660 MW超超臨界對沖燃燒鍋爐低負荷試驗

鐘 偉， 馬達夫， 何 翔

(1. 國家電投集團重慶合川發電有限公司，重慶 401520；2. 上海發電設備成套設計研究院有限責任公司， 上海 200240)

2016年以來，風電和光伏發電等新能源發電的發展日益加快，其裝機規模也迅速增長[1-4]。為了保障電網的穩定及安全，火電參與深度調峰成為發展趨勢。提高火電機組深度調峰靈活性對保障電網穩定性、保障民生供熱和支撐新能源發展具有積極作用。

針對重慶某電廠600 MW等級超超臨界機組中的4號機組鍋爐開展不投油最低穩燃負荷試驗，并對磨煤機運行及燃燒方式進行優化，利用試驗探索鍋爐在低負荷下的運行能力，并找到制約鍋爐穩燃的主要因素。

1 設備簡介

1.1 機組概況

該電廠4號機組鍋爐為DG2045/26.15-Ⅱ2型、超超臨界參數、變壓運行、直流鍋爐，采用一次中間再熱、平衡通風、前后墻對沖燃燒方式，鍋爐本體為單爐膛尾部雙煙道結構、露天布置、固態排渣、全鋼構架、全懸吊結構Π形布置。以彬長煤、華亭煤和附近華鎣山煙煤的混合煤作為實際燃用煤質。

1.2 制粉系統與燃燒系統

鍋爐制粉系統采用中速磨煤機正壓一次風直吹式送粉系統，配6臺HP1003型中速磨煤機，5臺運行、1臺備用。鍋爐燃燒系統采用前后墻對沖布置，燃燒器采用外濃內淡型低NOx旋流煤粉燃燒器。每臺磨煤機對應1層的6個煤粉燃燒器，即A～F磨煤機分別對應A～F層煤粉燃燒器，共有36個煤粉燃燒器，前后墻各3層對沖布置，前墻從上到下依次為E、B、A，后墻從上到下依次為C、D、F。在前后墻煤粉燃燒器的上方分別布置6個分離燃盡風(SOFA)燃燒器和2個側燃盡風燃燒器。

1.3 試驗燃料分析

試驗期間入爐煤元素分析見表1。

表1 入爐煤元素分析

試驗煤樣為運行的4臺磨煤機(A、B、D、F磨煤機)所取原煤混合后的綜合煤樣。該混合煤樣硫質量分數為3.52%，屬于高硫煤[5]，運行時注意測控貼壁H2S及CO的含量，避免發生高溫腐蝕。該混合煤的水分質量分數較低，并且鍋爐具有較高的一次風溫度，對煤粉的著火及燃盡較為有利。

2 低負荷燃燒調整措施

試驗開始前，鍋爐負荷穩定在280 MW，對穩態過程選擇性催化還原(SCR)脫硝系統出口、空氣預熱器入口及出口的煙氣成分進行測試，并對爐膛兩側看火孔處溫度進行測試。

試驗1 h后，鍋爐負荷降至230 MW，穩定后進行相關測試。但是，由于電網調度要求機組5 h后解列，所以在230 MW的穩定時間較短。230 MW負荷試驗完成后，鍋爐向200 MW降負荷。

試驗2 h后，鍋爐負荷降至197 MW。負荷到197 MW的10 min后，B3火焰檢測信號波動劇烈，信號從100%降低至20%，并且影響到B2火焰檢測信號。因此，立即采取投運3個B層大油槍和5個A層微油槍的措施。此時，主蒸汽壓力降低至8.4 MPa左右，爐膛負壓正常，主蒸汽溫度、再熱蒸汽溫度分別在585 ℃和570 ℃左右。隨后采取以下措施來穩定燃燒：

(1) 將制粉系統投運的3臺磨煤機(A、B、F磨煤機)的冷風門關小，將磨煤機分離器出口溫度設定值提高至85 ℃。

(2) 將一次風母管壓力設定值降低0.2 kPa(設置負偏置)。

(3) 將B3燃燒器的外二次風門開度從50%關至40%，B2燃燒器的外二次風門開度從60%關至50%；同時，增加旋流強度，提高火焰穩定性。

采取上述措施后，主蒸汽壓力逐漸恢復至10 MPa以上，然后停運大油槍，再將微油槍撤去。20 min后，大油槍全部停運；30 min后，開始陸續停運A層微油槍；45 min后，微油槍全部停運。之后，在負荷為197 MW的情況下進行不投油穩燃試驗，試驗持續約2 h。

3 試驗結果與分析

3.1 主要運行參數分析

低負荷運行期間，鍋爐主要參數見表2。當負荷低于200 MW且繼續下降時，負荷下降速率應穩定在0.5 MW/min，防止燃燒不穩定導致熄火。

由表2可得：

表2 低負荷運行工況時鍋爐主要參數

(1) 負荷由280 MW下降至197 MW，主蒸汽溫度、主蒸汽壓力、給水質量流量、給水溫度、總風量、SCR脫硝系統入口煙氣溫度等參數均在合理范圍發生變化，沒有達到各參數的下限值，并且SCR脫硝系統入口煙氣溫度高于脫硝催化劑要求最低溫度(300 ℃)。

(2) 負荷由280 MW下降至197 MW時，空氣預熱器出口O2體積分數由8.71%上升至9.77%。煙氣中CO含量隨著負荷降低而降低，說明低負荷下燃燒效率升高，燃燒較為充分。

