660 MW超超臨界對(duì)沖燃燒鍋爐低負(fù)荷試驗(yàn)

鐘 偉， 馬達(dá)夫， 何 翔

(1. 國家電投集團(tuán)重慶合川發(fā)電有限公司，重慶 401520；2. 上海發(fā)電設(shè)備成套設(shè)計(jì)研究院有限責(zé)任公司， 上海 200240)

2016年以來，風(fēng)電和光伏發(fā)電等新能源發(fā)電的發(fā)展日益加快，其裝機(jī)規(guī)模也迅速增長(zhǎng)[1-4]。為了保障電網(wǎng)的穩(wěn)定及安全，火電參與深度調(diào)峰成為發(fā)展趨勢(shì)。提高火電機(jī)組深度調(diào)峰靈活性對(duì)保障電網(wǎng)穩(wěn)定性、保障民生供熱和支撐新能源發(fā)展具有積極作用。

針對(duì)重慶某電廠600 MW等級(jí)超超臨界機(jī)組中的4號(hào)機(jī)組鍋爐開展不投油最低穩(wěn)燃負(fù)荷試驗(yàn)，并對(duì)磨煤機(jī)運(yùn)行及燃燒方式進(jìn)行優(yōu)化，利用試驗(yàn)探索鍋爐在低負(fù)荷下的運(yùn)行能力，并找到制約鍋爐穩(wěn)燃的主要因素。

1 設(shè)備簡(jiǎn)介

1.1 機(jī)組概況

該電廠4號(hào)機(jī)組鍋爐為DG2045/26.15-Ⅱ2型、超超臨界參數(shù)、變壓運(yùn)行、直流鍋爐，采用一次中間再熱、平衡通風(fēng)、前后墻對(duì)沖燃燒方式，鍋爐本體為單爐膛尾部雙煙道結(jié)構(gòu)、露天布置、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架、全懸吊結(jié)構(gòu)Π形布置。以彬長(zhǎng)煤、華亭煤和附近華鎣山煙煤的混合煤作為實(shí)際燃用煤質(zhì)。

1.2 制粉系統(tǒng)與燃燒系統(tǒng)

鍋爐制粉系統(tǒng)采用中速磨煤機(jī)正壓一次風(fēng)直吹式送粉系統(tǒng)，配6臺(tái)HP1003型中速磨煤機(jī)，5臺(tái)運(yùn)行、1臺(tái)備用。鍋爐燃燒系統(tǒng)采用前后墻對(duì)沖布置，燃燒器采用外濃內(nèi)淡型低NOx旋流煤粉燃燒器。每臺(tái)磨煤機(jī)對(duì)應(yīng)1層的6個(gè)煤粉燃燒器，即A～F磨煤機(jī)分別對(duì)應(yīng)A～F層煤粉燃燒器，共有36個(gè)煤粉燃燒器，前后墻各3層對(duì)沖布置，前墻從上到下依次為E、B、A，后墻從上到下依次為C、D、F。在前后墻煤粉燃燒器的上方分別布置6個(gè)分離燃盡風(fēng)(SOFA)燃燒器和2個(gè)側(cè)燃盡風(fēng)燃燒器。

1.3 試驗(yàn)燃料分析

試驗(yàn)期間入爐煤元素分析見表1。

表1 入爐煤元素分析

試驗(yàn)煤樣為運(yùn)行的4臺(tái)磨煤機(jī)(A、B、D、F磨煤機(jī))所取原煤混合后的綜合煤樣。該混合煤樣硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3.52%，屬于高硫煤[5]，運(yùn)行時(shí)注意測(cè)控貼壁H2S及CO的含量，避免發(fā)生高溫腐蝕。該混合煤的水分質(zhì)量分?jǐn)?shù)較低，并且鍋爐具有較高的一次風(fēng)溫度，對(duì)煤粉的著火及燃盡較為有利。

