典型燃煤锅炉深度调峰能力比较研究
发布时间：2021-12-17
摘 要： 火电机组进行深度调峰低负荷运行将成为常态，摸清典型锅炉深度调峰能力具有较大意义。对3 台试点典型燃煤机组进行深度调峰试验。结果表明：掺烧高挥发分、低热值煤对提高锅炉特别是设计燃烧器截面热负荷较低锅炉的低负荷稳燃能力是有利的;亚临界锅炉不存在干湿态转换的问题，深度调峰水动力性能优于超临界、超超临界锅炉;通过分级省煤器、省煤器旁路烟道改造或增设0号高压加热器，优化吹灰、增加锅炉送风量等方式，可以提高SCR入口烟气温度;分级省煤器的低负荷节能效果优于省煤器旁路烟道改造和增设0号高压加热器;低负荷运行中，在保证SCR人口烟气温度的前提下，应适当控制锅炉送风量以降低干湿态转换点和提高锅炉效率。
关键词：深度调峰;稳燃能力;NO，;稳定性;经济性
0前 言
2018年，全国全口径发电量达到69 940亿千瓦时，同比增长8.4%。其中火电、水电、核电、风电、太阳能的发电量分别为49 231、12 329、 2 944、3 660、1 775亿千瓦时，分别同比增长 7.2%、3.2%、18.6%、20.2%和50.8%。这说明了我国能源结构调整速度加快，清洁能源已进入了规模化发展的新阶段。目前，我国的水电、风电、光伏装机容量已居世界首位，但由于风电、光伏发电存在随机性、间歇性较强的特点，其大规模并网给电网的安全稳定运行带来了负面影响‘1 3|。
某省位于华东电网，是华东电网的重要组成部分和发电基地，600 MW及以上大容量火电机组一直是省内主力运行机组。近年来，随着宜宾一金华±800千伏特高压直流工程、浙北一福州 ±1 000千伏特高压交流工程、淮南一上海±1 000 千伏特高压交流示范工程、灵州一绍兴±800千伏特高压直流工程等4条特高压工程投入运行，该省电网已成为我国首个以特高压为骨干的省级电网;同时，水电、风电、光伏等可再生能源发电大规模并网，加大了系统的峰谷差，在现有调峰资源相对不足的条件下，火电机组进行深度低负荷调峰运行并且具备尽量快速的负荷调节性能成为必然H巧J。
国内学者对不同容量、参数火电机组深度调峰的能力进行了一些研究，得出了许多有意义的结果。张广才等从提高锅炉低负荷稳燃能力、实现机组供热工况热电解耦、提高机组主辅机及其环保装置低负荷下设备适应性等方面，对燃煤机组深度调峰的主要运行和改造技术进行了汇总和探讨，为各电厂实施技术改造提供思路[6]。顾煜炯等结合机组的实际可操作性，建立了一套评价机组调峰能力的评价体系，得出不同参数等级锅炉适应其各自调峰能力的负荷区问[7]。王军民介绍了某电厂宽负荷脱硝改造，可以大幅降低脱硝系统的最低负荷点[8]。但国内学者以往主要通过理论分析方式对燃煤机组的深度调峰能力进行研究或者主要关注局部设备的深度调峰能力，对机组长时间的整体调峰能力鲜有报道。基于目前研究的不足，本文对某省3台典型燃煤机组的深度调峰能力进行了深入研究，以期为燃煤机组优化深度调峰能力提供借鉴。
1研究对象概况
2017年某省经信委下发了《关于开展省统调燃煤机组深度调峰改造试点工作的通知》(简称《通知》)，开始开展省内燃煤机组深度调峰改造试点工作，要求试点机组具有40%ECR负荷长期稳定运行的能力，并进行稳燃出力30%ECR 负荷的摸底研究。此次有3台不同容量、不同参数的典型主力机组被列为深度调峰改造的试点机组，表1为关于3台机组锅炉的主要情况介绍。由文献[9]可知，深度调峰能力主要受限于锅炉及其附属设备的低负荷稳定运行能力。因此，本文主要从锅炉稳燃能力、运行参数稳定性、氮氧化物排放、锅炉运行经济性等方面对3台试点机组进行全方面试验研究，以判断机组各自深度调峰的能力和继续改进的可能。
