660 MW超超临界燃煤机组灵活运行的燃煤掺配优化

2023-09-12汤培英杨艳龙

湖北电力 2023年2期

汤培英，杨艳龙

（陕西商洛发电有限公司，陕西商洛 711400）

0 引言

为了实现“双碳”战略目标，我国能源结构转型进程进一步加快。2022 年末，全国的发电装机容量为256 405万kW，比上年末增长7.8%。其中，火电装机的容量为133 239 万kW，增长2.7%；水电装机容量为41 350万kW，增长4.3%；核电装机容量为5 553万kW，增长4.3%；并网风电装机容量为36 544 万kW，增长11.2%；并网太阳能发电装机容为量为39 261万kW，增长28.1%［1］。我国新能源发电设备井喷式建设与并网的同时，风、光等新能源发电存在不确定性、间歇性和反调峰特性，加之城乡居民用电量的增加，电网日负荷峰谷明显并逐年增大，风光电力将面临前所未有的消纳压力，因此，电网调峰需求日益增加和灵活性调峰电源严重不足等问题已显现［2-4］。现阶段，抽水蓄能发展相对滞后，其它形式储能受容量限制，为了保障供电安全，燃煤机组灵活性运行将对缓解电网峰谷差和保证供电可靠性起决定性作用［5-6］，燃煤火电机组的压舱石作用凸显，其灵活性运行是实现能源保供的重要举措，也是实现“双碳”战略目标的可靠保障。

目前，660 MW 等级燃煤火电机组的年利用小时数逐年下降，受新能源发电特性的影响，要求火电机组深调能力能够达到30%额定容量甚至更低，电网也针对燃煤机组的灵活性运行出台了相应的激励措施，运行厂家也可以通过深调运行获取辅助服务收益，同时，煤炭价格的不断上涨，拓展燃煤的适应范围，燃煤掺烧对降低火电厂燃料成本、提高市场竞争力、拓展盈利空间具有十分重要的意义［7-11］。童家麟等［12］对600 MW机组高硫煤配煤运行优化研究表明在下层燃烧器配煤高硫煤，其抑制H2S 效果较佳，在高金属壁温区域高H2S 面积占比较小，较中、上层燃烧器配煤高硫煤，下层燃烧器配煤高硫煤时炉膛出口的CO体积分数、固体可燃物质量浓度和炉膛出口NO体积分数略低。杨建国等［13］对配煤燃烧过程的叠加特性及其动力学特性参数的表观性研究说明在热天平的恒定氧量和控制温度条件下，配煤燃烧过程表现为原煤掺烧过程的物理量叠加。朱伊囡等［14］从混煤煤质分析角度出发，采用熵权法确定各评价指标权重，并利用灰色关联度对TOPSIS法进行改进，提出了用于优选混煤配比方案的评价方法。刘彦鹏等［15］对600 MW机组前后墙对冲燃烧锅炉，掺烧劣质煤时屏式受热面底部结焦进行了分析，调整入炉煤的灰熔点始终比屏底烟温低50 ℃～100 ℃，在保证炉内燃烧安全基础上获得最大的掺烧效益。

1 机组概况

某燃煤电厂超超临界直流锅炉为DG1950/29.3-Ⅱ2 型、前后墙对冲燃烧、湿式排渣、单炉膛、一次再热、平衡通风、全悬吊结构π型布置。配套6台ZGM113N-Ⅱ型中速磨煤机， BMCR 工况燃用设计煤种时5 台磨煤机运行，1 台磨煤机备用，设计煤种的燃煤量为238.8 t/h。燃烧器从下至上，前墙燃烧器依次为B、D、C层，后墙依次为F、A、E层，每台磨煤机为同层6根粉管提供一次风粉混合物，燃烧器布置示意图如图1 所示，其中，B 、F磨煤机采用一拖二变频设计。燃烧器为双旋流燃烧器，同层燃烧器的左右两侧各布置一个贴壁风，在燃烧器上方5 980.7 mm处设置上、下两层燃尽风，每个燃尽风分旋流和直流两部分通过调节器送入炉膛，B、F层燃烧器设置等离子点火助燃系统。