2 低負(fù)荷燃燒調(diào)整措施

試驗(yàn)開始前，鍋爐負(fù)荷穩(wěn)定在280 MW，對(duì)穩(wěn)態(tài)過程選擇性催化還原(SCR)脫硝系統(tǒng)出口、空氣預(yù)熱器入口及出口的煙氣成分進(jìn)行測(cè)試，并對(duì)爐膛兩側(cè)看火孔處溫度進(jìn)行測(cè)試。

試驗(yàn)1 h后，鍋爐負(fù)荷降至230 MW，穩(wěn)定后進(jìn)行相關(guān)測(cè)試。但是，由于電網(wǎng)調(diào)度要求機(jī)組5 h后解列，所以在230 MW的穩(wěn)定時(shí)間較短。230 MW負(fù)荷試驗(yàn)完成后，鍋爐向200 MW降負(fù)荷。

試驗(yàn)2 h后，鍋爐負(fù)荷降至197 MW。負(fù)荷到197 MW的10 min后，B3火焰檢測(cè)信號(hào)波動(dòng)劇烈，信號(hào)從100%降低至20%，并且影響到B2火焰檢測(cè)信號(hào)。因此，立即采取投運(yùn)3個(gè)B層大油槍和5個(gè)A層微油槍的措施。此時(shí)，主蒸汽壓力降低至8.4 MPa左右，爐膛負(fù)壓正常，主蒸汽溫度、再熱蒸汽溫度分別在585 ℃和570 ℃左右。隨后采取以下措施來穩(wěn)定燃燒：

(1) 將制粉系統(tǒng)投運(yùn)的3臺(tái)磨煤機(jī)(A、B、F磨煤機(jī))的冷風(fēng)門關(guān)小，將磨煤機(jī)分離器出口溫度設(shè)定值提高至85 ℃。

(2) 將一次風(fēng)母管壓力設(shè)定值降低0.2 kPa(設(shè)置負(fù)偏置)。

(3) 將B3燃燒器的外二次風(fēng)門開度從50%關(guān)至40%，B2燃燒器的外二次風(fēng)門開度從60%關(guān)至50%；同時(shí)，增加旋流強(qiáng)度，提高火焰穩(wěn)定性。

采取上述措施后，主蒸汽壓力逐漸恢復(fù)至10 MPa以上，然后停運(yùn)大油槍，再將微油槍撤去。20 min后，大油槍全部停運(yùn)；30 min后，開始陸續(xù)停運(yùn)A層微油槍；45 min后，微油槍全部停運(yùn)。之后，在負(fù)荷為197 MW的情況下進(jìn)行不投油穩(wěn)燃試驗(yàn)，試驗(yàn)持續(xù)約2 h。

3 試驗(yàn)結(jié)果與分析

3.1 主要運(yùn)行參數(shù)分析

低負(fù)荷運(yùn)行期間，鍋爐主要參數(shù)見表2。當(dāng)負(fù)荷低于200 MW且繼續(xù)下降時(shí)，負(fù)荷下降速率應(yīng)穩(wěn)定在0.5 MW/min，防止燃燒不穩(wěn)定導(dǎo)致熄火。

由表2可得：

表2 低負(fù)荷運(yùn)行工況時(shí)鍋爐主要參數(shù)

(1) 負(fù)荷由280 MW下降至197 MW，主蒸汽溫度、主蒸汽壓力、給水質(zhì)量流量、給水溫度、總風(fēng)量、SCR脫硝系統(tǒng)入口煙氣溫度等參數(shù)均在合理范圍發(fā)生變化，沒有達(dá)到各參數(shù)的下限值，并且SCR脫硝系統(tǒng)入口煙氣溫度高于脫硝催化劑要求最低溫度(300 ℃)。

(2) 負(fù)荷由280 MW下降至197 MW時(shí)，空氣預(yù)熱器出口O2體積分?jǐn)?shù)由8.71%上升至9.77%。煙氣中CO含量隨著負(fù)荷降低而降低，說明低負(fù)荷下燃燒效率升高，燃燒較為充分。

