均一致，按照2.5MW/min升降负荷速率计算，175～120MW范围负荷下降时间22min，即主蒸汽压降速率0.12MPa/min，小于175～350MW范围内平均升降压速率0.28MPa/min。175～120MW负荷阶段各受热面壁温变化趋势一致，各受热面管壁壁温无偏高现象，各负荷段壁温偏差率与锅炉正常运行温度偏差一致，水动力工况安全影响。

表1 风烟系统试验数据

表2 炉制粉系统试验数据

表3 汽水系统受热面试验数据

3 结语

试验表明，通过合理的配煤方式，煤质指标、煤粉细度等满足要求，锅炉各负荷段炉膛温稳、火检均能稳定，锅炉出力降低至34.28%BRL工况时，不投稳燃装置燃烧安全。试验表明，通过烟气挡板控制烟温可以保证SCR入口烟气温度在307℃以上，满足运行要求，机组环保数据不超标、SCR不需进行改造。深度调峰负荷变动，锅炉水动力工况安全，各受热面温变速率平缓稳定，锅炉可保持干态、额定温度运行。验证了制定的控制、调整措施可靠性，各系统运行可满足长期安全运行，避免深度调峰造成机组非停。