300 MW亞臨界循環(huán)流化床發(fā)電機(jī)組的全程調(diào)峰控制研究

孫 倩,印 江，牛 斌，王孝全，張培華

(1.山西大學(xué)，太原 030013；2.山西國錦煤電有限責(zé)任公司，山西 呂梁 033000)

0 引言

近年來，可再生能源的快速發(fā)展對火電機(jī)組提出了更高的要求?；痣姍C(jī)組需具備更大范圍內(nèi)的調(diào)峰能力，因此需要提升火電運(yùn)行靈活性。為適應(yīng)這一要求，需對火電機(jī)組進(jìn)行深度調(diào)峰技術(shù)改造，全面提升煤電機(jī)組調(diào)峰能力?，F(xiàn)在常用的火電機(jī)組深度調(diào)峰技術(shù)主要是通過火電機(jī)組30%～50%額定負(fù)荷的深度變負(fù)荷、熱電解耦或機(jī)組啟停的方式來實現(xiàn)電網(wǎng)的動態(tài)平衡[1]。但是火電機(jī)組采用啟停方式調(diào)峰成本比較高，頻繁啟停對機(jī)組壽命也會有影響，熱電解耦技術(shù)只適合抽汽機(jī)組在供暖期使用，適用面比較窄，深度變負(fù)荷技術(shù)就成為火電機(jī)組參與靈活性調(diào)峰的主要途徑。燃煤火電機(jī)組的調(diào)峰具有分級難度特點(diǎn)，深度調(diào)峰時機(jī)組運(yùn)行安全等問題比較突出，而且調(diào)峰深度越大，電力系統(tǒng)的調(diào)峰補(bǔ)償越高[2]，所以，充分調(diào)動火電機(jī)組參與調(diào)峰的積極性是當(dāng)前電力系統(tǒng)調(diào)峰現(xiàn)狀下面臨的一個亟待解決的問題。

亞臨界循環(huán)流化床鍋爐壓火參與機(jī)組全程負(fù)荷深度調(diào)峰有它的優(yōu)勢，相對于超臨界與超超臨界的鍋爐來說，亞臨界鍋爐多出來的汽包部件賦予其自身更多的鍋爐蓄熱[3],亞臨界循環(huán)流化床的鍋爐結(jié)構(gòu)簡單示意圖如圖1。其是以停爐不停機(jī)的方式運(yùn)行，具體為：循環(huán)流化床鍋爐燜爐壓火，鍋爐通過蓄熱以維持汽輪機(jī)以額定轉(zhuǎn)速接帶很低的負(fù)荷運(yùn)行。即機(jī)組不解網(wǎng)可運(yùn)行2 h～3 h，保證在新能源發(fā)電高峰期，火電機(jī)組可最大限度調(diào)節(jié)自身出力，以滿足新能源并網(wǎng)需求，增強(qiáng)電網(wǎng)對新能源發(fā)電的消納，降低棄風(fēng)、棄光率[4]。本文以某廠300 MW CFB發(fā)電機(jī)組為研究對象，研究亞臨界循環(huán)流化床發(fā)電機(jī)組實現(xiàn)燜爐壓火全程負(fù)荷深度調(diào)峰的技術(shù)方案，滿足電網(wǎng)調(diào)峰時段要求，在火電機(jī)組生存日益艱難的今天，通過參與調(diào)峰獲取政府調(diào)峰補(bǔ)貼，提高電廠收益，對火電企業(yè)生存和發(fā)展具有非常重要的意義[5]。