(3) 飛灰及大渣的含碳量在合理范圍內(nèi)，197 MW下飛灰含碳量略有上升。這是由于低負(fù)荷下爐膛溫度較低，一次風(fēng)率增加，燃燒組織情況較差[6]。

同時(shí)，低負(fù)荷運(yùn)行期間，過熱器減溫水量很少，再熱器減溫水質(zhì)量流量為0 t/h，說明低負(fù)荷下水冷壁輻射傳熱比例較高，對(duì)流傳熱比例較低，減溫水量偏離30%額定負(fù)荷的設(shè)計(jì)值。應(yīng)及時(shí)進(jìn)行燃燒調(diào)整，尤其需要關(guān)注運(yùn)行的磨煤機(jī)，降低爐膛吸熱比例，提高過熱器及再熱器吸熱比例。

3.2 燃燒穩(wěn)定性分析

通過爐膛看火孔觀察燃燒狀況，并且與高溫光學(xué)溫度儀測(cè)煙氣溫度相結(jié)合的方式判斷燃燒是否穩(wěn)定。圖1為低負(fù)荷下噴口煙氣溫度。

圖1 低負(fù)荷下噴口煙氣溫度

由圖1可得：3個(gè)工況下，底層(A層、F層)燃燒器噴口煙氣溫度無明顯變化且穩(wěn)定，而中層(B層、D層)燃燒器噴口煙氣溫度相差30 K左右；對(duì)于上層(C層、E層)燃燒器，噴口煙氣溫度在42%額定負(fù)荷時(shí)比在35%額定負(fù)荷時(shí)高90 K左右，噴口煙氣溫度在35%額定負(fù)荷時(shí)比在30%額定負(fù)荷時(shí)高60 K左右。主要原因?yàn)椋旱讓尤紵鲗?duì)應(yīng)磨煤機(jī)的給煤量、一次風(fēng)量及出口溫度沒有明顯變化；隨著負(fù)荷的降低，中層、上層燃燒器對(duì)應(yīng)磨煤機(jī)的給煤量降低，導(dǎo)致中層及上層燃燒器的煤粉濃度降低，影響低負(fù)荷下的煤粉著火。

燃盡風(fēng)區(qū)域的煙氣溫度可以表征爐膛煙氣溫度的水平，3個(gè)工況下的爐膛煙氣溫度相差50 K左右。低負(fù)荷下爐膛溫度較低，會(huì)導(dǎo)致煤粉著火燃盡情況較差，進(jìn)而引起飛灰含碳量隨著負(fù)荷的降低而升高，可針對(duì)以上情況在低負(fù)荷下進(jìn)行精細(xì)化燃燒調(diào)整[7-8]。

3.3 經(jīng)濟(jì)性分析

鍋爐熱損失率及鍋爐效率見表3。

表3 各工況下鍋爐熱損失率及鍋爐效率

由表3可得：3個(gè)工況下鍋爐效率的區(qū)別較小，鍋爐效率平均值為92.3%。隨著鍋爐負(fù)荷的降低，未燃碳熱損失率略有上升，是因?yàn)榈拓?fù)荷下爐膛煙氣充滿度降低，燃燒強(qiáng)度被弱化[9]。隨著鍋爐負(fù)荷的降低，干煙氣熱損失率先下降后上升，是因?yàn)殄仩t負(fù)荷由230 MW下降到197 MW，排煙溫度下降了7 K；而工況3的干煙氣熱損失率達(dá)到5.83%，是因?yàn)榭諝忸A(yù)熱器出口O2體積分?jǐn)?shù)達(dá)到9.77%，空氣量過大導(dǎo)致煙氣量大，此時(shí)過量空氣系數(shù)高達(dá)1.87。因此，低負(fù)荷下合理組織燃燒并適當(dāng)降低氧量有助于明顯提升鍋爐效率。

