600MW超臨界直流鍋爐35%負(fù)荷深度調(diào)峰適應(yīng)性實(shí)踐

華陽電業(yè)有限公司 郭錦鵬

隨著國家能源政策加大力度推進(jìn)可再生能源消納，福建省水、風(fēng)、光清潔能源裝機(jī)容量及消納電量占比不斷上升，輔助服務(wù)市場調(diào)峰需求及電價補(bǔ)貼對燃煤發(fā)電機(jī)組是挑戰(zhàn)也是機(jī)遇，火電機(jī)組深度調(diào)峰能力對輔助服務(wù)收益貢獻(xiàn)巨大，電廠#1～4機(jī)組鍋爐為三菱重工設(shè)計，最低技術(shù)出力可達(dá)210MW，然而#5～7機(jī)組最低技術(shù)出力僅240MW，損失最為可觀的第五檔深度調(diào)峰收益，亟需改善。

電廠#5～7機(jī)組鍋爐由ALSTOM-CE 設(shè)計，韓國釜山重工株式會社制造的變壓運(yùn)行、輻射、一次中間再熱、全燃煤或煤油混燒、露天布置、平衡通風(fēng)、單爐膛超臨界直流鍋爐。在低于240MW負(fù)荷時主要存在鍋爐火檢不穩(wěn)、機(jī)組進(jìn)入濕態(tài)運(yùn)行干濕態(tài)頻繁切換及SCR 入口煙溫不足等問題，同時有可能對給水泵流量、加熱器疏水、汽輪機(jī)脹差及末級溫度等造成一定影響[1]。

1 主要問題

低負(fù)荷鍋爐火檢不穩(wěn)。CE 鍋爐燃燒系統(tǒng)采用TFS2000四角布置擺動式直流燃燒器，爐膛中心形成假想切圓，燃燒器分上、中、下三組布置。每組燃燒器由兩層煤粉燃燒器和一層重油燃燒器組成，組間布置輔助風(fēng)噴口。鍋爐采用HP-1003中速磨正壓直吹式制粉系統(tǒng)，有兩臺密封風(fēng)機(jī)、二臺離心式一次風(fēng)機(jī)和六臺中速磨煤機(jī)，燃用設(shè)計煤種時五臺磨煤機(jī)運(yùn)行即可帶滿負(fù)荷。鍋爐設(shè)計按6層燃燒器共布置24只火焰檢測器，每層4只，火檢探測器采用ABB 生產(chǎn)的Uvisor SF810，當(dāng)所有煤層火檢均≤1只檢測出火焰時，鍋爐火焰失去MFT 保護(hù)動作。鍋爐在270MW 以下一般僅投用3臺磨煤機(jī)，低負(fù)荷時火檢不穩(wěn)定主要反映在：剩余3層火檢每層檢出數(shù)量經(jīng)常性低于3只；檢查不穩(wěn)定火檢時發(fā)現(xiàn)部分探頭存在積灰現(xiàn)象，清理后可持續(xù)穩(wěn)定一段時間。

低于240MW 時進(jìn)入濕態(tài)運(yùn)行。CE 鍋爐在原運(yùn)行參數(shù)下，低于240MW時將進(jìn)入濕態(tài)運(yùn)行，汽水分離器出現(xiàn)液位。機(jī)組在濕態(tài)下長時間運(yùn)行，不僅大量高品質(zhì)工質(zhì)流失使鍋爐效率降低，且因高壓流體沖刷汽水分離器液位控制閥門組，易導(dǎo)致閥門損傷內(nèi)漏引發(fā)其他問題。在升降載過程中，機(jī)組頻繁干/濕態(tài)轉(zhuǎn)換將引起受熱面的金屬疲勞和氧化皮脫落，增加鍋爐爆管風(fēng)險。