图1 燃烧器布置示意图Fig.1 Diagram of burner layout

电厂地处秦岭腹地，距离煤源较远，发电燃料成本比陕北高0.02 元/kW·h～0.03 元/kW·h，机组利用小时数偏低。按照陕西电力辅助服务市场运营规则，深调至40%～50%额定负荷之间，最高可补偿0.32 元/kWh，在40%额定负荷以下，最高可补偿0.75 元/kWh，按照目前电网对调峰的需求，仅此一项年可增加营业收入约6 000万元。

1 号和2 号机组于2019 年3 月全部完成168 试运行，同时完成30%负荷深度调峰试验。2020 年1 月利用机组停运完成了20%负荷深调试探性试验，在现场试验的基础上，联合设备生产厂家、科研院校对机组灵活性运行进行探索研究。2021年6月完成机组25%负荷深度调峰验证试验，各项指标满足电网要求，并优化机组深调逻辑及运行参数下限。现机组在178 MW（27%Pe）～660 MW 负荷灵活性运行，保证电网基础负荷上配合深度调峰。2021年1号和2号机组在AGC方式下，50%负荷以上负荷变化速率为11 MW/min、40%～50%负荷范围内负荷变化速率为8 MW/min、30%～40%负荷范围内负荷变化速率为5 MW/min、30%负荷以下负荷变化速率为3 MW/min工况下，机组可以长周期灵活性运行，其中2 台机组全年一档深调时长2 382.4 h、二挡深调时长1 431 h。

2 入场煤质及入炉煤质控制指标

入厂煤主要采用火车长途运输，以陕北原煤矿煤为主，固定长协煤源为陕北红柳林高热煤、凉水井煤原煤矿、安子沟原矿煤、小纪汗高硫煤、宁夏鱼河原矿煤和眉县园子沟低热煤，其中凉水井煤源协议量最大，入厂煤质主要指标如表1所示。

表1 入厂煤质主要指标Table 1 Main indicators of incoming coal quality

表2 入炉煤缩分混合样软化温度Table 2 Softening temperature of mixed sample of pulverized coal

机组设计燃煤低位发热量为22.74 MJ/kg、收到基全硫为0.5%、灰软化温度为1 240 ℃，校核煤低位发热量为20.72 MJ/kg、收到基全硫为1.0%、软化温度为1 330 ℃。脱硫系统采用石灰石—石膏湿法烟气脱硫，采用一炉一塔设计。脱硫原烟气SO2设计浓度3 055 mg/Nm3（准状态，干基，6% O2），燃煤含硫量在1.3%时，脱硫的效率≥99.38%，净烟气中的SO2含量不超过19 mg/Nm3；单台机组设计石灰石耗量11 t/h，耗电率0.68%。

大多数火电厂实际入厂煤质偏离设计值，煤质来源较为复杂，为了保证锅炉燃烧稳定，避免出现锅炉结焦和受热面管壁腐蚀等故障，在保证炉内燃烧安全的基础上获取更大的经济效益，燃煤掺烧意义重大［16-19］。依据机组设计煤种及入厂原矿煤质，为了避免锅炉结焦、高温硫腐蚀并提高机组燃煤经济性，进行入炉煤在储煤场的预混处理，质量加权值控制指标为：入炉煤加权热值为20.10 MJ～22.60 MJ；按照脱硫设计裕量20%计算，控制入炉煤加权收到基全硫小于1.3%；为防止单台原煤仓煤质硫分过高，降低锅炉局部高温硫腐蚀程度，要求高硫煤仓质量加权收到基硫分小于1.6%；新煤源入厂时，禁止通过翻车机直上至原煤仓，需在煤场单独堆放，待煤质化验结果出具后，确定配煤方案。

3 煤场煤质初混方案

煤场为条形封闭式煤场，设计存煤量15.3 万t，煤场共分A、B、C和D四个区，布置两台悬臂式斗轮堆取料机，煤场至煤仓层的带式输送机的出力按照锅炉小时耗煤量135%选取，其规格均为带宽B=1 400 mm，带速V=2.5 m/s，出力Q=1 600 t/h。

