循環(huán)流化床機組深度調峰試驗研究

楊俏發(fā)

（西山煤電（集團）有限責任公司發(fā)電分公司，山西 太原 030000）

0 引言

隨著山西經(jīng)濟結構的轉型，高耗能企業(yè)限量生產(chǎn)，山西整體的用電負荷呈下降趨勢，且山西省的裝機容量逐年上升，裝機過剩嚴重；同時隨著山西省清潔能源發(fā)電占比的日益加大，基于清潔能源負荷的時變形特點，尤其在冬季供暖期，整體山西電網(wǎng)的調整受清潔能源、供熱以及裝機過剩的多重壓力，電力平衡困難。在電網(wǎng)調度日益嚴峻的趨勢下，火電機組作為支撐性調峰機組，加強火電機組的深度調峰能力擺在科教工作者面前的一個重要課題。循環(huán)流化床燃煤機組一方面在火電機組中的占比越來越大，參與電網(wǎng)調峰的作用越來越大；另一方面由于自身燃燒特點，低負荷穩(wěn)燃效果較好，調峰能力大[1]，深度挖掘該類型機組的深度調峰能力，是提高整體火電機組深度調峰能力的重要途徑。選取山西省不同類型典型循環(huán)流化床機組，在實際運行煤種下，進行機組深度調峰試驗研究。機組深度調峰為降低最小技術出力和壓火啟動兩種調峰方式。

1 最低技術出力試驗研究

影響循環(huán)流化床鍋爐最小技術出力的主要因素為[2]：鍋爐本體結構設計，燃用入爐煤質，氮氧化物的排放控制。其中入爐煤質的影響最為突出，鍋爐最低技術出力主要受煤種揮發(fā)分大小的制約。結合山西省循環(huán)流化床鍋爐入爐煤種的使用，選取了3臺不同類型典型300 MW循環(huán)流化床鍋爐進行燃用不同揮發(fā)分煤種下，鍋爐最小技術出力試驗，試驗煤種如表1所示，試驗結果如表2所示，不同煤種循環(huán)流化床鍋爐的最低技術出力如圖1所示。

表1 試驗煤種煤質分析表

循環(huán)流化床機組的實際調峰能力受機組自身設計、燃用煤種及機組類型的限制。燃用揮發(fā)較高煤種的循環(huán)流化床鍋爐，燃燒著火點低，機組的最低穩(wěn)燃負荷較低，深度調峰能力強；鍋爐自身設計爐膛容積熱負荷高，床溫設計較高的循環(huán)流化床機組，其最低技術出力低，調峰能力強。典型循環(huán)流化床機組深度調峰的最低技術出力為19.69%～25.76%，其調峰能力在無油助燃條件下，最大調峰能力可達到19.69%～100%。從技術角度出發(fā)，該類型機組的深度調峰能力空間較大，其技術滿足深度調峰實施的可行性。

表2 燃用不同煤種下機組最低技術出力

圖1 燃用不同煤種下機組的最低穩(wěn)燃負荷

2 循環(huán)流化床鍋爐壓火啟動試驗

壓火最初是指循環(huán)流化床鍋爐在運行過程中，因計劃檢修、重要輔助設備突然發(fā)生故障或其他故障需要暫時停止鍋爐運行的一種操作，利用鍋爐預熱產(chǎn)生一定的蒸汽量，維持汽輪機在一段時間內(nèi)繼續(xù)以3000 r/min運行，即實現(xiàn)停爐不停機。循環(huán)流化床，當電網(wǎng)峰谷差增加，尤其是冬季，供熱機組最低負荷受供熱量的影響，出力大于機組本身的最低穩(wěn)燃出力時，可將部分機組停運，待電網(wǎng)高峰前再將其迅速啟動，達到大幅度調峰的目的。采用此種方式實施電網(wǎng)調峰從技術角度是可行的，但具體實施受壓火啟動時間間隔的限制。鍋爐壓火后再次啟動時，只有床溫在鍋爐燃用煤種的投煤溫度之上，才可能實現(xiàn)不投油壓火啟動。因此，鍋爐燃用煤種的著火溫度為鍋爐壓火后的最低啟動床溫，通常從機組壓火后到床溫降到最低啟動床溫的時間為鍋爐的最長壓火時間。通常，由于機組壓火啟動時，鍋爐輔機啟動到床料流化再到給煤機投煤需要十幾分鐘時間，鍋爐的床溫通常會下降50～100℃。因此，壓火后的最低啟動床溫需要比燃用煤種對應的著火溫度點高50～100℃。