低負(fù)荷時脫硝入口煙溫低。CE 機(jī)組在負(fù)荷低于240MW 時SCR 脫硝入口煙溫處于觸媒廠商給定噴氨最低投入溫度（MIT）290℃左右，當(dāng)繼續(xù)降低負(fù)荷時將降至284℃左右；此時若繼續(xù)噴氨，將使觸媒高溫活性恢復(fù)率降低，造成壽命縮短、脫硝效率下降、氨逃逸率無法控制從而引發(fā)SCR、AH 堵塞等。

2 改善措施

2.1 火檢不穩(wěn)改善

利用機(jī)組檢修機(jī)會入爐檢查時，發(fā)現(xiàn)火檢主要存在以下問題：探頭積灰；冷卻不足探頭燒毀；原設(shè)計安裝尺寸不滿足低氮燃燒改造后穩(wěn)定看火要求；信號傳輸光纖斷線、支架或其附著噴嘴變形等問題；探頭安裝質(zhì)量不佳；支架或其附著噴嘴變形。

針對以上問題，提出來相應(yīng)的解決對策：探頭積灰及冷卻探頭燒毀主要由于冷卻風(fēng)量不足，采用升級火檢冷卻風(fēng)機(jī)方式解決，將火檢冷卻風(fēng)機(jī)馬達(dá)功率3.7kW 提升至11kW，風(fēng)壓2500Pa 提升至9000Pa；鍋爐低氮燃燒改造后爐內(nèi)燃燒狀況改變，原廠設(shè)計的光纖探頭距套管出口收縮量150mm 偏大，火檢有效觀測范圍無法滿足穩(wěn)定檢知火焰的需求，經(jīng)廠家建議調(diào)整為50～80mm；火檢安裝在燃燒器噴嘴或輔助風(fēng)噴嘴上，火檢套管依靠支架固定。在機(jī)組運(yùn)行中，燃燒器、輔助風(fēng)噴嘴在爐內(nèi)燃燒工況變動時局部或部分時間可能受到高溫侵蝕而造成變形，火檢方向容易因此偏斜，所以需在各級檢修中加強(qiáng)檢修質(zhì)量管理，及時修復(fù)變形破損的噴嘴，并保證火檢安裝尺寸及安裝質(zhì)量符合要求，在日常維護(hù)時及時消除火檢缺陷。

火檢冷卻風(fēng)機(jī)升級前后參數(shù)對比：流量（m3/min）39.65、30，轉(zhuǎn)速（rpm）2895、2915，出口風(fēng)壓（Pa）2500、9000；火檢冷卻風(fēng)機(jī)電機(jī)升級前后參數(shù)對比：功率（kW）3.7、11，電壓（V）380、380，電流（A）6.5、21.5，轉(zhuǎn)速（rpm）420、2935。

2.2 干濕態(tài)頻繁切換及SCR 入口煙溫控制改善

低負(fù)荷為保證水冷壁的冷卻和水動力穩(wěn)定、防止超溫，鍋爐實(shí)際蒸發(fā)量小于給水量，水冷壁出來的汽水混合物通過汽水分離器，疏水回收到除氧器或疏水?dāng)U容器，此為濕態(tài)運(yùn)行，是一種不穩(wěn)定不節(jié)能的狀態(tài)。當(dāng)負(fù)荷升高后蒸發(fā)量等于給水量，汽水分離器內(nèi)全部為蒸汽，轉(zhuǎn)為干態(tài)運(yùn)行。

鍋爐的干濕態(tài)運(yùn)行主要取決于燃水比，當(dāng)鍋爐燃料不變、減少給水時，鍋爐總輸入熱量不變，蒸汽參數(shù)將相應(yīng)提高，此時鍋爐汽水分離器出口蒸汽過熱度上升，即可由濕態(tài)轉(zhuǎn)為干態(tài)運(yùn)行。但隨著給水流量減少，工質(zhì)熱量攜帶能力減小，鍋爐的總吸熱量有所下降，機(jī)組若要穩(wěn)定輸出負(fù)荷則需適當(dāng)增加燃料量，使燃料量與給水流量達(dá)到一定的協(xié)調(diào)。在增加燃料及減少給水的同時，鍋爐的排煙溫度將隨之上升。因此鍋爐的低負(fù)荷干態(tài)運(yùn)行問題及SCR 脫硝入口煙溫不足問題可通過調(diào)整燃水比的方法來解決。

