660MW 超超临界锅炉30%负荷深度调峰控制优化策略

2023-11-06李文成

能源工程 2023年5期

李文成

（宁夏枣泉发电有限责任公司宁夏银川 750000）

0 引言

随着我国碳中和和碳达峰的战略目标要求的逐步实施，近年来电力行业风电和光伏装机规模迅猛增长，由于新能源发电出力受外界环境制约明显，发电出力不稳定，给电力系统的安全运行和电力保供带来了巨大挑战。在此背景下，为提高电网系统调峰能力和新能源的消纳，煤电机组不但要承担电力能源保供压舱石的作用，还需参与更多的电网调峰任务。为应对电力系统的这种新形势，避免煤电机组在调峰过程中的频繁启停，维持电力系统的灵活性及安全性，煤电机组进行深度低负荷调峰运行势在必行。国内火电厂多采用设备技术改造实现机组深调，而本研究主要通过燃烧调整、控制优化实现机组深调。

宁夏枣泉电厂2×660MW锅炉为超临界参数、螺旋炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、露天布置的Π 型锅炉。锅炉采用前后墙对冲燃烧方式中速磨煤机正压冷一次风直吹式制粉系统，磨煤机共六台，采用上海重型机械厂有限公司HP1003/Dyn 中速磨煤机。BMCR时五台投运，一台备用。磨煤机出口煤粉细度为R90=20%。每台磨带一层燃烧器，每只燃烧器均配备一套油枪点火装置，其中24 只常规大油枪，采用简单机械雾化方式，12 只微油油枪，其总容量为18%BMCR，用于锅炉点火稳燃和低负荷稳燃。

1 锅炉30%THA 工况下不同磨组对比

随着机组负荷降低，进入炉膛的燃料量逐渐减少，炉膛温度降低，维持锅炉的稳定燃烧的热量逐渐减少[1]，此时会出现锅炉燃烧不稳、炉膛负压波动、磨煤机火检的“闪烁”，甚至出现炉膛灭火情况，通常控制炉膛温度不低于800℃，由于煤质的不稳定性及燃烧器特性不一致，运行中控制应不低于900℃，所以入炉煤的煤质对锅炉的稳定燃烧极为重要。一般在机组深调过程中要求燃用高挥发分、低水、热值较高的煤种，而下层燃烧器火焰对炉内燃烧的支撑作用，需保持煤质稳定，表1 为试验期间所选用的煤种，该煤种为机组常用掺配煤种。实验期间试验煤种1 上仓B、C、E 仓，试验煤种2 上仓A 仓。

表1 设计煤种与试验煤种对比

锅炉各燃烧器层及OFA 左右侧分别有一观火孔，本次试验炉膛温度通过观火孔测量，炉膛燃烧器、及炉膛设计规范如表2 所示。

图1 炉膛燃烧器布置图

表2 炉膛设计规范

表3 A、E、C 磨组合运行主要参数

表4 A、B、C 磨组合运行主要参数

表5 机组负荷330MW 垂直水冷壁壁温单位：℃

表6 机组负荷198MW 垂直水冷壁壁温单位：℃

由于锅炉有一定的蓄热能力和热惯性，测量炉膛温度均在负荷降至30%THA，稳定运行3.5小时后测量一次，测量时保证炉内燃烧稳定，无干扰测量准确性的操作。本次测量采用红外线高温测量仪。测量时选择距喷燃器出口1～2 米处，测量3 次并记录平均值[2]。

随着机组负荷降低，锅炉总煤量减少，部分磨煤机出口煤粉浓度降低[3]，煤粉浓度降低后对喷燃器出口煤粉的挥发分着火、着火温度、着火距离均有一定影响。为保证磨煤机出口浓度正常，一般控制磨煤机煤量大于40t/h（尤其是下层磨煤机），否则停运中上层磨煤机运行，所以，深调时段一般维持三台磨煤机运行。

测量结果对比分析：

1)两种磨煤机组合运行的工况下，炉内着火能量充足，燃烧稳定，炉膛负压和磨煤机火检运行良好，炉膛各层燃烧器区域炉膛温度均在1100℃以上，证明此时炉内燃烧工况良好。

2)煤质相同情况下，A、B、C 磨组合运行燃烧区域温度稍高于A、C、E 磨组，原因为下层磨煤机运行时炉内火焰中心低，主燃烧区放热较多、温度高，说明锅炉低负荷情况下层磨煤机对冲燃烧更有利于炉膛稳燃。

3)煤质相同情况下，A、C、E 磨组合运行时，主汽温度、SCR 入口温度稍高于A、B、C 磨组，但此时SCR 入口浓度却大幅增加，原因为A、C、E 磨组运行后，炉内火焰中心上移，对流换热加强，对SCR 入口温度及主汽温度的提高有一定的帮助，但下层磨煤机停运后，破坏了为抑制NOx生成的分级燃烧，造成SCR 入口NOx 大幅增加[4]。

4)锅炉负荷到位以后，3 小时炉内测温与5小时测温数据基本相当，说明锅炉减负荷3 小时后炉内温度、燃烧工况已趋于稳定[5]。

2 深调时锅炉垂直水冷壁超温控制

运行中由于炉内空气动力场分布不均，造成火焰偏斜或其它因素导致的燃烧不均。直流锅炉垂直水冷壁壁温偏差现象普遍存在，尤其在机组低负荷时，此时炉内水动力稳定性较机组高负荷弱，使垂直水冷壁壁温偏差进一步增大，甚至出现超温现象。所以，锅炉低负荷运行时，解决好受热面壁温超限至关重要，图2 为锅炉垂直水冷壁壁温测点布置图。