1 鍋爐壓火分析

1.1 鍋爐概況

研究對象以電廠300 MW直接空冷供熱機(jī)組作為參考機(jī)型，鍋爐為亞臨界、循環(huán)流化床燃燒方式，采用一次中間再熱、單爐膛、露天布置、平衡通風(fēng)、全鋼架結(jié)構(gòu)，表1為其主要技術(shù)參數(shù)。鍋爐主體由一個膜式水冷壁爐膛，三臺冷卻式旋風(fēng)分離器和一個尾部豎井組成，爐膛和尾部豎井之間布置三臺冷卻式旋風(fēng)分離器，旋風(fēng)分離器下部布置回料器，爐膛內(nèi)前墻布置有六片中溫過熱器管屏、六片高溫過熱器管屏及六片高溫再熱器管屏，后墻布置兩片水冷蒸發(fā)屏。向下煙道布置管式省煤器、光管臥式空氣預(yù)熱器。鍋爐前側(cè)布置四臺皮帶給煤機(jī)，爐膛底部是水冷風(fēng)室，空氣預(yù)熱器一、二次風(fēng)出口都布置在風(fēng)室兩側(cè)，風(fēng)室下部風(fēng)道內(nèi)布置有床下風(fēng)道點(diǎn)火器，并配有高能點(diǎn)火裝置，爐膛后水冷壁下部布置六臺滾筒式冷渣器。

表1 鍋爐主要技術(shù)參數(shù)

1.2 鍋爐蓄熱能力分析

在機(jī)組參與電網(wǎng)調(diào)峰過程中，為了提高機(jī)組響應(yīng)速率以滿足電網(wǎng)要求，有效的方法是合理利用鍋爐蓄熱。鍋爐的蓄熱系數(shù)可以較為直觀地反映出機(jī)組的儲能大小，一般可以將鍋爐的蓄熱系數(shù)理解為單位壓力變化時鍋爐存儲或者釋放的蒸汽量[6]。亞臨界汽包爐中參與鍋爐蓄熱的部分主要有未飽和水、飽和水、過熱蒸汽、再熱蒸汽、鍋爐本體的金屬蓄熱以及耐火材料(由于相對量小暫可忽略不計)等。壓火過程中，由于已經(jīng)切斷給煤，不再考慮爐內(nèi)燃料的蓄熱，某個瞬時狀態(tài)下，鍋內(nèi)蓄熱可以用式(1)表示為：

Q=ρ1h1V1+ρ2h2V2+ρ3h3V3+ρ4h4V4+Qm.

(1)

式中，V1為鍋爐內(nèi)未飽和水的體積，V2為鍋爐內(nèi)飽和水的體積，V3為鍋爐內(nèi)過熱蒸汽的體積，V4為鍋爐內(nèi)再熱蒸汽的體積；h1為鍋爐內(nèi)未飽和水的平均比焓(空間、輸入輸出的平均)，h2為鍋爐內(nèi)飽和水的平均比焓，h3為鍋爐內(nèi)過熱蒸汽的平均比焓，h4為鍋爐內(nèi)再熱蒸汽的平均比焓；ρ1為鍋爐內(nèi)未飽和水的平均密度，ρ2為鍋爐內(nèi)飽和水的平均密度，ρ3為鍋爐內(nèi)過熱蒸汽的平均密度，ρ4為鍋爐內(nèi)再熱蒸汽的平均密度；Q為鍋內(nèi)壓火時的蓄熱量，Qm為汽包金屬壁的蓄熱量。

為了宏觀計算鍋爐壓火持續(xù)時間，將鍋爐內(nèi)的介質(zhì)看作四個部分，如圖2所示，第一部分為未飽和水段，包括省煤器的容積；第二部分為飽和水段，即汽包水面以下水冷壁的容積；第三部分為蒸汽段，蒸汽段主要分為過熱蒸汽段和再熱蒸汽段，過熱蒸汽段為汽包水面以上和過熱器的容積，再熱蒸汽段為再熱器的體積；第四部分為金屬蓄熱段，主要為汽包金屬壁的蓄熱。由于機(jī)組在壓火過程中，狀態(tài)不恒定以及介質(zhì)的平均密度、平均壓力等取值存在誤差，導(dǎo)致計算結(jié)果精度不高。本次研究以機(jī)組75%額定負(fù)荷為初始壓火狀態(tài)，壓火最低點(diǎn)選取機(jī)組負(fù)荷為6 MW時的負(fù)荷狀態(tài)，記錄這兩個瞬時狀態(tài)下鍋爐介質(zhì)對應(yīng)的溫度和壓力，根據(jù)式(1)得到兩個狀態(tài)鍋爐的熱量差值：

ΔQ=fi(PiTi)-fj(PjTj)=

ρ1(PiTi)h1(PiTi)V1+ρ2(PiTi)h2(PiTi)V2+ρ3(PiTi)h3(PiTi)V3+ρ4(PiTi)h4(PiTi)V4-

(ρ1(PjTj)h1(PjTj)V1+ρ2(PjTj)h2(PjTj)V2+ρ3(PjTj)h3(PjTj)V3+ρ4(PjTj)h4(PjTj)V4) .