2.1 帶外置床自然循環(huán)鍋爐壓火啟動時間界定

在某300 MW帶外置床換熱器的循環(huán)流化床鍋爐（鍋爐1） 進行壓火試驗，試驗煤種如表3所示。

表3 試驗煤種煤質

停爐前機組負荷260 MW，停爐后壓火時床溫902℃。壓火后鍋爐的床溫隨時間的變化曲線如圖2所示。從圖2中可以看出，剛壓火時床溫下降較快，后期較慢。該鍋爐燃用煤種的揮發(fā)分高，通過煤質的分析估算，該煤質的著火溫度為480℃，最低啟動床溫應控制在580℃以上。壓火5.5 h后床溫下降到589℃，進行鍋爐壓火后啟動。20 min后壓火啟動投煤成功，1.67 h后機組順利并網(wǎng)發(fā)電，從停爐解列到再次并網(wǎng)中間一共持續(xù)7.17 h。

2.2 不帶外置床自然循環(huán)鍋爐的壓火啟動時間界定

在某不帶外置床300 MW循環(huán)流化床鍋爐（鍋爐2）進行壓火試驗。試驗煤種如表4所示。

進行壓火試驗停爐前機組負荷240 MW，停爐后壓火時床溫931.8℃。壓火后鍋爐的床溫隨時間的變化曲線如圖2所示中鍋爐2的曲線。通過煤質的分析估算，該煤質的著火溫度約550℃，最低啟動床溫為650℃。壓火3.5 h后床溫下降到666℃，進行鍋爐壓火后啟動，18 min后壓火啟動投煤成功，1.5 h后機組順利并網(wǎng)發(fā)電，從停爐解列到再次并網(wǎng)中間一共持續(xù)5 h。

圖2 壓火期間床溫變化曲線

表4 試驗煤種煤質

2.3 超臨界循環(huán)流化床鍋爐壓火啟動時間界定

在某不帶外置床300 MW循環(huán)流化床鍋爐（鍋爐2）進行壓火試驗。試驗煤種如表5所示。

進行壓火試驗停爐前機組負荷290 MW，停爐后壓火時床溫943.2℃。壓火后鍋爐的床溫隨時間的變化曲線如圖2所示中鍋爐3的曲線。比較圖2中鍋爐1、鍋爐2和鍋爐3的床溫下降曲線可以看出，鍋爐3的床溫下降最快，這主要是由于鍋爐3為直流爐，持續(xù)給水致使水冷壁帶走的熱量大，床溫下降較快。通過煤質的分析估算，該煤質的著火溫度約650℃，最低啟動床溫為750℃。壓火2 h后床溫下降到750.5℃，進行鍋爐壓火后啟動，停爐解列到再次并網(wǎng)中間共持續(xù)3.33 h。

3 結論

a）循環(huán)流化床機組的實際調峰能力受機組自身設計、燃用煤種及機組類型的限制。燃用揮發(fā)分較高的煤種，著火點低，機組的最低穩(wěn)燃負荷低，調峰能力強；該類型機組的最低穩(wěn)燃負荷為19.69%～25.7%，其最大調峰能力可達到19.69%～100%，但部分機組在深度調峰負荷下，氮氧化物排放不滿足超低排放標準，需進行超低負荷下低氮燃燒改造及調整。

b）循環(huán)流化床鍋爐壓火時間隨著鍋爐爐型和燃用煤種的不同而變化。燃用高揮發(fā)分煤種的自然循環(huán)鍋爐壓火時間最長，燃用低揮發(fā)分煤種直流爐壓火時間最短。

c）循環(huán)流化床鍋爐可以實現(xiàn)壓火后不投油啟動。機組壓火時，從壓火前解列到壓火啟動后再次并網(wǎng)的時間間隔通常為3～7 h。