按照入厂煤质热值、硫分、原矿煤质变化特点和入炉煤质要求等因素，在不进行煤场改造和增加配煤设备情况下，分析入厂煤质特质，经过长时间的探索采取“分区分层堆放”原则，实现在煤场对入炉煤的初混。分区分层初混方案如下：

A 区和D 区为低硫普通煤：部分凉水井原煤与园子沟原煤按照1：1层高堆放在A区，A区北端也可作为汽车补充煤或新进煤种的临时储存区域。由于厂区主要煤源为凉水井原矿煤，凉水井原矿煤主要存储在较大的D区。

B 区为高热低硫煤：红柳林的高热原矿煤的煤质稳定，热值在23.44 MJ～25.12 MJ 范围，收到基硫分为0.3%左右，与安子沟原煤或凉水井原煤按照1∶1 的高度分层堆放，降低高热煤热值至22.60 MJ左右。

C 区为高硫高热煤：小纪汗的高硫原矿煤的煤质较为稳定，煤质收到基硫分在1.8%～2.3%范围内波动，煤质分为低位发热量为21.35 MJ的沫煤和低位发热量为24.28 MJ的精煤两种，将收到基硫分大于1.6%的煤定义为高硫煤，此煤种为配煤煤种，放置在区域面积较小的C区。小纪汗原矿煤与凉水井原煤或安子沟原煤按照2∶5 的高度进行分层堆放，降低加权热值与加权硫分。鱼河煤质收到基硫分预报为1.0%左右，实际收到基硫分为0.6%左右，由于入厂量较少，按照高硫煤在C区堆放。鱼河原煤与凉水井原煤或安子沟原煤按照1∶1高度堆放，降低入炉热值即可使用。

4 入炉煤分磨配煤方式

对比分析间断配煤、炉外预混配煤和分磨配煤等方式，分磨配煤方式［20］不需专用混烧设备易实现，配煤比例控制灵活，可以随时调整运行磨煤机出力以达到改变配煤比例的目的，煤种性能差异较大时，燃烧稳定性易掌握［21］。分磨配煤是通过改变磨煤机组合方式，满足机组灵活性运行，在不同负荷阶段实现燃煤热值不同的需求［22-25］。

4.1 高硫高热煤的配煤

将中、上层燃烧器配高硫煤的方式调整为下层B或F层燃烧配高硫煤的方式，而且每月对下层B或F层的高硫煤燃烧器切换一次。

4.2 机组深度调峰的配煤

1号机组在夏季运行时，由于汽轮机背压限制，机组最大负荷为625 MW、煤量为286.9 t/h、给水流量为1 930 t/h、一次风机电流105 A（额定电流165.4 A），一次风机选型偏大。在机组深度调峰至165 MW时，3台制粉系统运行，热一次风母管压力为6.5 kPa、一次风机动叶18%左右，磨煤机一次风量为78 t/h，制粉系统风煤比达到2.6%。为了防止机组深调过程中极端升降负荷时一次风机抢风退出运行，将风机动叶限制在17%左右，以提升机组深调负荷段一次风机运行可靠性。机组深调时入炉煤质较好时，在一次风量降低受限的情况下，将出现一次风粉混合浓度降低导致燃烧器脱火的可能。

在机组深度调峰时，如入炉煤热值较高则容易出现磨煤机间歇性振动，燃烧器风粉浓度低，炉膛出口温度快速下降，甚至出现火检闪烁现象。经过多次深调试验及深调长时间运行经验积累，发现机组负荷40%以下深调阶段保持3 台制粉系统运行，燃用较低热值煤可稳定锅炉燃烧，避免磨煤机间歇性振动，入炉煤热值在18.84 MJ～20.10 MJ左右，煤量大于70 t/h煤量，较为适合机组深度调峰时对燃煤热值的需求。

1 号和2 号机组长时间、频繁参与电网深度调峰，采取BFA、BFD、ADF 和ADB 等磨煤机组合方式，在中层1台制粉系统与下层1台制粉系统（非高硫煤制粉系统）配煤A区煤种，凉水井原煤与园子沟原煤混配煤较为适合，满足机组深度调峰燃煤热值需求。