1 030 MW超超臨界機組深度調峰特性試驗研究

張緒輝，趙中華，崔福興，高 嵩，段傳俊

（1.山東電力研究院，山東 濟南 250003；2.國網山東省電力公司電力科學研究院，山東 濟南 250003）

0 引言

隨著風電、光伏發電等大規模接入電網尤其是分布式光伏發電激增，電網負荷峰谷差不斷增大，電網調峰難題日益凸顯，并網火電機組調峰愈加頻繁［1-2］。由于火電機組參與調峰偏離機組最佳運行方式，且工況變化頻繁，機組運行安全性和經濟性顯著下降。王凱［3］詳細分析了鍋爐方面的主要因素如燃燒穩定性、水循環的安全性和鍋爐輔機對調峰裕度的影響。謝俊等［4］分析影響火電機組調峰能力的重要因素，通過仿真分析驗證機組調峰價值量化方法和調峰費用補償方法的有效性。王朝陽等［5］通過水燃比控制策略優化提升超臨界燃煤電廠調峰運行能力。

為提升調峰能力，更好地適應調峰輔助服務的需求，不同容量、不同類型的火電機組采用靈活性改造和優化運行等方式改善調峰性能［6］。同時，已有相關研究開展調峰能力試驗或歷史運行數據分析優化機組運行提升調峰能力［7-8］。雷霖等［9］通過對某超臨界600 MW 機組鍋爐不同煤種下的機組調峰特性開展現場試驗，研究入爐煤質的變化對機組調峰的深度、幅度、速度等的影響。劉輝等［10］對爐膛火焰溫度場進行測量，研究主要運行參數變化對燃燒器噴口溫度場分布的影響，指導開展深度調峰下的精細化燃燒調整試驗。

針對某1 030 MW 超超臨界機組開展高效低氮燃燒器改造、制粉系統優化改造、一二次風系統流場優化等鍋爐燃燒設備及風煙流場優化改造。為研究機組的調峰性能及調峰經濟性，對機組的調峰速率、鍋爐穩燃、水冷壁等受熱面壁面溫度以及調峰煤耗進行了分析和研究。

1 機組概況及試驗過程

1.1 設備概況

鍋爐為高效超超臨界參數變壓直流爐，為單爐膛、一次中間再熱、平衡通風、運轉層以上露天布置、固態排渣、全鋼構架、全懸吊結構Π 型鍋爐。制粉系統采用正壓直吹式，設有兩臺50%容量的動葉可調軸流式一次風機提供一次熱、冷風輸送煤粉。噴燃器采用油槍與煤粉燃燒器一體的旋流筒體式結構，分三層前后墻對沖布置。每臺鍋爐配有6 臺雙進雙出、單電機驅動鋼球磨。鍋爐蒸汽溫度調節方式為：過熱蒸汽采用燃料∕給水比和兩級噴水減溫；再熱蒸汽利用鍋爐尾部煙道出口煙氣擋板來調整汽溫。鍋爐設計參數見表1，煤質特性分析見表2。表1 中BMCR 為鍋爐最大連續蒸發量（Boiler Maximum Continuous Rating）。

表1 鍋爐設計參數

表2 煤質特性分析

為提升鍋爐在低負荷運行條件下的穩燃能力，對一次風、內二次風和外二次風、中心風、冷卻進行優化，保證煤粉氣流在離開燃燒器噴口后能夠迅速及時著火、穩定燃燒，獲得最佳燃燒工況。在流場優化方面，對一次風風速測量裝置相關流場進行優化，對二次風通過在風箱內部設置導流板等優化措施，優化管網阻力特性，保證前后墻風箱風量、上中下層風道風量、單只燃燒器分配風量趨向均勻，優化措施可實現不同負荷工況下二次風箱內部流場均勻性有效提升。

1.2 試驗過程

在515 MW 和350 MW 負荷下，研究爐膛負壓、脫硝溫度、過熱器再熱器管壁溫度以及煤耗等指標的影響，從而分析機組的調峰特性以及調峰經濟性。在試驗過程中，負荷變化過程如圖1所示。

