660 MW超超臨界二次再熱機組深度調(diào)峰試驗研究

叢星亮，謝紅，蘇陽，張駿，程英捷

（1.國網(wǎng)安徽省電力有限公司電力科學研究院，合肥230601；2.國電蚌埠發(fā)電有限公司，安徽蚌埠233000）

0 引言

近年來，隨著新能源發(fā)電的大規(guī)模快速發(fā)展，安徽電網(wǎng)消納新能源的形勢日趨嚴峻，電網(wǎng)峰谷差不斷增大，調(diào)峰能力不足的問題越來越顯著。安徽電網(wǎng)新能源發(fā)電負荷最高可達到8.78 GW，占比達到全省用電負荷的48%。新能源發(fā)電具有波動性和間歇性的特征，為了更好地消納新能源發(fā)電，火電機組不得不參與深度調(diào)峰，靈活調(diào)節(jié)出力［1］。

目前，大部分燃煤機組已經(jīng)基本實現(xiàn)40%額定負荷的深度調(diào)峰目標［2］。許多研究人員和工程技術(shù)人員對燃煤機組的深度調(diào)峰進行了研究：劉文勝等［3］通過試驗研究了660 MW亞臨界鍋爐的30%額定負荷深度調(diào)峰；華敏等［4］研究了660 MW超臨界燃煤機組的深度調(diào)峰；王立等［5］通過試驗研究了火力發(fā)電機組的深度調(diào)峰，并提出了運行優(yōu)化措施；胡建根等［6］比較了典型燃煤鍋爐的深度調(diào)峰能力；于浩洋等［7］研究了330 MW循環(huán)流化床機組30%負荷深度調(diào)峰的性能；高林等［8］全面統(tǒng)籌考慮了深度調(diào)峰控制技術(shù)改造，可實現(xiàn)25%～30%額定負荷及以上全程協(xié)調(diào)控制；吳瑞康等［9］分析了機組深度調(diào)峰對汽輪機運行、本體、輔助設(shè)備的壽命及經(jīng)濟性的影響；馬玉華等［10］對深度調(diào)峰時亞臨界自然循環(huán)鍋爐水循環(huán)安全進行了計算與分析；周文臺等［11］研究了深度調(diào)峰下的再熱蒸汽溫度偏差調(diào)整。

在競爭的電力市場中，火電機組利用小時數(shù)逐年下降，基本處于虧損狀態(tài)。雖然660 MW超超臨界二次再熱機組效率較高，但是也面臨著較大的生存壓力。隨著碳中和、碳達峰目標的提出和未來新能源的進一步發(fā)展，燃煤機組將從基本負荷機組轉(zhuǎn)變成調(diào)峰機組。為了適應新形勢的發(fā)展，提高自身競爭力，本文通過試驗的方法測試并驗證了某660 MW超超臨界二次再熱機組參與深度調(diào)峰的能力。機組深度調(diào)峰試驗的主要內(nèi)容包括：（1）在沒有其他助燃方式（投油、投等離子燃燒裝置等）下，機組的最低穩(wěn)燃負荷，即調(diào)峰的深度；（2）機組主、輔機系統(tǒng)的運行安全性，比如汽機系統(tǒng)、制粉系統(tǒng)、風煙系統(tǒng)、鍋爐汽水系統(tǒng)及自動控制系統(tǒng)的運行狀態(tài)；（3）低負荷下，機組脫硫、脫硝和除塵系統(tǒng)投運能力和環(huán)保指標達標情況；（4）低負荷下機組煤耗指標。

1 機組概況

1.1 汽輪機概況

汽輪機系上海電氣集團股份有限公司設(shè)計制造的N660-31/600/620/620型超超臨界、二次中間再熱、單軸、五缸四排汽、凝汽式汽輪機，制造廠產(chǎn)品代號DR95-01。該汽輪機主要技術(shù)參數(shù)見表1。