(3) 飛灰及大渣的含碳量在合理范圍內，197 MW下飛灰含碳量略有上升。這是由于低負荷下爐膛溫度較低，一次風率增加，燃燒組織情況較差[6]。

同時，低負荷運行期間，過熱器減溫水量很少，再熱器減溫水質量流量為0 t/h，說明低負荷下水冷壁輻射傳熱比例較高，對流傳熱比例較低，減溫水量偏離30%額定負荷的設計值。應及時進行燃燒調整，尤其需要關注運行的磨煤機，降低爐膛吸熱比例，提高過熱器及再熱器吸熱比例。

3.2 燃燒穩定性分析

通過爐膛看火孔觀察燃燒狀況，并且與高溫光學溫度儀測煙氣溫度相結合的方式判斷燃燒是否穩定。圖1為低負荷下噴口煙氣溫度。

圖1 低負荷下噴口煙氣溫度

由圖1可得：3個工況下，底層(A層、F層)燃燒器噴口煙氣溫度無明顯變化且穩定，而中層(B層、D層)燃燒器噴口煙氣溫度相差30 K左右；對于上層(C層、E層)燃燒器，噴口煙氣溫度在42%額定負荷時比在35%額定負荷時高90 K左右，噴口煙氣溫度在35%額定負荷時比在30%額定負荷時高60 K左右。主要原因為：底層燃燒器對應磨煤機的給煤量、一次風量及出口溫度沒有明顯變化；隨著負荷的降低，中層、上層燃燒器對應磨煤機的給煤量降低，導致中層及上層燃燒器的煤粉濃度降低，影響低負荷下的煤粉著火。

燃盡風區域的煙氣溫度可以表征爐膛煙氣溫度的水平，3個工況下的爐膛煙氣溫度相差50 K左右。低負荷下爐膛溫度較低，會導致煤粉著火燃盡情況較差，進而引起飛灰含碳量隨著負荷的降低而升高，可針對以上情況在低負荷下進行精細化燃燒調整[7-8]。

3.3 經濟性分析

鍋爐熱損失率及鍋爐效率見表3。

表3 各工況下鍋爐熱損失率及鍋爐效率

由表3可得：3個工況下鍋爐效率的區別較小，鍋爐效率平均值為92.3%。隨著鍋爐負荷的降低，未燃碳熱損失率略有上升，是因為低負荷下爐膛煙氣充滿度降低，燃燒強度被弱化[9]。隨著鍋爐負荷的降低，干煙氣熱損失率先下降后上升，是因為鍋爐負荷由230 MW下降到197 MW，排煙溫度下降了7 K；而工況3的干煙氣熱損失率達到5.83%，是因為空氣預熱器出口O2體積分數達到9.77%，空氣量過大導致煙氣量大，此時過量空氣系數高達1.87。因此，低負荷下合理組織燃燒并適當降低氧量有助于明顯提升鍋爐效率。

試驗期間，汽輪機熱耗、供電煤耗與鍋爐負荷的關系見圖2。

圖2 汽輪機熱耗、供電煤耗與鍋爐負荷的關系

由圖2可得：隨著鍋爐負荷的降低，汽輪機熱耗明顯升高，在197 MW下，汽輪機熱耗高達10 407 kJ/(kW·h)。低負荷下，機組運行情況偏離設計值，隨著鍋爐負荷的降低，發電效率明顯降低，進而影響機組運行經濟性[10-12]。

3.4 安全性分析

低負荷穩燃試驗前，為保證給水泵汽輪機進汽參數滿足要求，將給水泵汽輪機的汽源切為輔汽聯箱中的汽源。

199 MW下，各墻垂直水冷壁壁溫見圖3，主要受熱面壁溫及蒸汽溫度見圖4。

圖3 各墻垂直水冷壁壁溫

圖4 主要受熱面壁溫及蒸汽溫度

負荷剛降至199 MW時，由于蒸汽溫度偏低，對蒸汽溫度進行了適當調整。提高過熱度后，蒸汽溫度開始升高并至穩定后，各墻垂直水冷壁壁溫均在安全合理范圍內。

負荷下降至199 MW時，蒸汽溫度下降幅度較大。垂直管水冷壁出口壁溫降低至320 ℃左右。提高過熱度后，給水量適當減少，蒸汽溫度和相關壁溫開始上升。垂直水冷壁壁溫最高達到460 ℃，但是仍在安全裕度內(報警值為531 ℃)，并且各受熱面壁溫均在安全合理范圍內，未出現異常超溫點。

4 結語

通過對該電廠鍋爐開展低負荷不投油穩燃試驗，得出的結論為：

(1) 對于燃燒高硫煤的超超臨界對沖燃燒鍋爐，在30%額定負荷下，爐膛燃燒穩定，轉向室煙氣溫度沒有明顯下降的趨勢，并且SCR脫硝系統入口煙氣溫度在300 ℃以上，能滿足脫硝要求。

(2) 低負荷下，關鍵輔機及環保系統可以滿足運行要求。對于試驗機組，低負荷下鍋爐效率變化不大，但汽輪機熱耗及供電煤耗明顯上升，嚴重影響機組的運行經濟性。

(3) 42%、35%、30%額定負荷下，能保證鍋爐不投油穩燃，鍋爐水冷壁壁溫處于安全合理范圍內。汽輪機能夠滿足低負荷連續運行，給水泵汽輪機和給水泵組能夠滿足低負荷連續運行要求。

低負荷試驗期間，沒有發現鍋爐大范圍超溫及其他安全隱患，但超超臨界機組參與深度調峰還存在一些不確定性，如水冷壁壁溫波動、負荷繼續降低后存在干濕態轉換風險等。因此，建議大容量高參數超超臨界機組參與深度調峰時，需要從低負荷燃燒穩定性、運行經濟性及安全性等多方面進行考慮。