1000MW 超超臨界塔式鍋爐超低負荷運行特性研究

孫銘陽，楊佩，趙天，張健，楊振

（1.國能徐州發(fā)電有限公司，江蘇 徐州 221135；2.江蘇省方天電力技術有限公司，江蘇 南京 211167）

1 前言

雙碳戰(zhàn)略下，我國將持續(xù)推進產業(yè)結構和能源結構調整，提高清潔能源比例，大力推動太陽能、風能、氫能等新能源發(fā)電技術的發(fā)展，而新能源消納是當前實施“雙碳”戰(zhàn)略亟須解決的問題。

燃煤發(fā)電仍然是保障我國能源安全的壓艙石，提升大型燃煤發(fā)電機組深度調峰靈活性，助力新能源消納，是我國能源發(fā)展的必然趨勢。隨著《全國煤電機組改造升級實施方案》的制定，各發(fā)電企業(yè)推進煤電機組改造升級工作，從燃燒優(yōu)化調整、蒸汽溫度、脫硝NOx等方面對鍋爐深度調峰運行展開研究。深度調峰時，鍋爐設備可靠運行是保障其他熱力設備和電網(wǎng)穩(wěn)定安全的重要基礎。楊磊等探索了1000MW 鍋爐機組低負荷極限，實現(xiàn)了30%BMCR 低負荷穩(wěn)燃。舒健分析了鍋爐低負荷運行時煤粉著火、吹灰及油槍投運等方面，制定機組運行措施。何志瞧等對浙江省燃煤火電機組在深度調峰中穩(wěn)燃、受熱面超溫、SCR 煙溫等問題進行了分析。我國早期引進鍋爐技術以Π 型鍋爐為主，導致我國對塔式鍋爐的研究相對較少，調試、運行理論方面的經(jīng)驗不夠豐富。和Π 式鍋爐相比，塔式鍋爐熱偏差小、磨損輕、傳熱系數(shù)高，在高參數(shù)和大型化方面的應用逐漸增加。隨著電網(wǎng)對深度調峰的需求，有必要對大型塔式鍋爐深度調峰特性進行全面解讀。本文采用1000MW 超超臨界塔式燃煤鍋爐，進行了超低負荷運行，評估了超低負荷下過/再熱汽溫特性、NOx 生成和脫硝特性。

2 實驗部分

2.1 鍋爐概況

本文在國華徐州發(fā)電有限公司1000MW 燃煤鍋爐上進行實驗，該鍋爐是一次再熱3099t/h 超超臨界參數(shù)變壓運行直流爐，采用單爐膛塔式布置、四角切向燃燒、擺動噴嘴調溫，配置6 臺中速磨，BMCR 工況時5 臺運行，1 臺備用，BMCR 和BRL 工況下蒸汽參數(shù)如表1 所示。如圖1 所示，鍋爐上部沿著煙氣流動方向依次布置一級過熱器、三級過熱器、二級再熱器、二級過熱器、一級再熱器和省煤器，煙氣經(jīng)過SCR 脫銷裝置后進入空氣預熱器。過熱器系統(tǒng)配有兩級減溫水，再熱器配置了常規(guī)減溫水點和事故減溫水。

表1 鍋爐蒸汽參數(shù)

圖1 鍋爐受熱面布置圖

2.2 實驗方法

本文選取190MW、250MW 和286MW 三個超低負荷進行實驗，采用B、C、D 三層磨組合運行的方式；此外，選取494MW 和985MW 兩個高負荷進行對比實驗。實驗開始前，鍋爐在高負荷下運行，然后根據(jù)規(guī)范降負荷，當負荷降至設定值時，維持運行0.5 ～1h，密切監(jiān)視并記錄蒸汽參數(shù)、NOx 生成量和脫硝情況等。實驗過程中，僅在250MW 和190MW 下，B、C 兩層磨投微油以穩(wěn)定燃燒，僅985MW 負荷下開啟了過熱器減溫水控制過熱汽溫。

3 結果與討論

3.1 蒸汽溫度

穩(wěn)定的蒸汽氣溫是保證汽輪機高效安全運行的重要前提。對于直流鍋爐，氣溫調節(jié)主要是先依靠水煤比粗調，再結合噴水、燃燒器擺角細調。如圖2 和圖3 所示，隨著負荷由985MW 下降到190MW，水煤比由5.67 下降至4.3；985MW 工況下過熱汽溫為600℃，250MW 負荷下降至565℃左右，這表明，水煤比下降幅度不足以提高過熱氣溫，為了提高汽輪機排氣干度，則需進一步降低再熱蒸汽的壓力，實際運行中，超低負荷下再熱蒸汽壓低于1.5MPa；進一步降負荷至190MW 時，分離器濕態(tài)運行，蒸汽經(jīng)過熱器吸熱不夠，導致過熱器氣溫降低到520℃。因此，在深度調峰改造中，可以增加輻射過熱器受熱面，強化低負荷下吸熱量，同時減少對流受熱面，以盡量保持高負荷下過熱汽溫平衡；此外，在保證水冷壁安全的前提下，可以細化水煤比管理，并搭配燃燒器擺角進行調溫。