表1 汽輪機主要技術(shù)參數(shù)Tab.1 Main technical parametersof thesteam turbine

1.2 鍋爐概況

鍋爐為高效超超臨界參數(shù)變壓直流鍋爐，二次中間再熱，單爐膛，前后墻對沖燃燒方式，尾部三煙道結(jié)構(gòu)，采用擋板調(diào)節(jié)再熱汽溫、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架、平衡通風、半露天布置、全懸吊結(jié)構(gòu)П型鍋爐。鍋爐型號為DG1785.49/32.45-Ⅱ14型，主要設(shè)計參數(shù)見表2。

表2 鍋爐主要設(shè)計參數(shù)Tab.2 Main design parametersof theboiler

2 試驗結(jié)果及分析

2.1 機組最低穩(wěn)燃負荷

機組最低穩(wěn)燃負荷取決于鍋爐最低穩(wěn)燃負荷。鍋爐最低穩(wěn)燃負荷除了與燃料類別及燃燒方式明顯相關(guān)外，還與諸多燃燒器著火穩(wěn)燃條件有關(guān)，比如燃燒器、磨煤機及制粉系統(tǒng)的設(shè)計選型與運行性能［12］。由于影響因素較多，在實際運行中無法確定制約穩(wěn)燃的短板因素，通過理論計算進行確定也比較困難，目前，最簡單、可靠的方法是現(xiàn)場試驗。試驗機組負荷降至198 MW并穩(wěn)定運行后，試驗開始計時，198 MW穩(wěn)定運行325 min，如圖1所示。

圖1 機組深度調(diào)峰試驗最低穩(wěn)燃負荷Fig.1 Minimum stable fired load in deep peak-load shaving test of the unit

機組負荷從480 MW以4.0 MW/min的速率降至330 MW并穩(wěn)定約60 min；然后以4.4 MW/min的速率降負荷至260 MW左右并穩(wěn)定約6 min；繼續(xù)以1.0 MW/min的速率緩慢降負荷至198 MW左右，穩(wěn)定運行325 min。試驗結(jié)束后，機組以4.0 MW/min的速率快速升負荷至600 MW。在降負荷和30%額定負荷運行中，都未投用等離子或其他穩(wěn)燃裝置。

以上試驗結(jié)果表明，該機組具備在30%額定負荷穩(wěn)定運行的能力，最低穩(wěn)燃負荷可以下探到30%額定負荷。

文獻［13］研究發(fā)現(xiàn)煤粉穩(wěn)定燃燒與爐膛溫度、揮發(fā)分密切相關(guān)，在煤粉穩(wěn)定燃燒過程中，是揮發(fā)分的燃燒引起煤炭顆粒的燃燒，若爐膛溫度低到無法滿足揮發(fā)分燃燒，爐膛將滅火。根據(jù)李軍等［14］人的研究結(jié)果，結(jié)合實際運行機組已知煤的揮發(fā)分、入爐煤量和總風量等重要參數(shù)，推導出理論最低穩(wěn)燃溫度

式中：k為煤粉進入爐膛后先燃燒的揮發(fā)分比率，可通過試驗獲得本機組深度調(diào)峰試驗時k為0.8；Var為收到基揮發(fā)分；Q/B為風煤比，可采用機組分散控制系統(tǒng)（DCS）值。若風量和入爐煤無法準確測量，則Q/B可以用下式計算，

式中：φO2為空氣預熱器（以下簡稱空預器）進口煙氣中O2的體積分數(shù)，可通過試驗測量獲得；ω(Car)，ω(Sar)，ω(Har)，ω(Oar)分別為入爐煤的收到基C，S，H和O元素的質(zhì)量分數(shù)，可通過取樣分析獲得。

