循環(huán)流化床鍋爐深度調(diào)峰能力驗證分析

摘要：本文以某300 MW循環(huán)流化床鍋爐為例，對機組深度調(diào)峰能力進行驗證。試驗結(jié)果表明，在30%額定功率（90 MW）的最小機組出力工況下，鍋爐燃燒穩(wěn)定，鍋爐經(jīng)濟性能夠滿足要求。鍋爐排放的煙氣能夠滿足環(huán)境保護要求，該循環(huán)流化床鍋爐機組具備30%額定功率（90 MW）的深度調(diào)峰能力。

關(guān)鍵詞：循環(huán)流化床鍋爐；深度調(diào)峰；安全性能；環(huán)保性能；涉網(wǎng)性能

中圖分類號：TM621 文獻標識碼：A 文章編號：1008-9500（2023）08-0-04

DOI：10.3969/j.issn.1008-9500.2023.08.052

Analysis on Verification of Deep Peaking Capacity of circulating fluidized bed boilers

GUO Rui

（Guojiawan Power Plant of Shenhua Shendong Electric Power Co.， Ltd.， Yulin 719408， China）

Abstract： Taking a 300 MW circulating fluidized bed boiler as an example， this paper verifies the deep peaking capability of the unit. The test results show that under the minimum unit output condition of 30% rated power （90 MW）， the boiler combustion is stable and the boiler economy can meet the requirements. The flue gas emitted by the boiler can meet environmental protection requirements， and the circulating fluidized bed boiler unit has a deep peaking capacity of 30% rated power （90 MW）.

Keywords： circulating fluidized bed boiler; deep peaking; safety performance; environmental performance; network performance

循環(huán)流化床鍋爐熱容大，對劣質(zhì)燃料的適應性強，低負荷穩(wěn)燃性能好[1]，但熱容大的特性會引起負荷調(diào)整惰性大的問題[2-3]。隨著新能源發(fā)電比例的快速上升，火電機組的職能由基荷電源向調(diào)峰電源轉(zhuǎn)變，由于目前新能源發(fā)電（光伏、風電）的不穩(wěn)定性，火電機組需要承擔更多的電網(wǎng)深度調(diào)峰任務(wù)[4-5]?；鹆Πl(fā)電機組需要開展深度調(diào)峰能力認定及管理，強化安全性能、經(jīng)濟性能、環(huán)保性能和涉網(wǎng)性能。本文以某300 MW循環(huán)流化床鍋爐為例，對機組深度調(diào)峰能力進行驗證，從而確保循環(huán)流化床鍋爐實現(xiàn)安全、經(jīng)濟、綠色和穩(wěn)定的運行。

1 鍋爐設(shè)備情況

1.1 鍋爐設(shè)計參數(shù)

某火力發(fā)電廠現(xiàn)有2臺機組，鍋爐型號為HG-1065/17.5-L.MG44，制造廠為哈爾濱鍋爐廠有限責任公司。鍋爐型式為循環(huán)流化床（亞臨界參數(shù)），屬于一次中間再熱自然循環(huán)汽包爐，緊身封閉，采用平衡通風和固態(tài)排渣，采用全鋼架懸吊結(jié)構(gòu)，爐頂設(shè)大罩殼。根據(jù)蒸發(fā)量，鍋爐最大連續(xù)出力為1 065 t/h，鍋爐額定出力為1 014 t/h。

1.2 煤質(zhì)

為確認試驗期間入爐煤為鍋爐常用煤質(zhì)，調(diào)取1號鍋爐試驗前7 d的入爐煤工業(yè)分析結(jié)果進行比較，如表1所示。對7 d入爐煤進行比較，收到基低位發(fā)熱量的偏差為1.5%，全水分的偏差為2.0%，收到基灰分的偏差為1.5%，干燥無灰基揮發(fā)分的偏差為5.2%。各指標偏差均在規(guī)定允許范圍內(nèi)，鍋爐燃煤煤質(zhì)比較穩(wěn)定。

1.3 燃燒系統(tǒng)

爐膛、分離器、回料閥構(gòu)成循環(huán)流化床鍋爐的核心部分——物料熱循環(huán)回路，煤與石灰石在燃燒室內(nèi)完成燃燒及脫硫反應，產(chǎn)生的煙氣分別進入4個分離器，進行氣固兩相分離，經(jīng)過分離器凈化的煙氣進入尾部煙道。