試驗(yàn)期間，汽輪機(jī)熱耗、供電煤耗與鍋爐負(fù)荷的關(guān)系見圖2。

圖2 汽輪機(jī)熱耗、供電煤耗與鍋爐負(fù)荷的關(guān)系

由圖2可得：隨著鍋爐負(fù)荷的降低，汽輪機(jī)熱耗明顯升高，在197 MW下，汽輪機(jī)熱耗高達(dá)10 407 kJ/(kW·h)。低負(fù)荷下，機(jī)組運(yùn)行情況偏離設(shè)計(jì)值，隨著鍋爐負(fù)荷的降低，發(fā)電效率明顯降低，進(jìn)而影響機(jī)組運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性[10-12]。

3.4 安全性分析

低負(fù)荷穩(wěn)燃試驗(yàn)前，為保證給水泵汽輪機(jī)進(jìn)汽參數(shù)滿足要求，將給水泵汽輪機(jī)的汽源切為輔汽聯(lián)箱中的汽源。

199 MW下，各墻垂直水冷壁壁溫見圖3，主要受熱面壁溫及蒸汽溫度見圖4。

圖3 各墻垂直水冷壁壁溫

圖4 主要受熱面壁溫及蒸汽溫度

負(fù)荷剛降至199 MW時(shí)，由于蒸汽溫度偏低，對(duì)蒸汽溫度進(jìn)行了適當(dāng)調(diào)整。提高過熱度后，蒸汽溫度開始升高并至穩(wěn)定后，各墻垂直水冷壁壁溫均在安全合理范圍內(nèi)。

負(fù)荷下降至199 MW時(shí)，蒸汽溫度下降幅度較大。垂直管水冷壁出口壁溫降低至320 ℃左右。提高過熱度后，給水量適當(dāng)減少，蒸汽溫度和相關(guān)壁溫開始上升。垂直水冷壁壁溫最高達(dá)到460 ℃，但是仍在安全裕度內(nèi)(報(bào)警值為531 ℃)，并且各受熱面壁溫均在安全合理范圍內(nèi)，未出現(xiàn)異常超溫點(diǎn)。

4 結(jié)語

通過對(duì)該電廠鍋爐開展低負(fù)荷不投油穩(wěn)燃試驗(yàn)，得出的結(jié)論為：

(1) 對(duì)于燃燒高硫煤的超超臨界對(duì)沖燃燒鍋爐，在30%額定負(fù)荷下，爐膛燃燒穩(wěn)定，轉(zhuǎn)向室煙氣溫度沒有明顯下降的趨勢(shì)，并且SCR脫硝系統(tǒng)入口煙氣溫度在300 ℃以上，能滿足脫硝要求。

(2) 低負(fù)荷下，關(guān)鍵輔機(jī)及環(huán)保系統(tǒng)可以滿足運(yùn)行要求。對(duì)于試驗(yàn)機(jī)組，低負(fù)荷下鍋爐效率變化不大，但汽輪機(jī)熱耗及供電煤耗明顯上升，嚴(yán)重影響機(jī)組的運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性。

(3) 42%、35%、30%額定負(fù)荷下，能保證鍋爐不投油穩(wěn)燃，鍋爐水冷壁壁溫處于安全合理范圍內(nèi)。汽輪機(jī)能夠滿足低負(fù)荷連續(xù)運(yùn)行，給水泵汽輪機(jī)和給水泵組能夠滿足低負(fù)荷連續(xù)運(yùn)行要求。

低負(fù)荷試驗(yàn)期間，沒有發(fā)現(xiàn)鍋爐大范圍超溫及其他安全隱患，但超超臨界機(jī)組參與深度調(diào)峰還存在一些不確定性，如水冷壁壁溫波動(dòng)、負(fù)荷繼續(xù)降低后存在干濕態(tài)轉(zhuǎn)換風(fēng)險(xiǎn)等。因此，建議大容量高參數(shù)超超臨界機(jī)組參與深度調(diào)峰時(shí)，需要從低負(fù)荷燃燒穩(wěn)定性、運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性及安全性等多方面進(jìn)行考慮。