由式（1）可知，理論Tmin與Var和Q/B有關(guān)。煤的揮發(fā)分越低，風煤比越高，燃燒所需溫度越高，燃燒越不穩(wěn)定。本機組在30%額定負荷時，氧量控制在10%。經(jīng)過計算，Q/B為14，代入式（1）計算出理論最低穩(wěn)燃溫度為955.0 K，即揮發(fā)分與煙氣混合溫度超過682.0℃開始著火燃燒會引燃焦炭。

運行燃燒器層火檢信號正常穩(wěn)定，就地通過觀火孔觀察燃燒，發(fā)現(xiàn)鍋爐燃燒情況良好，火檢無閃爍，采用高溫輻射儀測量最下層燃燒器區(qū)域，該區(qū)域平均溫度為1 178.0℃，遠高于理論最低穩(wěn)燃溫度682.0℃，滿足穩(wěn)定著火燃燒條件。

2.2 主輔機運行狀態(tài)

2.2.1 汽輪機系統(tǒng)

在深度調(diào)峰試驗中，機組負荷穩(wěn)定，主蒸汽參數(shù)、汽機各監(jiān)視段參數(shù)等都在正常的范圍內(nèi)，各軸承振動、金屬溫度、回油溫度都在安全的范圍之內(nèi)。汽輪機系統(tǒng)各抽汽壓力、加熱器端差、水位正常，運行狀態(tài)無異常。給水泵系統(tǒng)運行安全穩(wěn)定，給水再循環(huán)正常投入，小機轉(zhuǎn)速均在安全合理范圍內(nèi)。1臺循環(huán)水泵投入運行，1臺凝結(jié)水泵變頻運行，運行參數(shù)都在正常范圍內(nèi)，其他電泵輔機電流等運行參數(shù)值也都在合理范圍內(nèi)。表明汽機輪具備30%額定負荷的深度調(diào)峰能力。

2.2.2 制粉系統(tǒng)

在制粉系統(tǒng)中，A，C，D磨煤機運行，3臺給煤機給煤量幾乎相同，約30.0 t/h。一次風壓控制在8.4 kPa左右，磨煤機出口一次風溫控制在80.0℃。磨煤機液壓加載力在5.00 MPa左右，煤粉細度（R90）控制在15%～20%。停運的磨煤機禁止通風。制粉系統(tǒng)運行狀態(tài)良好，各控制參數(shù)和運行參數(shù)均未達到極限值，具有可調(diào)節(jié)的裕度，具體見表3。

表3 制粉系統(tǒng)控制與運行參數(shù)Tab.3 Control and operation parametersof the pulverizing system

2.2.3 風煙系統(tǒng)

機組在30%額定負荷時，2臺引風機、2臺送風機、2臺一次風機和2臺空預器穩(wěn)定運行，狀態(tài)良好，都具有調(diào)節(jié)裕度。為了提高再熱汽溫，省煤器出口氧量控制在10%，總風量控制在1 200～1 300 t/h。風煙系統(tǒng)中各設(shè)備的控制與運行參數(shù)見表4。

2.2.4 鍋爐汽水系統(tǒng)

鍋爐干態(tài)運行，分離器出口過熱度為50.0～70.0℃，給水流量為530.0 t/h，水冷壁金屬壁溫不超溫。通過風量和煙氣調(diào)節(jié)擋板調(diào)節(jié)主、再熱蒸汽溫度，主蒸汽溫度和再熱蒸汽溫基本穩(wěn)定，如圖2所示。主蒸汽溫度平均值為596.1℃，一次再熱蒸汽溫平均值為590.2℃，二次再熱蒸汽溫平均值為586.6℃。過熱減溫水流量為14.8 t/h，再熱減溫水流量為0。