(2)

汽包金屬壁蓄熱量如式(3)：

Qm=wmΔP.

(3)

式中，wm為金屬壁的蓄熱系數(shù)，MJ/MPa,ΔP為兩個狀態(tài)下的壓力差值。

由式(3)可得，鍋爐壓火過程中，鍋爐從壓火初期到結(jié)束所釋放的熱量為：

q=ΔQ+Qm.

(4)

一定負(fù)荷在一個時間段內(nèi)做的功等量為q,即鍋爐的散熱：

(5)

式中，N為壓火維持期間的機(jī)組負(fù)荷，t為壓火的時間段。

根據(jù)表1所列參數(shù)和式(1)—式(5)，可以推算出，300 MW亞臨界機(jī)組在帶低負(fù)荷運(yùn)行的情況下，有效壓火時間可以達(dá)到兩小時以上。

1.3 壓火過程中的負(fù)荷控制策略

由于機(jī)組負(fù)荷改變的根本原因是鍋爐側(cè)燃料量的改變，而鍋爐壓火操作已經(jīng)切斷了機(jī)組的給煤量和風(fēng)量，所以此時控制機(jī)組負(fù)荷變化就不能通過控制燃燒來完成。在整個壓火過程中，汽輪機(jī)的能量全部由鍋爐蓄熱提供，主汽壓力可以較為直接地反映出鍋爐的能量和蓄熱[7]。在控制負(fù)荷時，遵循的原則是以主汽壓力標(biāo)定負(fù)荷，初期以鍋爐蓄熱來維持主汽壓力帶負(fù)荷，主汽壓力目標(biāo)值一般設(shè)為比壓火開始負(fù)荷對應(yīng)的額定主汽壓力偏低的值，如圖3所示，設(shè)定主汽壓力為13 MPa，當(dāng)主汽壓力下降到13 MPa，將調(diào)節(jié)方式由功率調(diào)節(jié)轉(zhuǎn)換為機(jī)前壓力調(diào)節(jié)，通過關(guān)小主汽門開度，使主汽壓力保持13 MPa的同時汽輪機(jī)的電負(fù)荷逐漸下降；當(dāng)電負(fù)荷下降至6 MW時，將調(diào)節(jié)方式由汽輪機(jī)機(jī)前壓力調(diào)節(jié)切換到功率調(diào)節(jié)；設(shè)定電負(fù)荷給定為6 MW,通過控制主汽門，使電負(fù)荷維持在6 MW不變，由于鍋爐蓄熱損耗，機(jī)前壓力逐漸降低，當(dāng)機(jī)前壓力降低至8 MPa左右，或調(diào)節(jié)時間超過2 h時，在負(fù)荷控制邏輯中加一路報警信號，從壓火操作開始時計時，兩小時后給運(yùn)行人員報警信號，提醒鍋爐運(yùn)行人員監(jiān)視壓火后的參數(shù)、判斷是否繼續(xù)執(zhí)行壓火操作。如進(jìn)行壓火后恢復(fù)操作，按照鍋爐正常熱態(tài)啟動操作主要操作程序執(zhí)行。圖4為鍋爐壓火過程中機(jī)組負(fù)荷和機(jī)前壓力變化趨勢圖，可以看出，機(jī)前壓力在8 MPa～13 MPa之間，機(jī)組負(fù)荷最低可以維持到6 MW。