圖1 機組負荷變化趨勢

2.試驗結果及分析

2.1 負荷變化速率

機組在調峰運行期間的升降負荷變化速率如圖2所示。

由圖2可以看到，機組在由636 MW降至515 MW時的負荷變化率較大，為3.12 MW∕min，此時機組負荷在額定容量的50%以上，按照自動發電控制運行，根據機組集控運行規程，此時機組設定負荷變化率不高于12 MW∕min。機組由503 MW 降至401 MW 的負荷變化率為2.54 MW∕min，此時磨煤機停運一臺，由于運行到50%以下，機組負荷變化速率明顯降低。機組由401 MW 降至350 MW 時，負荷變化率明顯降低，為0.67 MW∕min，此時機組處于深度調峰狀態，為了保證鍋爐穩燃以及機組穩定運行，運行人員以較低的負荷變化率運行。

圖2 機組負荷變化速率

火電機組調峰經常出現在用電負荷快速下降且新能源出力快速增長的階段，此時要求機組具有較大的調峰速率滿足電網的電力平衡需求，雖然1 030 MW機組能夠在深度調峰狀態下穩定運行，但考慮到電網調節速率方面的需求，仍然在調峰特性方面較差。對比機組集控運行規程，機組在停機過程中，能夠在50%額定容量降至30%額定容量時維持15 MW∕min的變化速率，但機組在此次深度調峰（503 MW 降至350 MW）試驗中的負荷變化速率明顯低于15 MW∕min，這主要是為了滿足機組安全穩定的需要，且運行人員缺乏深度調峰的運行經驗，機組應該加強對于調峰速率的要求。

2.2 鍋爐穩燃性能

鍋爐穩燃是火電機組調峰運行中的重要問題，由于低負荷下運行時爐膛溫度降低，微小的擾動有可能引發鍋爐滅火，對機組穩定運行造成隱患［11］。機組深度調峰時爐內燃燒穩定性發生變化，爐膛負壓能夠及時反映穩燃性能，之后火檢信號和火焰監視圖像發生變化，在實際運行過程中，爐膛負壓是監測爐內燃燒狀況的重要參數。當鍋爐穩燃性能受到影響時，根據爐膛負壓的波動范圍與波動率能夠進行判斷，因此在本試驗中利用爐膛負壓來表征鍋爐燃燒穩定性。

不同機組負荷下的鍋爐爐膛負壓如圖3 所示。從圖3 中可以看出，隨著負荷降低，爐膛負壓的波動范圍明顯增大。

圖3 機組調峰對爐膛負壓的影響

在1 030 MW、515 MW、350 MW 三個負荷下，鍋爐爐膛負壓的平均值分別為-102.18 Pa、-103.01 Pa、-105.15 Pa。鍋爐正常運行過程中應將爐膛負壓維持在-100 Pa，三個負荷下爐膛負壓不斷減小，但基本維持在正常的爐膛負壓。

爐膛負壓的波動率計算采用以下公式：

式中：Pi為第i個爐膛負壓取值；Pˉ為爐膛負壓平均值；n為爐膛負壓取數個數；σ反映爐膛壓力的波動幅度。

按照式（1）對三個工況穩定運行狀態下1 h內的爐膛負壓波動率進行計算，分別為13.31 Pa、14.39 Pa、21.70 Pa，隨著負荷降低，爐膛負壓波動率增大，特別是機組降至350 MW 運行時，波動率明顯增大，表明鍋爐穩燃能力呈現顯著下降趨勢。當機組運行在低負荷時，爐內燃燒穩定性會受到影響，此時爐膛平均煙溫顯著下降，煤粉氣流著火變差，對于燃用煤質、風粉協調以及運行人員操作提出更高要求。

2.3 受熱面壁溫

火電機組長時間低負荷運行以及頻繁變負荷運行，水冷壁、過熱器、再熱器等受熱面由于燃燒狀況不穩定及工質流動變化等原因容易引發受熱面壁溫大幅度波動，甚至超溫爆管。

鍋爐水冷壁、過熱器、再熱器不同管段的壁面溫度與機組負荷的關系如圖4所示。

從圖4（a）中可以看出，右側上部、右側螺旋等水冷壁管段隨著負荷的降低而降低，但前墻上部水冷壁等部分水冷壁管段溫度隨著負荷降低而增大，尤其是在變負荷階段，水冷壁壁溫呈現明顯增大的趨勢。由于機組在低負荷運行時水動力特性與爐內燃燒狀況不穩定，水冷壁部分管段容易出現超溫，在變負荷階段，風量、煤量、水量都要進行調節，若調整配合不佳會加劇部分水冷壁運行工況的惡化，引起壁溫大幅度波動。

