1 030 MW超超临界机组深度调峰特性试验研究

2021-03-15张绪辉赵中华崔福兴段传俊

山东电力技术 2021年2期

张绪辉，赵中华，崔福兴，高嵩，段传俊

（1.山东电力研究院，山东济南 250003；2.国网山东省电力公司电力科学研究院，山东济南 250003）

0 引言

随着风电、光伏发电等大规模接入电网尤其是分布式光伏发电激增，电网负荷峰谷差不断增大，电网调峰难题日益凸显，并网火电机组调峰愈加频繁［1-2］。由于火电机组参与调峰偏离机组最佳运行方式，且工况变化频繁，机组运行安全性和经济性显著下降。王凯［3］详细分析了锅炉方面的主要因素如燃烧稳定性、水循环的安全性和锅炉辅机对调峰裕度的影响。谢俊等［4］分析影响火电机组调峰能力的重要因素，通过仿真分析验证机组调峰价值量化方法和调峰费用补偿方法的有效性。王朝阳等［5］通过水燃比控制策略优化提升超临界燃煤电厂调峰运行能力。

为提升调峰能力，更好地适应调峰辅助服务的需求，不同容量、不同类型的火电机组采用灵活性改造和优化运行等方式改善调峰性能［6］。同时，已有相关研究开展调峰能力试验或历史运行数据分析优化机组运行提升调峰能力［7-8］。雷霖等［9］通过对某超临界600 MW 机组锅炉不同煤种下的机组调峰特性开展现场试验，研究入炉煤质的变化对机组调峰的深度、幅度、速度等的影响。刘辉等［10］对炉膛火焰温度场进行测量，研究主要运行参数变化对燃烧器喷口温度场分布的影响，指导开展深度调峰下的精细化燃烧调整试验。

针对某1 030 MW 超超临界机组开展高效低氮燃烧器改造、制粉系统优化改造、一二次风系统流场优化等锅炉燃烧设备及风烟流场优化改造。为研究机组的调峰性能及调峰经济性，对机组的调峰速率、锅炉稳燃、水冷壁等受热面壁面温度以及调峰煤耗进行了分析和研究。

1 机组概况及试验过程

1.1 设备概况

锅炉为高效超超临界参数变压直流炉，为单炉膛、一次中间再热、平衡通风、运转层以上露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π 型锅炉。制粉系统采用正压直吹式，设有两台50%容量的动叶可调轴流式一次风机提供一次热、冷风输送煤粉。喷燃器采用油枪与煤粉燃烧器一体的旋流筒体式结构，分三层前后墙对冲布置。每台锅炉配有6 台双进双出、单电机驱动钢球磨。锅炉蒸汽温度调节方式为：过热蒸汽采用燃料∕给水比和两级喷水减温；再热蒸汽利用锅炉尾部烟道出口烟气挡板来调整汽温。锅炉设计参数见表1，煤质特性分析见表2。表1 中BMCR 为锅炉最大连续蒸发量（Boiler Maximum Continuous Rating）。

表1 锅炉设计参数

表2 煤质特性分析

为提升锅炉在低负荷运行条件下的稳燃能力，对一次风、内二次风和外二次风、中心风、冷却进行优化，保证煤粉气流在离开燃烧器喷口后能够迅速及时着火、稳定燃烧，获得最佳燃烧工况。在流场优化方面，对一次风风速测量装置相关流场进行优化，对二次风通过在风箱内部设置导流板等优化措施，优化管网阻力特性，保证前后墙风箱风量、上中下层风道风量、单只燃烧器分配风量趋向均匀，优化措施可实现不同负荷工况下二次风箱内部流场均匀性有效提升。

1.2 试验过程

在515 MW 和350 MW 负荷下，研究炉膛负压、脱硝温度、过热器再热器管壁温度以及煤耗等指标的影响，从而分析机组的调峰特性以及调峰经济性。在试验过程中，负荷变化过程如图1所示。