ECO 中間聯(lián)箱入口溫度評估：CE 鍋爐省煤器為非沸騰式省煤器，通過簡單水旁路方式控制排煙溫度，若為提升SCR 入口煙溫開大旁路給水，210MW 時一級省煤器水量減少過多有沸騰風(fēng)險。依ECO 管排面積,一/二級吸熱比按2:1、主/旁路流量比按1:1預(yù)估，210MW 負(fù)荷時ECO 給水壓力為11MPa、給水溫度230℃、出口給水溫度280℃，參考吸熱量公式Q=CMΔT，通過簡易模型估算中間聯(lián)箱入口水溫270℃，距離相應(yīng)飽和水溫318℃有較大裕度，不存在沸騰風(fēng)險。

鍋爐水動力特性評估：超臨界直流鍋爐在低負(fù)荷工況下應(yīng)關(guān)注其水動力安全性。低負(fù)荷下受熱面管內(nèi)流量可能存在分配不均的問題，若鍋爐水動力特性較差，則在各受熱面管內(nèi)給水流量會出現(xiàn)非周期性的變化，導(dǎo)致管內(nèi)蒸發(fā)點(diǎn)波動，從而引起金屬的疲勞破壞，還易引發(fā)爐管過熱損壞[2]。當(dāng)前運(yùn)行給水流量參數(shù)曲線為鍋爐原廠提供，在降低240MW以下設(shè)定值之前需對給水流量降低幅度進(jìn)行預(yù)估。通過對國內(nèi)部分同等容量機(jī)組運(yùn)行參數(shù)的調(diào)研比較，CE 鍋爐原設(shè)定最低運(yùn)行流量685t/h，相比國內(nèi)部分電廠鍋爐明顯較高，因受限于爐膛熱負(fù)荷試驗(yàn)條件及受熱面理論計算參數(shù)的不足，電廠最終決定通過35%負(fù)荷不投油穩(wěn)燃試驗(yàn)實(shí)際測試給水流量降低后鍋爐水動力特性的穩(wěn)定性，目標(biāo)給水流量600t/h。

圖1 CE 鍋爐ECO 及給水旁路示意圖

同類機(jī)組的爐型、最低運(yùn)行流量（t/h）、保護(hù)跳閘流量（t/h）分別為：華能某電廠600MW 單爐膛對沖爐399、240，華電某電廠630MW 單爐膛切圓爐574、350，本廠三菱600MW 雙爐膛(雙火球切圓)380、280，本廠CE600MW 單爐膛685、424。結(jié)論：CE 鍋爐最低流量較保守，有調(diào)降空間。

35%負(fù)荷干態(tài)不投油穩(wěn)燃試驗(yàn)。依據(jù)試驗(yàn)方案，機(jī)組在40%負(fù)荷不退SCR 脫硝裝置、不投助燃油狀態(tài)下，給水流量逐步降低，同步配合調(diào)整燃料及主汽壓設(shè)定值，保持鍋爐干態(tài)運(yùn)行，并降低汽水參數(shù)使負(fù)荷緩慢下降至35%負(fù)荷保持穩(wěn)定運(yùn)行，同時觀察SCR 入口煙溫變化程度。試驗(yàn)結(jié)果表明：給水流量設(shè)定610～620t/h，主蒸汽壓力設(shè)定與原設(shè)計值相近，W/S 出口蒸汽過熱度保持5℃左右，機(jī)組干態(tài)運(yùn)行、參數(shù)穩(wěn)定，SCR 入口平均煙溫288℃；爐膛四周水冷壁溫度測點(diǎn)DCS 數(shù)值顯示298～314℃，距報警449℃和跳閘值463℃尚有較大裕量；分析機(jī)組最小給水流量由原設(shè)計685t/h 降至610t/h 左右運(yùn)行，鍋爐水動力不會破壞，水冷壁不會超溫，鍋爐能安全穩(wěn)定運(yùn)行。

