660MW 超超臨界鍋爐30%負(fù)荷深度調(diào)峰控制優(yōu)化策略

李文成

（寧夏棗泉發(fā)電有限責(zé)任公司 寧夏 銀川 750000）

0 引 言

隨著我國碳中和和碳達峰的戰(zhàn)略目標(biāo)要求的逐步實施，近年來電力行業(yè)風(fēng)電和光伏裝機規(guī)模迅猛增長，由于新能源發(fā)電出力受外界環(huán)境制約明顯，發(fā)電出力不穩(wěn)定，給電力系統(tǒng)的安全運行和電力保供帶來了巨大挑戰(zhàn)。在此背景下，為提高電網(wǎng)系統(tǒng)調(diào)峰能力和新能源的消納，煤電機組不但要承擔(dān)電力能源保供壓艙石的作用，還需參與更多的電網(wǎng)調(diào)峰任務(wù)。為應(yīng)對電力系統(tǒng)的這種新形勢，避免煤電機組在調(diào)峰過程中的頻繁啟停，維持電力系統(tǒng)的靈活性及安全性，煤電機組進行深度低負(fù)荷調(diào)峰運行勢在必行。國內(nèi)火電廠多采用設(shè)備技術(shù)改造實現(xiàn)機組深調(diào)，而本研究主要通過燃燒調(diào)整、控制優(yōu)化實現(xiàn)機組深調(diào)。

寧夏棗泉電廠2×660MW鍋爐為超臨界參數(shù)、螺旋爐膛、一次中間再熱、平衡通風(fēng)、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架、露天布置的Π 型鍋爐。鍋爐采用前后墻對沖燃燒方式中速磨煤機正壓冷一次風(fēng)直吹式制粉系統(tǒng)，磨煤機共六臺，采用上海重型機械廠有限公司HP1003/Dyn 中速磨煤機。BMCR時五臺投運，一臺備用。磨煤機出口煤粉細(xì)度為R90=20%。每臺磨帶一層燃燒器，每只燃燒器均配備一套油槍點火裝置，其中24 只常規(guī)大油槍，采用簡單機械霧化方式，12 只微油油槍，其總?cè)萘繛?8%BMCR，用于鍋爐點火穩(wěn)燃和低負(fù)荷穩(wěn)燃。

1 鍋爐30%THA 工況下不同磨組對比

隨著機組負(fù)荷降低，進入爐膛的燃料量逐漸減少，爐膛溫度降低，維持鍋爐的穩(wěn)定燃燒的熱量逐漸減少[1]，此時會出現(xiàn)鍋爐燃燒不穩(wěn)、爐膛負(fù)壓波動、磨煤機火檢的“閃爍”，甚至出現(xiàn)爐膛滅火情況，通?？刂茽t膛溫度不低于800℃，由于煤質(zhì)的不穩(wěn)定性及燃燒器特性不一致，運行中控制應(yīng)不低于900℃，所以入爐煤的煤質(zhì)對鍋爐的穩(wěn)定燃燒極為重要。一般在機組深調(diào)過程中要求燃用高揮發(fā)分、低水、熱值較高的煤種，而下層燃燒器火焰對爐內(nèi)燃燒的支撐作用，需保持煤質(zhì)穩(wěn)定，表1 為試驗期間所選用的煤種，該煤種為機組常用摻配煤種。實驗期間試驗煤種1 上倉B、C、E 倉，試驗煤種2 上倉A 倉。

表1 設(shè)計煤種與試驗煤種對比

鍋爐各燃燒器層及OFA 左右側(cè)分別有一觀火孔，本次試驗爐膛溫度通過觀火孔測量，爐膛燃燒器、及爐膛設(shè)計規(guī)范如表2 所示。

圖1 爐膛燃燒器布置圖

表2 爐膛設(shè)計規(guī)范

表3 A、E、C 磨組合運行主要參數(shù)

表4 A、B、C 磨組合運行主要參數(shù)

