300MW中儲式制粉系統燃煤機組低負荷運行研究

燕寧江

(國家電投重慶合川發電有限責任公司，重慶 401536)

近幾年來，風電和光伏等清潔能源發展日益增速，裝機規模也迅猛增長[1-2]，導致我國東北地區首先開展火電廠靈活性運行的研究。這些示范項目多集中在我國東北部地區，包括國電投四平電廠、大連甘井子電廠、華能丹東電廠等。

隨著煤電低負荷運行趨勢的發展，目前西南地區也提出了對火電廠低負荷運行的補貼政策，該地區大量電廠開始進行低負荷運行的探索。其某公司#2機組鍋爐開展了不投油最低穩燃負荷試驗。試驗過程中對磨煤機運行及盤面燃燒調整方式進行適當了優化，選擇最佳運行調整方式后，進行了最低穩燃負荷試驗。試驗期間全程不投油助燃，最低穩燃負荷的試驗持續時間大于2小時，該試驗探索了該鍋爐的低負荷能力并找到了制約穩燃能力的主要因素。按照設計，本鍋爐的最低不投油穩定燃燒負荷為30%額定負荷，而此次試驗最低穩定負荷達到了30%額定負荷。目前鮮有對中儲式制粉系統低負荷穩燃不投油穩燃運行的相關報道[3-4]。

1 設備簡介

1.1 機組概況

某公司#2機組鍋爐為亞臨界、自然循環、單爐膛四角切圓燃燒、一次中間再熱、擋板調溫，平衡通風、固態排渣、全鋼構架、全懸吊結構、爐頂金屬屋蓋帶防雨罩的“”型無奇露天布置汽包鍋爐，鍋爐容量和主要參數與東方汽輪機廠300 MW汽輪機參數相匹配。

1.2 燃燒系統

該鍋爐燃燒器采用四角布置、切向燃燒，四角燃燒器的中心線分別與爐膛中心的兩個假想圓相切，兩個假想切圓的直徑分別為Φ681 mm 和Φ772 mm，見圖1。每角燃燒器共有 16層噴口，其中一次風噴口 5 層，二次風噴口7 層，三次風噴口 2層，用于降低 NOx生成量的頂二次風噴口 2層。一次風噴口四周有周界風，最上層二次風與三次風燃盡風一組，在上層，其余二次風與一次風一組，在下層。燃燒器為水平濃淡燃燒器，在一次風風管中采用“百葉窗”式的煤粉濃縮器。一次風進入爐膛后向火面的煤粉濃度高，背火面的煤粉濃度低，這有利于低負荷穩燃、防止結焦、防止高溫腐蝕及降低 NOx的生成量。

圖1 爐膛截面燃燒器俯視圖

2 低負荷燃燒調整

由于低負荷穩燃試驗與正常運行工況不同，且中儲式制粉系統與直吹式制粉系統不同，故低負荷下為保證安全及穩定運行需要實施以下調整及注意：

(1)燃燒側不得大幅度調整操作，同時應考慮鍋爐蓄熱因素帶來的影響。

(2)為了穩定燃燒和便于控制，磨一次風量自動和各層燃燒器二次風自動可切至手動方式運行，其余自動全部投入。

(3)嚴格監視表盤參數及火檢指示，確保燃燒穩定并具有進一步減負荷的潛力后，再以0.5～2 MW/min的速度緩慢減負荷，然后每減額定負荷的10%左右，應穩定30 min，同時觀察爐內燃燒情況，保證鍋爐安全運行。

(4)當負荷從120 MW降到90 MW時，應以0.5 MW/min速率下降。且每降低5 MW觀察10～20 min，此外密切監視鍋爐的運行狀況：注意爐內燃燒情況及火焰檢測器指示，火檢充滿度>60%且不頻繁閃動認為燃燒為穩定狀態。試驗中應維持爐膛壓力波動不大(在正常-50～-100 Pa)。此時給粉機的投運采用燃燒器相鄰布置的三層以保證火焰的集中度。

(5)在磨煤機投運的情況下，制粉系統再循環風門全開，盡量減少三次風對燃燒的影響。

(6)注意送風機動葉開度，減小至熱工保護值，同時應防止送風機喘振，保證兩側風機出力平衡。

(7)加強分隔屏壁溫監測，防止局部管壁超溫。

(8)加強對汽機軸封、低壓缸排汽溫度、汽機振動、脹差、軸向位移、各加熱器水位等參數的監視。

(9)注意維持爐膛最低風量在限定值以上。

(10)滑降主蒸汽壓力，主汽壓力按汽機滑壓運行曲線調整。盡可能保證主再熱蒸汽溫度穩定，保證蒸汽過熱度在正常范圍內。

(11)負荷降至100 MW時，檢查汽機中、低壓疏水門是否自動打開，如果打開應將對應的手動門開啟。

(12)SCR入口煙溫應大于300 ℃，以保證脫硝催化劑的工作溫度。

(13)為了保證煤粉的良好著火，維持磨煤機出口溫度75℃左右。

(14)二次風門開度見表1，由于開啟2、3、4層噴嘴，所以AB、BC、CD三層二次風門開度較大，其他風門僅起到冷卻燃燒器的作用。

表1 二次風門開度表

3 試驗結果與分析

試驗證明，30%、35%、40%額定負荷下鍋爐能保證穩燃，SCR入口煙溫在300 ℃以上，能滿足脫硝要求，鍋爐水冷壁溫度和鰭片溫度處于材料允許范圍之內。鍋爐運行是安全的，汽輪機組能夠滿足相應低負荷連續運行，小汽輪機和給水泵組能夠滿足相應低負荷連續運行要求。鍋爐運行負荷情況見表2，當運行負荷低于100 MW且繼續下降時，負荷下降速率應穩定保持在0.5 MW/min，以防燃燒不穩定導致熄火。