2.3 參數(shù)修改及實(shí)際運(yùn)行狀況確認(rèn)

基于上述評估及試驗(yàn)結(jié)果，對機(jī)組DCS 控制參數(shù)進(jìn)行相應(yīng)修改及優(yōu)化，并使機(jī)組進(jìn)入35%負(fù)荷試運(yùn)行，觀察鍋爐火焰檢測穩(wěn)定、汽水分離器干態(tài)運(yùn)行、SCR 入口煙溫滿足要求，純?nèi)济簳r機(jī)組運(yùn)行控制狀況穩(wěn)定良好。#5～7機(jī)組鍋爐水冷壁68支金屬溫度測點(diǎn)測溫均勻，最大偏差小于30℃；對#5機(jī)組水冷壁中間聯(lián)箱入口爐管以熱成像儀實(shí)測，610t/h 給水流量時管壁溫度較為均衡，確認(rèn)水冷壁無超溫或偏差大現(xiàn)象。

表1 DCS 控制參數(shù)修改前后各機(jī)組實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)對比

2.4 結(jié)論

通過升級、調(diào)整火檢，解決了機(jī)組火檢不穩(wěn)定的問題，并通過評估及試驗(yàn)得出可使機(jī)組穩(wěn)定運(yùn)行于35%負(fù)荷的控制參數(shù)，實(shí)際運(yùn)行中機(jī)組無超溫現(xiàn)象、鍋爐水動力特性穩(wěn)定，蒸汽參數(shù)控制良好、SCR 脫硝裝置入口煙溫符合噴氨最低投運(yùn)溫度要求；在實(shí)際運(yùn)行中，汽輪機(jī)低壓缸排汽未見明顯升高、加熱器疏水穩(wěn)定，汽缸、轉(zhuǎn)子脹差正常，汽輪機(jī)振動穩(wěn)定無升高，汽動給水泵流量穩(wěn)定、距低流量保護(hù)定值裕量充足，汽機(jī)側(cè)未受影響。

3 其他保障手段及展望

機(jī)組在給水、燃料參數(shù)進(jìn)行調(diào)整后，風(fēng)煙系統(tǒng)控制同樣需進(jìn)行相應(yīng)調(diào)整，因此在以上工作完成后，電廠委托熱工院對機(jī)組進(jìn)行燃燒優(yōu)化調(diào)整試驗(yàn)，對鍋爐的制粉系統(tǒng)、燃燒工況全面評估，并重點(diǎn)對低負(fù)荷下風(fēng)煙系統(tǒng)控制方式進(jìn)行試驗(yàn)，得出最優(yōu)化的運(yùn)行方式；春、冬季低負(fù)荷時SCR 脫硝裝置入口煙溫可能偏低，必要時需通過以下方式進(jìn)行調(diào)整：投入暖風(fēng)器、值班員手動調(diào)整（如盡量投上層磨，燃燒器擺角盡量上擺等）以及燃用低硫煤（SCR 允許投運(yùn)溫度可降低）；雖然電廠通過最低成本的方式實(shí)現(xiàn)了省調(diào)度的深度調(diào)峰要求，但國內(nèi)不少電廠已可實(shí)現(xiàn)30%負(fù)荷深度調(diào)峰，部分電廠甚至已開始研究25%、20%負(fù)荷穩(wěn)定運(yùn)行的課題，在火電機(jī)組調(diào)峰任務(wù)日益加重的趨勢下，提前著手以應(yīng)對未來可能面對的形勢則顯得尤為重要。