表5 機組負(fù)荷330MW 垂直水冷壁壁溫 單位：℃

表6 機組負(fù)荷198MW 垂直水冷壁壁溫 單位：℃

由于鍋爐有一定的蓄熱能力和熱慣性，測量爐膛溫度均在負(fù)荷降至30%THA，穩(wěn)定運行3.5小時后測量一次，測量時保證爐內(nèi)燃燒穩(wěn)定，無干擾測量準(zhǔn)確性的操作。本次測量采用紅外線高溫測量儀。測量時選擇距噴燃器出口1～2 米處，測量3 次并記錄平均值[2]。

隨著機組負(fù)荷降低，鍋爐總煤量減少，部分磨煤機出口煤粉濃度降低[3]，煤粉濃度降低后對噴燃器出口煤粉的揮發(fā)分著火、著火溫度、著火距離均有一定影響。為保證磨煤機出口濃度正常，一般控制磨煤機煤量大于40t/h（尤其是下層磨煤機），否則停運中上層磨煤機運行，所以，深調(diào)時段一般維持三臺磨煤機運行。

測量結(jié)果對比分析：

1)兩種磨煤機組合運行的工況下，爐內(nèi)著火能量充足，燃燒穩(wěn)定，爐膛負(fù)壓和磨煤機火檢運行良好，爐膛各層燃燒器區(qū)域爐膛溫度均在1100℃以上，證明此時爐內(nèi)燃燒工況良好。

2)煤質(zhì)相同情況下，A、B、C 磨組合運行燃燒區(qū)域溫度稍高于A、C、E 磨組，原因為下層磨煤機運行時爐內(nèi)火焰中心低，主燃燒區(qū)放熱較多、溫度高，說明鍋爐低負(fù)荷情況下層磨煤機對沖燃燒更有利于爐膛穩(wěn)燃。

3)煤質(zhì)相同情況下，A、C、E 磨組合運行時，主汽溫度、SCR 入口溫度稍高于A、B、C 磨組，但此時SCR 入口濃度卻大幅增加，原因為A、C、E 磨組運行后，爐內(nèi)火焰中心上移，對流換熱加強，對SCR 入口溫度及主汽溫度的提高有一定的幫助，但下層磨煤機停運后，破壞了為抑制NOx生成的分級燃燒，造成SCR 入口NOx 大幅增加[4]。

4)鍋爐負(fù)荷到位以后，3 小時爐內(nèi)測溫與5小時測溫數(shù)據(jù)基本相當(dāng)，說明鍋爐減負(fù)荷3 小時后爐內(nèi)溫度、燃燒工況已趨于穩(wěn)定[5]。

2 深調(diào)時鍋爐垂直水冷壁超溫控制

運行中由于爐內(nèi)空氣動力場分布不均，造成火焰偏斜或其它因素導(dǎo)致的燃燒不均。直流鍋爐垂直水冷壁壁溫偏差現(xiàn)象普遍存在，尤其在機組低負(fù)荷時，此時爐內(nèi)水動力穩(wěn)定性較機組高負(fù)荷弱，使垂直水冷壁壁溫偏差進一步增大，甚至出現(xiàn)超溫現(xiàn)象。所以，鍋爐低負(fù)荷運行時，解決好受熱面壁溫超限至關(guān)重要，圖2 為鍋爐垂直水冷壁壁溫測點布置圖。

圖2 垂直水冷壁壁溫測點分布圖

鍋爐前、后墻分別布置149 個，左、右墻布置106 個，本次試驗數(shù)據(jù)收集通過DCS 所布置的水冷壁溫度測點，由于測點數(shù)量較多，試驗數(shù)據(jù)選取時，各墻每間隔10 個測點進行選取分析（具體從爐左至爐右、爐前至爐后數(shù)起）。

數(shù)據(jù)對比分析：

1)機組負(fù)荷從198MW 上升至330MW 運行時，鍋爐垂直受熱面壁溫普遍有所升高，分析主要原因為低負(fù)荷期間鍋爐動力不足，同時為維持機組低負(fù)荷時鍋爐的干態(tài)運行，與機組高負(fù)荷時鍋爐水煤線不同。

2)機組低負(fù)荷時垂直水冷壁各壁溫偏差較大，壁溫高點容易發(fā)生超溫，主要原因是機組低負(fù)荷期間運行三臺磨煤機，對于前后墻對沖燃燒的鍋爐，此時失去對沖效應(yīng)，出現(xiàn)火焰偏斜，造成垂直水冷壁管壁溫度上升。為改善此種情況，可開啟對側(cè)備用磨煤機冷風(fēng)進行降溫，改善火焰偏斜情況，如圖3 所示，或增加給水偏置，緩解壁溫過快上升的趨勢。