圖4 鍋爐受熱面壁溫

從圖4（b）中可以看出，高溫過熱器左側壁溫與右側壁溫隨機組負荷的降低而減小，但低溫過熱器壁溫在低負荷時略有增大。從圖4（c）中可以看出，高溫再熱器左側壁溫與右側壁溫隨著負荷的降低而降低，但低溫再熱器壁溫測點隨負荷降低呈現增大的趨勢。機組在低負荷運行時，容易因為吸熱不均等問題發生超溫，而且在低負荷下水動力穩定性較差，熱偏差也較大，特別是在變負荷階段風量等要協調調整。

2.4 脫硝溫度

火電機組參與調峰必須滿足環保排放指標，因此，機組環保特性也是機組參與調峰輔助服務的重要影響因素，而機組在低負荷運行中NOx控制是較為常見的問題。SCR 反應器的反應效率一般存在最佳的溫度點，當溫度低于最佳煙溫時，效率降低。而且當脫硝系統溫度低于硫酸氫銨析出溫度時，會有大量的硫酸氫銨形成，SCR 反應器處在煙塵濃度較高的環境，大量的灰裹挾進來，黏附在催化劑表面。SCR 反應器的脫硝效率降低，導致催化劑活性降低，還可能會黏附在空氣預熱器等換熱元件上，加劇設備的腐蝕和堵灰。

圖5 為機組在24 h 內不同負荷下的脫硝溫度平均值比較情況，從圖5 中可以看出，隨著負荷的降低，脫硝裝置煙氣溫度呈現明顯的下降趨勢。當鍋爐在低負荷運行時，鍋爐內的溫度場會發生改變，煙氣溫度變化主要由燃料消耗量來決定，燃料消耗量減少，煙氣溫度降低。因此，當火電機組降負荷運行時，脫硝系統的煙氣溫度一般會降低，出現了全負荷脫硝等技術來優化機組調峰運行。

圖5 不同負荷下的脫硝煙氣溫度

圖6 為試驗期間脫硝裝置煙氣溫度與負荷的關系。從圖中可以看出，機組穩定運行在350 MW 時，脫硝溫度較低。根據該機組運行規程，脫硝入口煙溫低于315 ℃時脫硝退出。機組在350 MW 下已接近315 ℃。但也可以看出，煙氣溫度在變負荷階段波動劇烈，可能與燃燒工況與運行調整不穩定有關，應在運行過程中嚴密監視煙氣溫度等狀況，及時做出有效調整，防止煙氣溫度過低或兩側煙氣偏差較大，導致脫硝自動退出。

圖6 脫硝煙氣溫度與負荷的關系

2.5 調峰經濟性

煤耗是衡量燃煤電廠經濟性中最具代表的指標，火電機組低負荷運行以及變負荷運行都會對機組經濟性造成影響，也是機組參與輔助服務報價的重要參考要素。機組不同負荷下的煤耗如圖7 所示。由于機組發電煤耗計算較為復雜，本文中應用機組總給煤量∕發電量的方法進行估算。

圖7 不同負荷下的機組煤耗

得出1 030 MW、515M W、350 MW 三個負荷下的標煤煤耗分別為292.148 7 g∕kWh、304.291 8 g∕kWh、333.578 1 g∕kWh。隨著機組負荷降低，可以看出機組標煤煤耗呈現明顯的增大趨勢，特別是當機組運行在350 MW深度調峰期間，機組煤耗增大幅度更加顯著。機組在1 030 MW 下運行時，機組廠用電率、汽機熱耗等指標較好，機組煤耗較好，但當機組在深度調峰下運行時，機組各項經濟性指標參數偏離設計值，機組煤耗較大。

3 結語

火電機組低負荷運行時，負荷變化速率明顯降低，尤其是在深度調峰期間，調峰速率很難滿足電網快速調峰需求。

鍋爐在低負荷下爐膛負壓波動較大，燃燒穩定性變差，水冷壁、過熱器、再熱器等受熱面均存在部分管段在低負荷下壁溫更高的情況，存在超溫爆管的運行危險。脫硝裝置在機組350 MW 負荷下運行時已接近脫硝自動退出溫度。

機組煤耗隨著負荷降低增大，尤其是在深度調峰期間，增大幅度更加顯著，機組運行經濟性降低，頻繁調峰的機組應進行適當調整，優化廠用電率等指標，提升調峰經濟性。