2深度调峰能力试验情况
2.1试验条件及试验过程
为了真实考量机组的深度调峰能力，本次试验参考《电站锅炉性能试验规程》(GB/T 10184— 2015)的规定，要求试验期间在不投入油枪、等离子等任何助燃设备且切除机组对外供热的条件下进行，需要进行至少2次不同磨煤机组合方式下的40%ECR低负荷24 h连续运行试验，并对炉膛温度、着火情况、负压情况、过热度等关键参数进行连续监测，同时测试了锅炉效率作为经济性评价数据之一。最后，对机组30%ECR负荷下的运行能力进行了摸底试验。
2.2锅炉稳燃能力和低负荷运行可行性
为了定量判断锅炉在各负荷下的稳燃能力，分别对50%ECR、40%ECR和30%ECR 3个负荷下的燃烧器区域炉膛平均温度进行测量，一定程度上可以反映煤粉的着火稳定程度。
图1为3台机组3个负荷下的燃烧器区域炉膛平均温度比较。
由图可知，3台锅炉燃烧器区域温度随负荷变化趋势相同，都随着负荷的降低而下降，但均高于煤粉气流最低着火温度800℃[10]，从燃烧角度分析，低负荷稳燃性能良好。值得注意的是，A机组锅炉在40%ECR和30%ECR下燃烧器区域温度下降幅度较小，究其原因，A机组锅炉在 40%ECR负荷下燃用的是普通烟煤，而30% ECR时为了提高稳燃能力，掺烧了相对低热值、高挥发分的印尼煤，印尼煤较烟煤挥发分和水分增加，着火点降低，煤粉着火距离减小，燃烧稳定性提高。同时，煤种低位发热量降低使得人炉总煤量增加，在保证干燥出力的前提下，提高了每套制粉系统的运行煤量。
由表1可知，B机组锅炉设计燃烧器截面热负荷高于A机组锅炉，但实测燃烧器区域温度反而略低，究其原因，A机组锅炉在深度调峰期间入炉煤种的挥发分略高于B机组锅炉，一定程度上提高了燃烧器区域温度。综上，在保证稳定运行的前提下掺烧高挥发分煤种有利于提高锅炉低负荷下的燃烧稳定性，特别是对于设计燃烧器截面热负荷较低的锅炉，更具有提高其稳燃能力的作用，从实际运行情况看，已可以低于设计最低稳燃负荷。
由图1亦可知，B机组锅炉在30%ECR负荷下未进行炉膛温度测量，这与该锅炉在35% ECR负荷下已处于干湿态的临界点，未继续往下降负荷进行试验有关。B机组锅炉在35% ECR负荷下燃烧器区域温度仍达到了1 270℃，并未出现煤粉着火困难的问题。由下文可知，C 机组锅炉在31%ECR负荷时也已处于干湿态转换的临界点。因此，B机组和C机组锅炉的重点研究方向应是通过燃烧调整、磨煤机运行方式优化调整、入炉煤种控制和燃烧器改造、受热面改造等方面人手，降低锅炉干湿态转换负荷，提高深度调峰的能力。
图2为3台锅炉在40%ECR负荷下24 h连续运行期间的燃烧器区域炉膛平均温度情况。由于2种磨煤机组合方式40%ECR 24 h连续运行期间每台锅炉燃烧器区域温度相差不大，限于篇幅，本文仅列出了第一种磨煤机组合方式试验时的温度变化情况。
由图2可知，3台锅炉燃烧器区域温度波动较小，均在1 250℃以上。整个试验过程中据现场观测，锅炉煤粉着火情况一直较为稳定，稳燃性能良好。
2.3运行参数稳定性