圖3 垂直水冷壁壁溫變化趨勢

鍋爐低負(fù)荷時三臺磨煤機運行，鍋爐垂直水冷壁壁溫快速上升，開啟備用磨煤機冷一次風(fēng)門后，壁溫快速下降并趨于平緩。

3 控制邏輯優(yōu)化

由于機組深調(diào)時的部分自動控制未經(jīng)實際運行考驗，而目前電網(wǎng)對電廠負(fù)荷響應(yīng)要求高。為滿足機組在深調(diào)時AGC 方式下的負(fù)荷響應(yīng)及《兩個細(xì)則》的考核要求，提高設(shè)備自動控制水平及可靠性，對部分邏輯進行優(yōu)化。

3.1 干、濕態(tài)轉(zhuǎn)換

按照鍋爐啟動曲線，鍋爐轉(zhuǎn)態(tài)時負(fù)荷在30%THA 工況，給水流量在580t/h 左右，轉(zhuǎn)態(tài)判斷依據(jù)為機組負(fù)荷達到180MW 以上并且分離器出口過熱度大于5℃，或者機組負(fù)荷大于264MW，則認(rèn)為機組干態(tài)。當(dāng)機組在30%THA負(fù)荷（198MW）運行時，該負(fù)荷距轉(zhuǎn)態(tài)負(fù)荷較近，存在干、濕態(tài)來回切換的可能，容易引起受熱面金屬壁溫波動及協(xié)調(diào)控制品質(zhì)下降。為解決該問題，需對鍋爐的水、煤線適當(dāng)優(yōu)化，滿足深調(diào)期間機組安全運行需要，鍋爐水煤線修改具體情況如表7 所示。

表7 一次風(fēng)壓優(yōu)化前后對比

表7 鍋爐水煤線修改前后對比

由圖4 可知，修改鍋爐煤水線，即適當(dāng)減少鍋爐給水量、增加煤量，提高鍋爐分離器出口蒸汽的過熱度，使鍋爐在干態(tài)情況下運行，避免鍋爐啟動系統(tǒng)貯水箱見水，進入濕態(tài)運行，此時垂直水冷壁壁溫及鍋爐其他主要運行參數(shù)正常，修改后機組干濕態(tài)判斷邏輯為負(fù)荷高于190MW 為干態(tài)、負(fù)荷低于190MW 且分離器出口過熱度小于5℃為濕態(tài)。

圖5 鍋爐總風(fēng)量優(yōu)化前后曲線對比

3.2 鍋爐總風(fēng)量

鍋爐總風(fēng)量為所有燃燒器層二次風(fēng)和與一次風(fēng)量的總和?？傦L(fēng)量與煤對應(yīng)的函數(shù)關(guān)系，當(dāng)煤量變化后，風(fēng)量隨之改變，在機組低負(fù)荷運行期間，均采用富氧燃燒，或受風(fēng)機最小出力受限，風(fēng)量較大，過量空氣系數(shù)高，產(chǎn)生的NOX高[6]，當(dāng)總風(fēng)量不合理時會發(fā)生NOX超標(biāo)或發(fā)生引風(fēng)機搶風(fēng)現(xiàn)象，故機組深調(diào)期間風(fēng)量曲線有必要進一步優(yōu)化。

通過優(yōu)化總風(fēng)量曲線，在確保引風(fēng)機運行安全的前提下，使機組在深度調(diào)峰期間總排口NOX可控，確保環(huán)保參數(shù)運行正常。

3.3 一次風(fēng)壓

由于原一次風(fēng)壓控制策略為一次風(fēng)壓與鍋爐BID 負(fù)荷分段函數(shù)折線，而一次風(fēng)壓的穩(wěn)定運行對爐內(nèi)的穩(wěn)定燃燒較為重要。在鍋爐低負(fù)荷時，為保證底層磨煤機出口一定的煤粉濃度，減小中層磨煤機煤量、加大底層磨煤機煤量，使各個磨煤機煤量偏差大，對于煤量大的底層磨煤機，該控制方法容易引起制粉系統(tǒng)異常，需要對一次風(fēng)壓控制進行優(yōu)化。