表2 低負荷運行工況表

3.1 試驗燃料化驗結果

低負荷試驗期間入爐煤元素分析結果見表3。

表3 入爐煤元素分析表

表3所化驗煤樣為20臺給粉機所取粉樣混合后的綜合煤樣，由表3可見，該混合煤樣含硫量非常高，為3.16%，屬于高硫煤[5]，在運行時應注意貼壁H2S及CO含量，避免發生高溫腐蝕。該混合煤粉水分較低，為8.2%，粉倉中含水率較低的煤粉易干燥，并具有較高的一次風溫度，對煤粉的著火及燃盡較為有利，加上其低位發熱量也較高，這些因素都增加了中儲式制粉系統鍋爐低負荷穩燃的可靠性[6-7]。

3.2 主要運行參數分析

低負荷下各工況的主要運行參數見表4。

表4 各工況下機組主要運行參數

由表4可見，#2機組運行負荷由121.3 MW下降至91.3 MW時，主汽溫度由534.8 ℃下降至524.3 ℃，主汽壓力由7.37 MPa下降至6.39 MPa，給水流量由475.84 t/h下降至256.5 t/h，給水溫度由223.2 ℃下降至207.9 ℃，總風量由577.55 t/h下降至465.94 t/h，SCR入口煙氣溫度A側由314 ℃下降至301.3 ℃，SCR入口煙氣溫度B側由324.8 ℃下降至310.7 ℃，滿足脫硝催化劑要求最低溫度300 ℃。

低負荷運行期間過熱器減溫水量很少、再熱器減溫水量為0 t/h，說明低負荷下汽包爐的高溫受熱面沒有超溫的風險[8-9]。

如4表所示，負荷從120 MW降至90 MW時，空預器入口氧量由7.61%上升至9.55%，空預器出口氧量由8.01%上升至10.03%。煙氣中CO含量隨著負荷降低而降低，在機組高負荷運行時應注意防止CO濃度過高。

試驗期間飛灰大渣含碳量較高，且隨著負荷的降低，飛灰含碳量略有上升。這是由于低負荷下爐膛溫度較低，燃燒組織情況較差引起的[10]。

3.3 燃燒穩定性分析

在工況2及工況3試驗期間，通過觀察爐膛看火孔燃燒穩定性情況，發現燃燒器噴嘴2層與3層的B角著火及燃盡情況較好，而C角著火情況較差，在距離噴口500 mm仍可見明顯黑色煤粉，見圖2，這是由于C角低負荷下一次風速較高引起的。著火燃盡情況不好會引起飛灰大渣含碳量升高(見表4)，導致鍋爐效率降低，建議針對以上情況進行低負荷下的精細化燃燒調整[11-12]。

圖2 C角著火情況

3.4 經濟性分析

低負荷下鍋爐效率分析見表5。

由表5可見，3個工況下鍋爐效率區別較小，鍋爐效率平均值為93.0%，滿足額定工況及30%負荷設計值。隨著負荷的降低未燃碳分熱損失略有上升，是由于低負荷下爐膛煙氣充滿度降低，燃燒強度被弱化導致[13]；干煙氣熱損失先下降后上升，這是由于120 MW負荷下降到100 MW負荷時排煙溫度下降了9 ℃，而工況3的干煙氣熱損失達到4.84%，是因為此時的空預器出口氧量達到了10.03%，煙氣中空氣量過大導致煙氣量大造成的，此時的過量空氣系數高達1.91。因此低負荷下注意合理組織燃燒并適當降低煙氣氧量有助于明顯提升鍋爐效率。

表5 各工況下鍋爐熱損失及鍋爐效率 %

該機組低負荷下的汽機熱耗率、發電煤耗、供電煤耗與負荷的關系見圖3。

圖3 低負荷下煤耗率及汽機熱耗率與機組的關系

由圖3可知，隨著負荷的降低，汽機熱耗率明顯升高，在91.3 MW負荷下，汽機熱耗率高達9 552 kJ/(kW·h)。由于低負荷下鍋爐效率隨機組功率的變化不大，所以發電煤耗與供電煤耗上升明顯，發電煤耗由工況1時的304.78 g/(kW·h)上升至354.61 g/(kW·h)，供電煤耗由工況1時的358.16 g/(kW·h)上升至370.92 g/(kW·h)。說明低負荷下機組運行情況偏離設計值，隨著負荷的降低，機組發電效率明顯降低，嚴重影響機組經濟性[14-16]。

4 結 論

某公司#2爐進行不投油低負荷試驗，得出以下結論：

(1)121.3、102.3、91.3 MW三個負荷工況下鍋爐能保證穩燃，轉向室煙氣溫度未有明顯下降趨勢，SCR入口煙溫在300 ℃以上，能滿足脫硝要求。

(2)此次試驗過程中未投運磨煤機，因此避免了三次風對低負荷穩燃的干擾，但這種干擾在長期低負荷運行的過程中是客觀存在的。

(3)隨著負荷下降，鍋爐效率變化不大，但汽機熱耗率、發電煤耗及供電煤耗明顯上升，嚴重影響了機組的發電效率。