图1 机组负荷变化趋势

2.试验结果及分析

2.1 负荷变化速率

机组在调峰运行期间的升降负荷变化速率如图2所示。

由图2可以看到，机组在由636 MW降至515 MW时的负荷变化率较大，为3.12 MW∕min，此时机组负荷在额定容量的50%以上，按照自动发电控制运行，根据机组集控运行规程，此时机组设定负荷变化率不高于12 MW∕min。机组由503 MW 降至401 MW 的负荷变化率为2.54 MW∕min，此时磨煤机停运一台，由于运行到50%以下，机组负荷变化速率明显降低。机组由401 MW 降至350 MW 时，负荷变化率明显降低，为0.67 MW∕min，此时机组处于深度调峰状态，为了保证锅炉稳燃以及机组稳定运行，运行人员以较低的负荷变化率运行。

图2 机组负荷变化速率

火电机组调峰经常出现在用电负荷快速下降且新能源出力快速增长的阶段，此时要求机组具有较大的调峰速率满足电网的电力平衡需求，虽然1 030 MW机组能够在深度调峰状态下稳定运行，但考虑到电网调节速率方面的需求，仍然在调峰特性方面较差。对比机组集控运行规程，机组在停机过程中，能够在50%额定容量降至30%额定容量时维持15 MW∕min的变化速率，但机组在此次深度调峰（503 MW 降至350 MW）试验中的负荷变化速率明显低于15 MW∕min，这主要是为了满足机组安全稳定的需要，且运行人员缺乏深度调峰的运行经验，机组应该加强对于调峰速率的要求。

2.2 锅炉稳燃性能

锅炉稳燃是火电机组调峰运行中的重要问题，由于低负荷下运行时炉膛温度降低，微小的扰动有可能引发锅炉灭火，对机组稳定运行造成隐患［11］。机组深度调峰时炉内燃烧稳定性发生变化，炉膛负压能够及时反映稳燃性能，之后火检信号和火焰监视图像发生变化，在实际运行过程中，炉膛负压是监测炉内燃烧状况的重要参数。当锅炉稳燃性能受到影响时，根据炉膛负压的波动范围与波动率能够进行判断，因此在本试验中利用炉膛负压来表征锅炉燃烧稳定性。

不同机组负荷下的锅炉炉膛负压如图3 所示。从图3 中可以看出，随着负荷降低，炉膛负压的波动范围明显增大。

图3 机组调峰对炉膛负压的影响

在1 030 MW、515 MW、350 MW 三个负荷下，锅炉炉膛负压的平均值分别为-102.18 Pa、-103.01 Pa、-105.15 Pa。锅炉正常运行过程中应将炉膛负压维持在-100 Pa，三个负荷下炉膛负压不断减小，但基本维持在正常的炉膛负压。

炉膛负压的波动率计算采用以下公式：

式中：Pi为第i个炉膛负压取值；Pˉ为炉膛负压平均值；n为炉膛负压取数个数；σ反映炉膛压力的波动幅度。

按照式（1）对三个工况稳定运行状态下1 h内的炉膛负压波动率进行计算，分别为13.31 Pa、14.39 Pa、21.70 Pa，随着负荷降低，炉膛负压波动率增大，特别是机组降至350 MW 运行时，波动率明显增大，表明锅炉稳燃能力呈现显著下降趋势。当机组运行在低负荷时，炉内燃烧稳定性会受到影响，此时炉膛平均烟温显著下降，煤粉气流着火变差，对于燃用煤质、风粉协调以及运行人员操作提出更高要求。