優(yōu)化后的一次風(fēng)壓曲線為燃料量主控與一次風(fēng)壓的函數(shù)，同時根據(jù)磨煤機最大煤量進行修正，實現(xiàn)一次風(fēng)壓和磨煤機煤量相匹配，達到一次風(fēng)壓的精準(zhǔn)控制，滿足鍋爐低負(fù)荷運行時的安全需要。由于控制一次風(fēng)量節(jié)流損失小，有一定的節(jié)能效果。

4 提高SCR 入口溫度措施

機組深調(diào)期間，由于負(fù)荷低、鍋爐熱量不足[7]，造成SCR 入口溫度低，而脫硝SCR 運行時對入口溫度又有一定要求，控制脫硝入口煙氣溫度目的主要是為了防止氨鹽沉積、防止催化劑燒損失效、保證催化劑活性、減少NH3的逃逸、確保下游設(shè)備安全運行。脫硝反應(yīng)器入口煙溫低時，NH3與SO3在相對低溫下形成黏性雜質(zhì)氨鹽覆蓋催化劑表面導(dǎo)致其失效，所以機組深度調(diào)峰過程中對SCR 入口溫度控制尤為重要[8]。

1)如圖6 所示，由于尾部煙道被分隔墻分為大小不等的前后兩側(cè)[9]，再熱器靠前，過熱器靠后，過熱器側(cè)布置換熱面積較大的兩組省煤器，再熱器側(cè)布置一組換熱面積較小的省煤器，省煤器后布置煙氣擋板。機組深度調(diào)峰期間，關(guān)小過熱器側(cè)煙氣擋板，開大再熱器煙氣擋板，減少過熱器側(cè)的煙氣換熱，從而降低整個尾部煙道的換熱量，提高SCR 入口溫度，如圖7 所示。

圖6 鍋爐尾部煙道再熱器與過熱器布置圖

圖7 深度調(diào)峰期間SCR 入口溫度與過熱器擋板開度關(guān)系

2)投入空預(yù)器一、二次暖風(fēng)器運行，暖風(fēng)器投入后提高一、二次風(fēng)溫，提高了空預(yù)器冷端綜合溫度，避免機組低負(fù)荷時噴氨過量導(dǎo)致硫酸氫銨生成而造成空預(yù)器堵塞，同時可提高SCR 入口溫度[10]。

5 總結(jié)

1)在現(xiàn)有煤種下鍋爐在30%負(fù)荷期間能穩(wěn)定運行，不同磨組運行對比，爐膛溫度均能保證爐內(nèi)的穩(wěn)定燃燒，相比鍋爐高負(fù)荷期間穩(wěn)定性較脆弱，對制粉系統(tǒng)、風(fēng)煙系統(tǒng)等運行調(diào)整需緩慢。

2)對于前后墻對沖燃燒的鍋爐，在低負(fù)荷期間，由于運行磨煤機臺數(shù)為奇數(shù)，爐內(nèi)火焰失去對沖而偏斜，可開啟對側(cè)備用磨煤機冷風(fēng)進行通風(fēng)降溫，以避免火焰偏斜造成的垂直水冷壁超溫[11]。

3)深度調(diào)峰期間，需對一次風(fēng)壓、總風(fēng)量以及煤水線等自動控制邏輯做相應(yīng)的修改，提高自動控制的可靠性。

棗泉電廠在現(xiàn)有設(shè)備的基礎(chǔ)上，通過運行調(diào)整，邏輯優(yōu)化等方式，實現(xiàn)660MW 超超臨界機組30%負(fù)荷的下的安全運行。深度調(diào)峰運行過程中，各參數(shù)均在可控范圍內(nèi)穩(wěn)定運行，已取得相關(guān)部門的認(rèn)證和輔助服務(wù)市場深調(diào)資格，為企業(yè)取得了良好的經(jīng)濟效益，同時為公司下一步開展20%負(fù)荷深度調(diào)峰積累了寶貴經(jīng)驗。