350 MW超临界锅炉机组深度调峰能力试验

赵 越，薛泽海，王桂林，边 疆

(1.国网天津市电力公司电力科学研究院，天津 300384；2.天津市电力科技发展有限公司，天津 300384)

0 前言

我国能源结构决定了以煤炭为主的能源格局将长期存在，电力建设以燃煤电厂为主仍然是我国国情的客观选择。截止2015年年底，我国全口径火电装机9.9亿kW，其中煤电装机8.8亿kW，占比为 88.9 %。

随着我国产业结构的深入调整，用电负荷增长缓慢，发电能力总体富裕、局部过剩，峰谷差越来越大，电网调峰成为常态，且面临压力越来越大。2015年，火电发电设备利用小时创1969年以来的年度最低值 4 329 h，同比下降 410 h；2016 年1—9月，全国火电发电小时数下跌6.5 %，预计在“十三五”期间将继续大幅下降。而以风电、太阳能电力为代表的新能源电力在电网中占的比重越来越大；因其具有随机性与波动性等特性，已成为电网的扰动源。

由于电网承受扰动的能力是有限的，当超过电网容纳能力时，会对电力系统稳定构成威胁。新能源电力同时具有反调峰特性，加剧了电网的峰谷差，给调峰机组带来更大的压力。深度调峰是发电机组超过基本调峰范围进行调峰的一种运行方式(一般深度调峰的调峰深度为60 %—70 % BMCR，即负荷下降到 30 %—40 % BMCR 运行)。通过加大调峰容量，给电力系统配置调频电源，保证系统频率在可调范围内。

大型燃煤火电机组作为电网调峰的主力军，普遍面临深度调峰问题，且调峰幅度越来越大，调峰任务也越来越重。为了准确掌握燃煤机组深度调峰的能力，确保调峰在安全稳定、环保排放达标的状态下进行，现对某350 MW超临界锅炉机组的深度调峰运行能力进行了试验。

1 深度调峰试验

1.1 锅炉设备简介

该机组锅炉由北京巴布科克·威尔科克斯有限公司设计和制造，为超临界参数变压运行、螺旋管圈水冷壁、单炉膛、一次中间再热、前后墙对冲、平衡通风、固态排渣、半露天布置、全钢构架的P型直流锅炉，型号为B&WB-1136/25.4-M。锅炉配有无炉水循环泵的内置式启动系统，运转层以下封闭，运转层标高为12.6 m。

锅炉采用美国B&W公司SWUP超临界直流燃煤锅炉的典型布置，汽水分离器及储水箱布置在炉前，炉膛由下部螺旋膜式水冷壁和上部垂直膜式水冷壁构成。炉膛出口布置屏式过热器，折焰角上方布置后屏过热器和高温过热器，高温再热器布置在水平烟道处。尾部竖井由隔墙分隔成前后2个烟道，前部烟道布置低温再热器，后部烟道布置低温过热器和省煤器。前后烟道底部设置烟气调温挡板，以调节再热汽温。

锅炉主要设计参数如表1所示。

表1 锅炉主要设计参数(设计煤种)

1.2 试验方法

机组电负荷由350 MW降至175 MW，这属于正常的降负荷运行工况，可按照正常的降负荷曲线进行操作，停运第4，5层燃烧器和对应的磨煤机。深度调峰试验分2个阶段进行。

1.2.1 第 1 阶段

深度调峰试验的第1阶段，降负荷区间从175 MW 开始，逐渐滑降至 157.5 MW(45 % 额定负荷)。根据蒸发量的需要，停运第1层燃烧器和对应的磨煤机，降负荷期间需要停顿2—3个负荷点，观察机组的运行状态，确认没有问题后再继续降至45 %额定负荷。稳定运行30 min后开始正式试验，通过火焰电视和就地观察等手段，观察各燃烧器实际燃烧情况，并记录各项试验参数。

1.2.2 第 2 阶段

深度调峰试验的第2阶段，降负荷区间从157.5 MW 缓慢滑降至 140 MW(40 % 额定负荷)。为保证主蒸汽和再热蒸汽参数满足汽机安全运行的要求，需同时进行细致的配风调整。此负荷段滑降应缓慢进行，并分别在153 MW，149 MW和144 MW负荷点稳定15 min，严密观测炉膛负压波动和炉膛出口烟温的下降幅度变化情况。通过火焰电视和就地观察等手段监测炉膛火焰燃烧状况，运行比较稳定后继续降负荷至140 MW工况，稳定30 min后开始试验，试验时间约为2 h。

此阶段工况下，需要严密监视脱硝入口烟气温度变化及脱硝出口NOX排放浓度。如果脱硝入口烟气温度降至309 ℃或者NOX排放浓度超过50 mg/Nm3，运行人员应当停止降负荷并作出及时调整。

2 试验结果

锅炉深度调峰的试验结果如表2所示。

表2 锅炉深度调峰试验数据

试验结果显示，锅炉电负荷能够降至140 MW(40 % BMCR)，并在此负荷下稳定运行了 2 h。在试验期间，减温水量控制适中，在满足主、再热汽温的同时，无壁温超温现象；在低负荷运行时，汽水、风烟系统参数运行正常，锅炉负压波动较小，火焰燃烧稳定，机组相关辅机设备运行正常。锅炉的着火稳定性方面不存在问题，具有进一步降低负荷的潜力。

同时，在深度调峰工况运行期间，机组的NOx 排放浓度为 21.7—42.2 mg/Nm3，SO2排放浓度为 7.9—14.0 mg/Nm3，烟尘排放浓度为 1.5—4.1 mg/Nm3，均低于超低排放的要求，表明此锅炉机组能够在60 % BMCR深度调峰工况下安全稳定运行，同时满足污染物排放的要求。机组在140 MW电负荷下运行时，SCR入口温度降低到310.9 ℃，接近了SCR设备要求的临界值309 ℃，存在一定的风险，若继续降低负荷，SCR系统将会退出运行，导致NOx排放超标。

3 结论

从试验结果总体分析，该350 MW超临界锅炉机组深度调峰能力为60 % BMCR，同时满足各项污染物的超低排放要求，但存在SCR入口烟温过低时会导致SCR系统退出运行的风险。因此，提出60 % BMCR深度调峰安全运行的重点措施或者适当提高深度数值(如45%)，以规避SCR系统退出运行的风险，是该电厂亟需考虑和解决的问题。

参考文献：

1 林 俐，邹兰青，周 鹏，等.规模风电并网条件下火 电机组深度调峰的多角度经济性分析[J].电力系统自动 化，2017，41(7)：21-27.

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3 焦庆丰，雷 霖，李 明，等.国产600 MW超临界机 组宽度调峰试验研究[J].中国电力，2013，46(10)：1-4.