机组重要参数的运行稳定性也是考验机组是否具备深度调峰能力的重要指标。表2为试验期间3台锅炉40%ECR和30%ECR 2个负荷下主要参数的变化范围比较。由表2可知，3台锅炉各主要运行参数平稳，但个别参数仍有一定的可改善之处：A机组锅炉运行磨煤机出口风粉混合物温度较低，在磨煤机热一次风门全开的情况下，30%ECR负荷下个别磨煤机出口温度仅为 60℃，这与低负荷下热一次风风量、风温相对不足和掺烧高水分煤种有关，较低的磨煤机出口温度可能导致磨煤机出口粉管结露堵煤且不利于燃烧器出口煤粉的迅速着火，A机组锅炉在今后改造中应重点关注改善空气预热器换热效果，提高换热能力;各台锅炉过热、再热汽温较额定值仍存在一定的偏差，特别是40%ECR负荷下初始阶段A机组锅炉再热汽温偏差较大，再热汽温最低值仅为491℃，较额定值偏差46℃，这可能与试验前锅炉区域特别是水冷壁区域吹灰较多有关，过多的水冷壁区域吹灰使得烟气在水冷壁区域放热较多，直接影响了锅炉对流受热面的吸热量;随着炉膛积灰量增加，约4 h后，再热汽温有所回升，约520℃。考虑到今后机组40%ECR 负荷运行将成为常态，应重点对吹灰系统的投运方式进行优化，力求达到合适的过热、再热蒸汽温度。
由表2亦可知，B机组锅炉和C机组锅炉在 35%ECR负荷和31%ECR负荷时贮水箱有液位出现，同时汽水分离器出口蒸汽过热度降低至0 ℃左右，表明锅炉已处于干湿态的临界点，若锅炉长期处在湿态工况下运行，则可能出现水冷壁水动力和传热恶化、汽温异常等不利于锅炉稳定运行的问题，结合煤粉着火情况，超临界和超超临界锅炉的重点研究方向应是降低锅炉干湿态转换负荷，提高深度调峰的能力。B机组锅炉实际干湿态转换负荷与设计干湿态转换负荷有较大差距，究其原因，B机组锅炉试验期间煤种与设计煤种有一定的偏差且为了提高SCR人口烟气温度而增大了锅炉送风量，一定程度上导致水冷壁吸热量相对不足，影响了干湿态转换负荷，在今后低负荷运行中应对机组参数进行进一步优化，以降低实际干湿态转换点。
2.4氮氧化物
排放随着近年来国家对燃煤机组环保要求的不断提高口1|，深度调峰低负荷下环保设备，特别是 SCR脱硝设备的稳定运行亦是考量机组是否具备深度调峰能力的又一重要指标。
表3为3台锅炉40%ECR和30%ECR 2个负荷下氮氧化物排放参数的变化范围比较。由表可知，3台锅炉均采取了提高SCR入口烟气温度的措施，低负荷下SCR人口烟气温度均高于 300℃，可以满足SCR入口烟温的要求;SCR人口烟气中NO，浓度随着负荷降低而上升，这与负荷降低时大幅提高炉膛氧量等因素有关，因为更高的氧含量促进了燃料型N0，的生成，并且抑制了NO。的还原，但SCR出口烟气中NO。浓度并不高，均在50 mg/Nm3内，说明脱硝效率良好。值得注意的是，在满足SCR入口烟温要求的前提下，A机组锅炉空气预热器入口烟气温度相对较低，这对保证低负荷下锅炉效率是有利的。究其原因，A机组锅炉在2014年进行了分级省煤器改造，将脱硝装置的烟气抽取点由原来的省煤器出口改为省煤器管组间抽取，烟气流经脱硝装置后，余热可以被后一级省煤器利用，从而降低了空气预热器人口烟气温度;B机组锅炉进行了省煤器旁路烟道改造、C机组锅炉增设了0号高压加热器，虽然这些设备一定程度上可以提高SCR 人口烟气温度，但由于SCR装置后未设置其他的烟气余热利用设备，使得空气预热器入口烟气温度亦因此而升高，降低了锅炉效率。从表3亦可知，C机组锅炉30%ECR负荷的SCR入口烟温反而高于40%ECR负荷时。究其原因，C机组锅炉30 oAECR负荷摸底试验是在40%ECR负荷 24 h试验后立即进行，期间未进行升负荷吹灰，长期间的不吹灰使得SCR入口烟温有所提高。这也从侧面说明，若锅炉低负荷下SCR入口烟温偏低，可以通过适当降低吹灰频率以保障SCR的投运要求。
2.5锅炉运行经济性