2.3 受热面壁温

火电机组长时间低负荷运行以及频繁变负荷运行，水冷壁、过热器、再热器等受热面由于燃烧状况不稳定及工质流动变化等原因容易引发受热面壁温大幅度波动，甚至超温爆管。

锅炉水冷壁、过热器、再热器不同管段的壁面温度与机组负荷的关系如图4所示。

从图4（a）中可以看出，右侧上部、右侧螺旋等水冷壁管段随着负荷的降低而降低，但前墙上部水冷壁等部分水冷壁管段温度随着负荷降低而增大，尤其是在变负荷阶段，水冷壁壁温呈现明显增大的趋势。由于机组在低负荷运行时水动力特性与炉内燃烧状况不稳定，水冷壁部分管段容易出现超温，在变负荷阶段，风量、煤量、水量都要进行调节，若调整配合不佳会加剧部分水冷壁运行工况的恶化，引起壁温大幅度波动。

图4 锅炉受热面壁温

从图4（b）中可以看出，高温过热器左侧壁温与右侧壁温随机组负荷的降低而减小，但低温过热器壁温在低负荷时略有增大。从图4（c）中可以看出，高温再热器左侧壁温与右侧壁温随着负荷的降低而降低，但低温再热器壁温测点随负荷降低呈现增大的趋势。机组在低负荷运行时，容易因为吸热不均等问题发生超温，而且在低负荷下水动力稳定性较差，热偏差也较大，特别是在变负荷阶段风量等要协调调整。

2.4 脱硝温度

火电机组参与调峰必须满足环保排放指标，因此，机组环保特性也是机组参与调峰辅助服务的重要影响因素，而机组在低负荷运行中NOx控制是较为常见的问题。SCR 反应器的反应效率一般存在最佳的温度点，当温度低于最佳烟温时，效率降低。而且当脱硝系统温度低于硫酸氢铵析出温度时，会有大量的硫酸氢铵形成，SCR 反应器处在烟尘浓度较高的环境，大量的灰裹挟进来，黏附在催化剂表面。SCR 反应器的脱硝效率降低，导致催化剂活性降低，还可能会黏附在空气预热器等换热元件上，加剧设备的腐蚀和堵灰。

图5 为机组在24 h 内不同负荷下的脱硝温度平均值比较情况，从图5 中可以看出，随着负荷的降低，脱硝装置烟气温度呈现明显的下降趋势。当锅炉在低负荷运行时，锅炉内的温度场会发生改变，烟气温度变化主要由燃料消耗量来决定，燃料消耗量减少，烟气温度降低。因此，当火电机组降负荷运行时，脱硝系统的烟气温度一般会降低，出现了全负荷脱硝等技术来优化机组调峰运行。

图5 不同负荷下的脱硝烟气温度

图6 为试验期间脱硝装置烟气温度与负荷的关系。从图中可以看出，机组稳定运行在350 MW 时，脱硝温度较低。根据该机组运行规程，脱硝入口烟温低于315 ℃时脱硝退出。机组在350 MW 下已接近315 ℃。但也可以看出，烟气温度在变负荷阶段波动剧烈，可能与燃烧工况与运行调整不稳定有关，应在运行过程中严密监视烟气温度等状况，及时做出有效调整，防止烟气温度过低或两侧烟气偏差较大，导致脱硝自动退出。

图6 脱硝烟气温度与负荷的关系

2.5 调峰经济性

煤耗是衡量燃煤电厂经济性中最具代表的指标，火电机组低负荷运行以及变负荷运行都会对机组经济性造成影响，也是机组参与辅助服务报价的重要参考要素。机组不同负荷下的煤耗如图7 所示。由于机组发电煤耗计算较为复杂，本文中应用机组总给煤量∕发电量的方法进行估算。

图7 不同负荷下的机组煤耗

得出1 030 MW、515M W、350 MW 三个负荷下的标煤煤耗分别为292.148 7 g∕kWh、304.291 8 g∕kWh、333.578 1 g∕kWh。随着机组负荷降低，可以看出机组标煤煤耗呈现明显的增大趋势，特别是当机组运行在350 MW深度调峰期间，机组煤耗增大幅度更加显著。机组在1 030 MW 下运行时，机组厂用电率、汽机热耗等指标较好，机组煤耗较好，但当机组在深度调峰下运行时，机组各项经济性指标参数偏离设计值，机组煤耗较大。