2 試驗設(shè)計

2.1 試驗內(nèi)容

一是最小技術(shù)出力工況鍋爐受熱面、汽水、煙風溫度測試與評價；二是最小技術(shù)出力工況鍋爐燃燒穩(wěn)定性試驗與評價；三是最小技術(shù)出力工況鍋爐水動力評價；四是最小技術(shù)出力工況鍋爐煙氣脫硝、污染物排放檢測試驗與評價；五是最小技術(shù)出力工況鍋爐尾部煙道低溫腐蝕的評價；六是最小技術(shù)出力工況主要輔助設(shè)備運行評價；七是熱工控制邏輯檢查及熱工自動性能評價；八是深度調(diào)峰運行發(fā)電機組自動增益控制（AGC）試驗。

2.2 試驗工況

試驗分為兩個工況。工況一的試驗項目包括一次調(diào)頻試驗和AGC試驗，負荷要求為30%額定功率至50%額定功率，時間為2020年4月21日11：20-16：20。工況二的試驗項目包括鍋爐穩(wěn)燃試驗、汽輪機試驗、熱控系統(tǒng)保護和自動檢查確認試驗、機組經(jīng)濟性試驗，負荷要求為30%額定功率，時間為2021年4月25日09：35-17：35。

2.3 試驗儀器

試驗儀器主要有14種，即煙氣分析儀、輻射高溫儀、振動分析儀、皮托管、電子微壓計、K型熱電偶、煙氣預處理裝置、特穩(wěn)攜式校驗儀、數(shù)據(jù)采集儀、數(shù)據(jù)采集板、壓力變送器、E型熱電偶、溫度變送器（配鎧裝熱電偶）和穩(wěn)壓電源，如表2所示。

3 試驗結(jié)果及分析

深度調(diào)峰試驗時，機組負荷降至90 MW，鍋爐燃燒穩(wěn)定，機組各設(shè)備運行正常。主要參數(shù)如表3所示。

3.1 鍋爐受熱面、汽水和煙風溫度測試

90 MW負荷下，1號鍋爐煙風系統(tǒng)的主要運行參數(shù)如表4所示。從鍋爐左右側(cè)末級再熱器出口煙氣溫度、末級過熱器出口煙氣溫度比較來看，爐膛出口左右側(cè)煙氣溫度基本不存在偏差。爐膛出口和尾部各段的煙氣壓力左右側(cè)基本一致，沒有偏差。

90 MW負荷下，過熱汽一級減溫水投入量為15 t/h，過熱器二級、三級減溫水及再熱汽減溫水均未投入，過熱蒸汽溫度的最大偏差產(chǎn)生在低溫過熱器出口，偏差2.3 ℃，再熱蒸汽溫度的最大偏差產(chǎn)生在末級再熱器出口，偏差4.7 ℃。

3.2 鍋爐燃燒穩(wěn)定性

90 MW負荷下，爐膛負壓在38～123 Pa波動，負壓波動正常。前后墻床溫存在明顯的偏差，平均偏差為85.64 ℃，單點最大偏差為136.03 ℃。鍋爐飛灰可燃物含量為2.42%，爐渣可燃物含量為0.05%，灰渣可燃物含量較小，爐內(nèi)燃燒、配風組織良好，燃燒比較充分。

3.3 鍋爐水動力狀況

鍋爐給水壓力為7.86 MPa，給水溫度為216.76 ℃，給水流量為340.31 t/h。水冷壁、過熱器、再熱器的壁溫均在材料允許范圍內(nèi)，未出現(xiàn)水冷壁超溫現(xiàn)象。90 MW負荷下，鍋爐汽水系統(tǒng)運行正常，汽水分配均勻。

3.4 鍋爐煙氣脫硝和污染物排放測試

該鍋爐采用選擇性非催化還原（SNCR）脫硝系統(tǒng)，旋風分離器入口煙氣溫度維持在811.40 ℃左右，較裝置要求的850 ℃偏低，雖然能夠滿足超低排放要求，但效率偏低。試驗期間，機組除塵、脫硫裝置正常運行，能夠達到《鍋爐大氣污染物排放標準》（DB 61/1226—2018）對火力發(fā)電鍋爐污染物排放的環(huán)保要求。環(huán)保排放數(shù)據(jù)如表5所示。

3.5 鍋爐尾部煙道低溫腐蝕

根據(jù)入爐煤質(zhì)，經(jīng)計算，鍋爐酸露點溫度為113.16 ℃，在該負荷下，鍋爐排煙溫度為120.1 ℃。排煙溫度高于酸露點，不存在低負荷下鍋爐尾部煙道的腐蝕現(xiàn)象。

3.6 鍋爐效率

在機組最小技術(shù)出力（30%額定功率）工況下，對鍋爐進行熱效率測試，鍋爐實測效率為89.83%，修正后效率為90.59%，機組低負荷運行期間，鍋爐經(jīng)濟性能夠滿足要求。