为激励机组积极参与深度调峰，各个地区均建立了相应的调峰补偿机制，一般是以深度调峰贡献电量与单位电量补偿标准的乘积作为调峰补偿费用，但此模型补偿形式过于单一，对提高机组参与深度调峰的积极性激励不足m]。为使不同容量的火电机组均能积极参与深度调峰，就需要第三方权威机构针对每台机组深度调峰时的经济性进行定量考量，锅炉效率就是其中一项重要指标。表4为3台锅炉50%ECR、40%ECR和30% ECR 3个负荷下的锅炉效率及影响锅炉效率的主要指标比较。
由表4可知，3台锅炉低负荷运行时锅炉效率都随着负荷下降而降低，但幅度有所不同。A 机组锅炉从50%ECR负荷下降至40%ECR负荷时，锅炉效率下降幅度较小，约为0.45%，这与分级省煤器改造有关。下降至30%ECR负荷时，锅炉效率大幅降低，较40%ECR负荷下降达到了1.17%，这是因为30%ECR负荷时为了提高 SCR人口烟温而大幅增加锅炉送风量，使得锅炉干烟气损失增加。B机组锅炉和C机组锅炉由于未进行分级省煤器改造，修正后的排烟温度随着负荷降低而升高。相对而言，C机组锅炉运行中氧量控制较为理想，锅炉效率也相对较高;B机组锅炉运行期间氧量控制较高，一定程度上影响了锅炉效率，从实测数据看，SCR入口烟气温度仍达到了305℃，在未来深度调峰中可适当减少送风量。考虑到C机组锅炉整个试验期间未进行吹灰，若假设试验期间进行过升负荷吹灰，空气预热器人口烟气温度最多可下降约30℃，按空气预热器性能计算修正方法，可推算出锅炉本体正常吹灰条件下机组深度调峰至40%ECR和 30%ECR负荷时对应的锅炉效率约分别为 93;9%和93.5%，较50%ECR负荷锅炉效率分别降低约0.8%和1.3%。由表4亦可知，A机组锅炉飞灰含碳量较高，3个负荷均在2%以上，从燃烧角度讲，炉内燃烧不够充分，下一步需要对低负荷下煤粉细度调整、炉内燃烧调整等做进一步优化，以改善炉内燃烧情况。
3结 语
燃煤机组深度调峰低负荷运行将成为常态，从自身设备和煤种角度出发，寻求最适合机组自身特点的安全、经济低负荷运行方式是各电厂需要关注的重点。对某省3台典型燃煤机组进行深度调峰试验可以得出以下结论：
(1)各台锅炉40%ECR负荷下稳燃能力良好，若需要进一步提高低负荷时锅炉稳燃能力，特别对于燃烧器截面热负荷较小的锅炉，可掺烧高挥发分、低热值煤以提高锅炉稳燃能力。
(2)B机组锅炉和C机组锅炉干湿态临界转换点在30%ECR～35%ECR负荷之间，若超临界、超超临界机组需要在30%ECR负荷长期稳定运行，则需通过燃烧调整、制粉调整、控制炉膛氧量、入炉煤种、水煤比等手段，降低干湿态转换的负荷点，而亚临界锅炉不存在干湿态转换的问题，深度调峰水动力稳定性优于超临界、超超临界锅炉。
(3)经过分级省煤器、省煤器旁路烟道改造或增设0号高压加热器，均满足了40%ECR负荷下SCR入口烟气温度的要求。若预计锅炉低负荷下SCR人口烟温可能偏低，则可在降负荷前通过适当降低吹灰频率或避免吹灰、增加锅炉送风量等方式以保障SCR的烟温投运要求，同时合适的吹灰系统投运方式对于保证低负荷下过热、再热蒸汽温度亦是有利的。
(4)锅炉效率将随着负荷下降而降低，A机组锅炉经分级省煤器改造后，在保证SCR人口烟气温度的前提下，烟气余热可以被后一级省煤器利用，使得该方式下锅炉侧节能效果优于省煤器旁路烟道改造和增设0号高压加热器;低负荷运行中，炉膛氧量控制对锅炉效率影响较大，在保证SCR入口烟气温度的前提下，应适当控制锅炉送风量。 ——论文作者：胡建根，童家麟，茅建波，吕洪坤，王茂贵，李 剑，应明良
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