2 壓火調(diào)峰技術(shù)方案

2.1 提高蓄熱能力的準(zhǔn)備

鍋爐壓火之前，退出機(jī)爐電大連鎖保護(hù)；檢查輔汽系統(tǒng)汽源已切至鄰機(jī)接帶，廠用電系統(tǒng)切換至廠公用段。適當(dāng)增加爐內(nèi)進(jìn)煤量，維持較高床壓運(yùn)行，調(diào)整風(fēng)量與給煤量，使主蒸汽溫度在合理范圍內(nèi)且不發(fā)生超溫的前提下，保持較高的運(yùn)行溫度，盡量維持機(jī)組在高參數(shù)運(yùn)行，這樣做的目的是提高鍋爐蓄熱，且有效延長壓火時間[8]，提高后續(xù)鍋爐熱態(tài)啟動的成功率。檢查各輔機(jī)設(shè)備都在正常運(yùn)行狀態(tài)，各參數(shù)均在正常范圍內(nèi)；停運(yùn)排污設(shè)備，關(guān)閉排渣系統(tǒng)，這樣可以有效降低壓火時鍋爐的熱量損失。

2.2 壓火操作設(shè)計

機(jī)組降負(fù)荷，當(dāng)機(jī)組負(fù)荷降低至30%BMCR時，此時電動給水泵已經(jīng)可以滿足鍋爐上水需要，啟動電動給水泵，將電動給水泵逐步與汽動給水泵并列運(yùn)行[9]，此后逐漸增大電動給水泵出力，將汽動給水泵轉(zhuǎn)為備用狀態(tài)。

監(jiān)控鍋爐床溫穩(wěn)定在850 ℃左右，停運(yùn)所有給煤機(jī)，檢查給煤機(jī)出口氣動插板門關(guān)閉嚴(yán)密。當(dāng)床溫開始有下降趨勢，且省煤器入口氧量快速上升時，說明爐內(nèi)燃料基本燃盡，停運(yùn)一、二次風(fēng)機(jī)及引風(fēng)機(jī)，關(guān)閉各風(fēng)道擋板和煙氣擋板，防止熱量損失[10-12]。當(dāng)返料器料位下降到一定水平，回料壓力接近零時，停運(yùn)高壓流化風(fēng)機(jī)。

鍋爐壓火后，將汽輪機(jī)由順閥切換到單閥運(yùn)行，由于壓火后汽輪機(jī)負(fù)荷降的很低，蒸汽流量小，這樣操作可以保證汽輪機(jī)的安全。根據(jù)主汽壓變化情況，立即關(guān)小主調(diào)門至合理位置，維持機(jī)組負(fù)荷到目標(biāo)負(fù)荷，汽溫緩慢下降，汽壓在合理范圍內(nèi)，汽包水位為±50 mm。立即關(guān)閉過、再熱器減溫水調(diào)整門、電動門，必要時關(guān)閉校緊各減溫水手動門。關(guān)閉抽汽系統(tǒng)各抽汽門，除氧器切為輔汽加熱，復(fù)位各跳閘設(shè)備和保護(hù)。

2.3 壓火要點(diǎn)