3.7 熱工控制邏輯檢查及自動熱工自動性能評價

鍋爐主燃料跳閘（MFT）的主保護有14套，深調(diào)驗證期間，鍋爐MFT主保護全部投入。鍋爐跳閘（BT）的主保護有9套，深調(diào)驗證試驗期間，鍋爐BT主保護全部投入。鍋爐輔機正常運行，各輔機保護、聯(lián)鎖全部投入，相關(guān)保護、聯(lián)鎖邏輯和定值未做修改。深調(diào)工況下，主要自動調(diào)節(jié)系統(tǒng)的品質(zhì)指標如表6所示。

在深度調(diào)峰驗證試驗階段，機組的協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)、汽包水位控制系統(tǒng)、給水泵轉(zhuǎn)速控制系統(tǒng)、爐膛負壓控制系統(tǒng)、一次風調(diào)節(jié)系統(tǒng)、二次風調(diào)節(jié)系統(tǒng)、除氧器水位控制系統(tǒng)、凝汽器水位調(diào)節(jié)系統(tǒng)、高加水位調(diào)節(jié)系統(tǒng)等主要控制系統(tǒng)都處于自動狀態(tài)。在深調(diào)負荷段一次調(diào)頻性能試驗中，機組自動調(diào)節(jié)系統(tǒng)響應正確，在機組負荷變化過程中，除主汽壓力、汽包水位不滿足動態(tài)指標外，其他主要調(diào)節(jié)參數(shù)滿足《火力發(fā)電廠模擬量控制系統(tǒng)驗收測試規(guī)程》（DL/T 657—2015）的動態(tài)指標要求。

3.8 深度調(diào)峰運行發(fā)電機組AGC試驗

以10%額定功率（30 MW）的階躍量在機組負荷90 MW（30%額定功率）至150 MW（50%額定功率）的范圍內(nèi)進行深調(diào)負荷單向斜坡增、減負荷AGC試驗。機組采用協(xié)調(diào)控制方式，運行人員改變目標負荷設(shè)定值，以10%額定功率（30 MW）的階躍量進行單向斜坡變負荷試驗，兩個變負荷試驗之間的穩(wěn)定時間不少于10 min。試驗結(jié)果表明，機組負荷的平均調(diào)節(jié)速率實測值為2.79 MW/min，低于3 MW/min（1.0%額定功率）的指標要求；平均響應時間為87.5 s，小于100 s，滿足區(qū)域發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理要求。

4 結(jié)論

經(jīng)現(xiàn)場試驗驗證，最小技術(shù)出力工況下，試驗機組的深度調(diào)峰能力良好。評估結(jié)果顯示，試驗機組具有30%額定功率（90 MW）的深度調(diào)峰能力；在最小技術(shù)出力工況下，爐膛出口煙氣溫度不存在偏差，蒸汽溫度偏差在5 ℃以內(nèi)；在最小技術(shù)出力工況下，鍋爐燃燒穩(wěn)定，爐膛負壓在7～135 Pa波動，前后墻床溫存在明顯的偏差，平均偏差為85.64 ℃，單點最大偏差為136.03 ℃；鍋爐汽水系統(tǒng)運行正常，汽水分配均勻，水冷壁、過熱器、再熱器的壁溫均在材料允許范圍內(nèi)，未出現(xiàn)水冷壁超溫現(xiàn)象；煙氣中氮氧化物排放值為41.68 mg/m3，SO2排放值為0.46 mg/m3，粉塵排放值為0.64 mg/m3，能夠滿足環(huán)保要求；鍋爐空氣預熱器出口煙氣溫度在120.1 ℃左右，遠遠高于113.16 ℃的酸露點，不存在低負荷下鍋爐尾部煙道腐蝕現(xiàn)象；在最小技術(shù)出力工況下，鍋爐實測效率為89.83%，修正后效率為90.59%，機組低負荷運行期間，鍋爐經(jīng)濟性能夠滿足要求；在深度調(diào)峰變負荷工況下，除主汽壓力、汽包水位不滿足動態(tài)指標外，其他主要調(diào)節(jié)參數(shù)均滿足《火力發(fā)電廠模擬量控制系統(tǒng)驗收測試規(guī)程》（DL/T 657—2015）的動態(tài)指標要求；經(jīng)AGC性能試驗，機組負荷的平均調(diào)節(jié)速率實測值為2.79 MW/min，低于3 MW/min（1.0%額定功率）的指標要求；平均響應時間為87.5 s，小于100 s，滿足區(qū)域發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理的要求。

參考文獻

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