圖2 不同負荷下的水煤比

圖3 不同負荷下過熱汽溫

再熱汽溫對機組經(jīng)濟性和安全性至關重要。圖4 給出了負荷對再熱器進、出口汽溫的影響，隨著負荷增加，再熱器進、出口溫度同步增加，由此可見，過熱器出口汽溫偏低是再熱氣溫下降的原因之一。在985MW 工況，再熱蒸汽溫基本能達到要求，494MW 工況（再熱器進口溫度更高），即使降低再熱氣壓，再熱器出口溫度仍然加速下降，主要是因為鍋爐的布置決定了兩級再熱器都是以對流換熱為主，隨著負荷下降，吸熱比下降，負荷進一步下降至200MW 時，再熱器出口溫度僅有499℃。因此，對于再熱汽溫的調節(jié)，首先采取措施滿足過熱汽溫，再配合調整燃燒器擺角，以提高再熱汽溫，如還不能滿足要求，再適當增加再熱器受熱面，高負荷下采用減溫水防止超溫。

圖4 典型負荷下的再熱蒸汽溫度

3.2 NOx 生成

NO 排放是大型燃煤機組深度調峰所面臨的重要問題之一。煤燃燒過程中NOx以NO 為主，生成機理可以分為熱力型和燃料型，而鍋爐的運行溫度低于熱力型NO 的生成溫度，因此，本實驗中NO 以燃料型為主，其生成受燃燒氣氛影響，氧化性氣氛越強，NO 生成量越多，而還原性氣氛越強，NO 生成就越少。如圖5 所示，當鍋爐機組負荷較高時，風煤比維持在6 左右，當負荷降到286MW 后，風煤比增加到11.3，這主要是空氣量需要滿足磨煤機和一次風風速等的需求，因此，隨著負荷減小，送風量和O2含量急劇增加。如圖6 所示，高負荷工況下，NO 含量約為220mg/m3，當負荷降至低于286MW 時，NO含量急劇增加到608mg/m3。此外，高負荷下，通過提高燃盡風配比，降低主燃區(qū)過量空氣系數(shù)，借助原性氣氛減少NO 的生成量。

圖5 負荷對風煤比和煙氣O2 濃度的影響

圖6 負荷對爐膛排煙NO含量的影響

3.3 SCR 脫硝性能

電廠鍋爐普遍采用選擇性催化還原（SCR）脫硝，反應溫度是影響SCR 脫硝性能的關鍵因素。如圖7 所示，隨著負荷從985MW 下降到286MW，SCR 入口的溫度由353℃降至300℃，當負荷由985MW 下降到494MW 時，煙氣流速下降，停留時間降低，脫硝效率提高，隨后，SCR 入口溫度降至300℃，催化劑活性下降；當負荷進一步下降時，寬負荷脫硝系統(tǒng)開始運行，SCR 入口溫度和脫硝效率有所改善。電廠SCR 脫硝采用尿素熱解產生的NH3作為還原劑，而尿素投放量是基于環(huán)保要求進行控制的，理論上只要尿素使用量足夠多，就可以將NO全部脫除。但當尿素過量時，一方面，多余的NH3就會排入大氣；另一方面，這部分NH3在SO2和O2的作用下會生成NH4H(SO)4，對除塵造成負面影響，因此，需要對SCR 出口進行NH3逃逸監(jiān)測。如圖8 所示，286MW 下2個SCR 脫硝出口NH3濃度分別為6ppm 和10ppm，而其余負荷下NH3濃度都在3ppm 以下，這表明，SCR 脫硝溫度過低會造成脫硝效率下降，尿素使用量過多會造成NH3逃逸增加。

圖7 SCR 脫硝性能隨負荷的變化趨勢

圖8 氨逃逸率隨負荷的變化趨勢

4 結語

本文在1000MW 塔式鍋爐上進行超低負荷運行摸底實驗，得到以下結論。（1）受輻射換熱和對流換熱特性的影響，超低負荷下過熱氣溫度偏低，進一步引起再熱蒸汽溫偏低，可以通過增加輻射過熱器受熱面，強化低溫下輻射過熱器的吸熱量，提高過熱器溫度；超低負荷運行時，在保證水動力穩(wěn)定的前提下進一步優(yōu)化水煤比，提高過熱器溫度。（2）機組超低負荷工況運行時，由于風煤比的提高導致爐膛氧化性氣氛增強，NOx生成量急劇增加。（3）鍋爐低負荷運行導致爐膛出口煙溫降低，脫硝效率下降，過多的尿素使用導致NH3逃逸增加；250MW 和190MW 超低負荷運行時，寬負荷脫硝系統(tǒng)（給水旁路+熱水再循環(huán)）運行，能提升脫硝性能，降低尿素投放量和NH3逃逸。