2.2.5 熱工保護與自動控制系統(tǒng)（AGC）

試驗中，爐膛安全保護系統(tǒng)、汽輪機監(jiān)視保護系統(tǒng)和各輔機的順序控制系統(tǒng)均正常投入；給水、燃料、過熱度、過熱器減溫水、風量、爐膛負壓、除氧器水位等控制系統(tǒng)都投入自動狀態(tài)，鍋爐控制主蒸汽壓力，汽輪機控制負荷，機組在協(xié)調(diào)控制方式下運行，AGC和一次調(diào)頻功能退出。深度調(diào)峰試驗未發(fā)生保護動作，自動控制品質(zhì)良好，機組運行參數(shù)在正常范圍內(nèi)，主要參數(shù)穩(wěn)態(tài)偏差見表5。

表4 風煙系統(tǒng)各設(shè)備的控制與運行參數(shù)Tab.4 Control and operation parametersof air and flue gas system

圖2 機組30%額定負荷主蒸汽和再熱蒸汽溫度Fig.2 Temperatures of main and reheated steam of the unit with 30%rated load

表5 深度調(diào)峰試驗主要參數(shù)穩(wěn)態(tài)偏差Tab.5 Steady-state deviations of main parameters in the deep peak-load test

2.3 污染物排放與環(huán)保設(shè)備狀態(tài)

機組在30%額定負荷穩(wěn)定運行325 min，機組的污染物排放都達到國家規(guī)定的超低排放的標準。粉塵排放質(zhì)量濃度控制在1.48 mg/m3，SO2排放質(zhì)量濃度控制在7.15 mg/m3，NOx排放質(zhì)量濃度控制在13.02 mg/m3［15］。

選擇性催化還原（SCR）脫硝系統(tǒng)入口煙氣溫度和出口NOx質(zhì)量濃度曲線如圖3所示。由圖3可知，入口煙氣的平均溫度為313.9℃，滿足脫硝系統(tǒng)安全運行的要求，脫硝效率平均96.6%，氨逃逸率不超標［16］。脫硝系統(tǒng)運行正常、狀態(tài)良好。電除塵系統(tǒng)、脫硫系統(tǒng)等其他環(huán)保設(shè)備運行正常，狀態(tài)良好。

圖3 SCR脫硝系統(tǒng)入口煙氣溫度與出口NO x的質(zhì)量濃度Fig.3 Fluegastemperatureat SCR inlet and NO x concentration at SCR outlet

2.4 機組煤耗指標

在機組穩(wěn)定30%額定負荷深度調(diào)峰試驗期間，對鍋爐熱效率、汽輪機熱耗率和廠用電率進行測試，計算出機組的供電煤耗［17］

式中：H為汽輪機熱耗率；ηgd為管道效率，取99%；ηgl為鍋爐熱效率；ηcyd為廠用電率；標準煤熱值為29.308 MJ/kg。經(jīng)過測算，機組30%額定負荷調(diào)峰下的供電煤耗為345.64 g/（kW·h），鍋爐熱效率為91.02%，汽輪機熱耗率為8 343.00 kJ/（kW·h），廠用電率為8.6%。

在該機組不同負荷下，鍋爐熱效率、汽輪機熱耗率如圖4所示，廠用電率如圖5所示。

圖4 機組不同負荷下的鍋爐熱效率與汽機熱耗率Fig.4 Boiler thermal efficiency and steam turbineheat consumption rate with different loads of the unit

圖5 機組不同負荷下的廠用電率Fig.5 Auxiliary power rateswith different loadsof the unit

由圖4可知，在機組100%，75%，50%額定負荷時鍋爐熱效率幾乎不變，30%負荷時鍋爐熱效率下降了約3百分點，導致煤耗增加約9.0 g/（kW·h）［18］。鍋爐熱效率變化原因是二次風量配風比例較高，風煤比較大，煙氣流量增大，鍋爐氧量控制過高（空預器出口煙氣的含氧量達到12%），即總風量控制偏高。假設(shè)其他熱損失不變，排煙熱損失增加約3百分點。