图2 垂直水冷壁壁温测点分布图

锅炉前、后墙分别布置149 个，左、右墙布置106 个，本次试验数据收集通过DCS 所布置的水冷壁温度测点，由于测点数量较多，试验数据选取时，各墙每间隔10 个测点进行选取分析（具体从炉左至炉右、炉前至炉后数起）。

数据对比分析：

1)机组负荷从198MW 上升至330MW 运行时，锅炉垂直受热面壁温普遍有所升高，分析主要原因为低负荷期间锅炉动力不足，同时为维持机组低负荷时锅炉的干态运行，与机组高负荷时锅炉水煤线不同。

2)机组低负荷时垂直水冷壁各壁温偏差较大，壁温高点容易发生超温，主要原因是机组低负荷期间运行三台磨煤机，对于前后墙对冲燃烧的锅炉，此时失去对冲效应，出现火焰偏斜，造成垂直水冷壁管壁温度上升。为改善此种情况，可开启对侧备用磨煤机冷风进行降温，改善火焰偏斜情况，如图3 所示，或增加给水偏置，缓解壁温过快上升的趋势。

图3 垂直水冷壁壁温变化趋势

锅炉低负荷时三台磨煤机运行，锅炉垂直水冷壁壁温快速上升，开启备用磨煤机冷一次风门后，壁温快速下降并趋于平缓。

3 控制逻辑优化

由于机组深调时的部分自动控制未经实际运行考验，而目前电网对电厂负荷响应要求高。为满足机组在深调时AGC 方式下的负荷响应及《两个细则》的考核要求，提高设备自动控制水平及可靠性，对部分逻辑进行优化。

3.1 干、湿态转换

按照锅炉启动曲线，锅炉转态时负荷在30%THA 工况，给水流量在580t/h 左右，转态判断依据为机组负荷达到180MW 以上并且分离器出口过热度大于5℃，或者机组负荷大于264MW，则认为机组干态。当机组在30%THA负荷（198MW）运行时，该负荷距转态负荷较近，存在干、湿态来回切换的可能，容易引起受热面金属壁温波动及协调控制品质下降。为解决该问题，需对锅炉的水、煤线适当优化，满足深调期间机组安全运行需要，锅炉水煤线修改具体情况如表7 所示。

表7 一次风压优化前后对比

表7 锅炉水煤线修改前后对比

由图4 可知，修改锅炉煤水线，即适当减少锅炉给水量、增加煤量，提高锅炉分离器出口蒸汽的过热度，使锅炉在干态情况下运行，避免锅炉启动系统贮水箱见水，进入湿态运行，此时垂直水冷壁壁温及锅炉其他主要运行参数正常，修改后机组干湿态判断逻辑为负荷高于190MW 为干态、负荷低于190MW 且分离器出口过热度小于5℃为湿态。

图5 锅炉总风量优化前后曲线对比

3.2 锅炉总风量

锅炉总风量为所有燃烧器层二次风和与一次风量的总和。总风量与煤对应的函数关系，当煤量变化后，风量随之改变，在机组低负荷运行期间，均采用富氧燃烧，或受风机最小出力受限，风量较大，过量空气系数高，产生的NOX高[6]，当总风量不合理时会发生NOX超标或发生引风机抢风现象，故机组深调期间风量曲线有必要进一步优化。

通过优化总风量曲线，在确保引风机运行安全的前提下，使机组在深度调峰期间总排口NOX可控，确保环保参数运行正常。

3.3 一次风压

由于原一次风压控制策略为一次风压与锅炉BID 负荷分段函数折线，而一次风压的稳定运行对炉内的稳定燃烧较为重要。在锅炉低负荷时，为保证底层磨煤机出口一定的煤粉浓度，减小中层磨煤机煤量、加大底层磨煤机煤量，使各个磨煤机煤量偏差大，对于煤量大的底层磨煤机，该控制方法容易引起制粉系统异常，需要对一次风压控制进行优化。

优化后的一次风压曲线为燃料量主控与一次风压的函数，同时根据磨煤机最大煤量进行修正，实现一次风压和磨煤机煤量相匹配，达到一次风压的精准控制，满足锅炉低负荷运行时的安全需要。由于控制一次风量节流损失小，有一定的节能效果。

4 提高SCR 入口温度措施

机组深调期间，由于负荷低、锅炉热量不足[7]，造成SCR 入口温度低，而脱硝SCR 运行时对入口温度又有一定要求，控制脱硝入口烟气温度目的主要是为了防止氨盐沉积、防止催化剂烧损失效、保证催化剂活性、减少NH3的逃逸、确保下游设备安全运行。脱硝反应器入口烟温低时，NH3与SO3在相对低温下形成黏性杂质氨盐覆盖催化剂表面导致其失效，所以机组深度调峰过程中对SCR 入口温度控制尤为重要[8]。

1)如图6 所示，由于尾部烟道被分隔墙分为大小不等的前后两侧[9]，再热器靠前，过热器靠后，过热器侧布置换热面积较大的两组省煤器，再热器侧布置一组换热面积较小的省煤器，省煤器后布置烟气挡板。机组深度调峰期间，关小过热器侧烟气挡板，开大再热器烟气挡板，减少过热器侧的烟气换热，从而降低整个尾部烟道的换热量，提高SCR 入口温度，如图7 所示。