(1)注意檢查床溫的下降速率是否保持在一個適宜的范圍內(nèi)，若床溫下降過快，則檢查各風(fēng)門有無誤開，防止熱量損失。

(2)注意檢查汽包水位是否維持在±50 mm，當(dāng)汽包停止上水時，應(yīng)該及時開啟省煤器再循環(huán)門。

(3)注意檢查給煤機(jī)出口溫度是否穩(wěn)定，有無返煙現(xiàn)象。

(4)壓火時，應(yīng)嚴(yán)密監(jiān)視床溫、主蒸汽溫度、再熱蒸汽溫度，防止因為溫度下降過多，而引起壓火后點(diǎn)火啟動失敗。

2.4 恢復(fù)階段

為了提高鍋爐熱態(tài)啟動的成功率，根據(jù)煤種以及機(jī)組條件的不同，當(dāng)床溫下降到一定程度后，就要開始準(zhǔn)備點(diǎn)火啟動操作。具備啟動條件后，啟動燃油系統(tǒng)，建立燃油循環(huán)，當(dāng)床溫過低導(dǎo)致不投油啟動失敗后，應(yīng)立即投油啟動[13-15]。鍋爐恢復(fù)前維持汽包水位在正常較低水平，啟動引風(fēng)機(jī)，維持爐膛負(fù)壓在合適水平，之后啟動高壓流化風(fēng)機(jī)，開啟各個風(fēng)煙通道擋板，建立空氣通道；啟動二次風(fēng)機(jī)和一次風(fēng)機(jī)，根據(jù)二次風(fēng)壓調(diào)整二次風(fēng)門的開度，加大一次風(fēng)量，使之達(dá)到流化狀態(tài)可快速給煤，但是要控制床溫上升速率，上升速率不宜過快，根據(jù)鍋爐燃燒煤種以及燃燒情況，當(dāng)床溫過低且有持續(xù)下降趨勢時，應(yīng)立即投入油槍助燃，若床溫在煤種穩(wěn)燃溫度之上，應(yīng)根據(jù)床溫情況啟動給煤機(jī)給煤，采取點(diǎn)投給煤的方式，少量多次投煤，隨著燃燒慢慢穩(wěn)定，觀察床溫上升且氧量下降后，可適當(dāng)增加給煤量，確定燃料已經(jīng)著火后，盡快升至機(jī)組最低穩(wěn)燃負(fù)荷。隨著負(fù)荷慢慢回升，完成鍋爐恢復(fù)操作。

3 壓火實踐

以某廠300 MW亞臨界循環(huán)流化床機(jī)組為對象，進(jìn)行壓火實踐，選取壓火開始至結(jié)束的十組運(yùn)行數(shù)據(jù)，如表2所示。

表2 壓火實踐時的參數(shù)變化

由表2運(yùn)行數(shù)據(jù)可以看出：(1)機(jī)組進(jìn)行壓火操作時，機(jī)組可以在短時間內(nèi)從正常運(yùn)行負(fù)荷快速下降到6 MW；(2)壓火時間已經(jīng)超過兩小時，可以滿足調(diào)峰時段電網(wǎng)對火電機(jī)組降低自身出力的要求；(3)在壓火過程中，主蒸汽溫度下降在合理的區(qū)間，床溫在壓火結(jié)束的時候，也達(dá)到了燃燒煤種的燃點(diǎn)以上，可以保證在壓火結(jié)束后機(jī)組按正常程序熱態(tài)啟動時，不使用助燃油啟動成功，提高了機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性。

4 結(jié)語

與傳統(tǒng)火電機(jī)組參與電網(wǎng)調(diào)峰的方法相比較，亞臨界循環(huán)流化床通過鍋爐壓火參與深度調(diào)峰方法可保證機(jī)組在參與電網(wǎng)深度調(diào)峰時，發(fā)電機(jī)組在(考察汽輪機(jī)低負(fù)荷運(yùn)行條件滿足后)不解列低負(fù)荷運(yùn)行2 h～3 h，甚至可以使機(jī)組負(fù)荷降接近零，實現(xiàn)很低負(fù)荷到百分百全程調(diào)峰。傳統(tǒng)火電機(jī)組參與深度調(diào)峰時停機(jī)停爐，再次啟動需要投入大量的助燃油，而且由于諸多因素的限制，運(yùn)行人員無法保證機(jī)組一次啟動成功，全程調(diào)峰成本較高。采用燜爐壓火的方式，操作相對簡單，在降低啟停成本的同時，可以有效地延長鍋爐和汽輪機(jī)的使用壽命。鍋爐燜爐壓火后機(jī)組負(fù)荷降低，在電網(wǎng)調(diào)峰之后，機(jī)組可以快速恢復(fù)至正常運(yùn)行水平，減少了機(jī)組并網(wǎng)時電氣操作時間，靈活性大大提高。機(jī)組可以在新能源發(fā)電高峰期快速降負(fù)荷之后迅速恢復(fù)帶負(fù)荷，能獲得深度調(diào)峰補(bǔ)償滿足電廠盈利要求，對同類型機(jī)組有一定參考意義。