由圖4可知，機組從50%到30%額定負荷運行時，汽機熱耗率急劇增加。與50%額定負荷運行時相比，30%額定負荷運行的汽機熱耗率增加了約800.00 kJ/（kW·h），增加煤耗約31.0 g/（kW·h）［18］。隨著負荷的降低，汽輪機高壓進汽側(cè)閥門開度過小，產(chǎn)生較大的節(jié)流損失；汽輪機低壓末級流動惡化，通流效率降低；進入汽輪機的蒸汽參數(shù)壓力和溫度降低，效率降低。因此，在較低負荷下，汽輪機的熱耗率較大幅度增加。為提高汽輪機的效率，需提高風量控制以升高一、二次再熱蒸汽溫度。

因此，在較低負荷下，需要協(xié)調(diào)好鍋爐熱效率和汽輪機效率。另外，較高的風量也提高了煤粉著火溫度。這表明該機組在30%額定負荷下還有調(diào)節(jié)和優(yōu)化的裕度，完全具備30%額定負荷深度調(diào)度的要求。

由圖5可知，隨著機組負荷的降低，該機組的廠用電率不斷增加。從機組50%額定負荷到30%額定負荷運行時，廠用電率急劇增加，增加了約3百分點，影響煤耗約9.0 g/（kW·h）。這是因為在較低負荷下，為了維持一、二次再熱蒸汽溫度，入爐風量控制較高，單位負荷的風機出力較高；各輔機在低負荷運行，偏離設(shè)計工況較多，效率相對偏低；再循環(huán)開啟，也增加了廠用電率［18-19］。

3 結(jié)論

考慮到燃煤機組在碳達峰、碳中和背景下的發(fā)展趨勢，本文試驗研究了某660 MW超超臨界二次再熱機組的深度調(diào)峰性能，分別研究了機組最低穩(wěn)燃負荷、主輔機運行狀態(tài)、污染物排放和設(shè)備狀態(tài)以及機組煤耗。試驗結(jié)果表明該機組最低穩(wěn)燃負荷下探到30%額定負荷，且能夠穩(wěn)定運行325 min。鍋爐干態(tài)運行，分離器出口過熱度為50～70℃，給水流量530 t/h，水冷壁金屬壁溫不超溫；各輔機控制參數(shù)和運行參數(shù)均未達到極限值，具有可調(diào)節(jié)的裕度；粉塵，SO2，NOx的排放質(zhì)量濃度分別控制在1.48，7.15，13.02 mg/m3，均達到國家規(guī)定的超低排放標準。經(jīng)過優(yōu)化調(diào)整，該660 MW超超臨界二次再熱機組調(diào)峰能力由原來最低40%額定負荷能力深調(diào)到最低30%額定負荷，提升了機組的深度調(diào)峰能力。

盡管如此，在30%額定負荷下，該機組的經(jīng)濟性急劇下降，鍋爐熱效率、汽輪機熱耗率和廠用電3個因素共影響煤耗約49.0 g/（kW·h），使供電煤耗達到345.64 g/（kW·h）。同時，鍋爐效率急劇降低，汽輪機熱耗率快速增加，廠用電力率大幅度增加，沒有發(fā)揮出該二次再熱機組高效率的優(yōu)勢。

在試驗中，需要重點注意機組在30%額定負荷時鍋爐的穩(wěn)定燃燒和受熱面的壁溫、給水泵的控制策略、脫硝系統(tǒng)進口煙氣溫度，防止鍋爐不穩(wěn)定燃燒引起爐膛滅火、受熱面壁溫大面積超溫、給水泵氣蝕和低流量保護動作、脫硝系統(tǒng)進口煙氣溫度低導致脫硝系統(tǒng)退出等。試驗主要困難是在30%負荷下，機組參數(shù)運行調(diào)整完全依靠不斷嘗試和摸索，沒有理論或經(jīng)驗可參照。因此，在試驗中，機組調(diào)控更多注重的是機組運行的安全性，沒有注意機組運行的經(jīng)濟性。

本文提出的機組最低穩(wěn)燃負荷的計算模型有待進一步研究完善。