循环流化床机组深度调峰试验研究

杨俏发

（西山煤电（集团）有限责任公司发电分公司，山西 太原 030000）

0 引言

随着山西经济结构的转型，高耗能企业限量生产，山西整体的用电负荷呈下降趋势，且山西省的装机容量逐年上升，装机过剩严重；同时随着山西省清洁能源发电占比的日益加大，基于清洁能源负荷的时变形特点，尤其在冬季供暖期，整体山西电网的调整受清洁能源、供热以及装机过剩的多重压力，电力平衡困难。在电网调度日益严峻的趋势下，火电机组作为支撑性调峰机组，加强火电机组的深度调峰能力摆在科教工作者面前的一个重要课题。循环流化床燃煤机组一方面在火电机组中的占比越来越大，参与电网调峰的作用越来越大；另一方面由于自身燃烧特点，低负荷稳燃效果较好，调峰能力大[1]，深度挖掘该类型机组的深度调峰能力，是提高整体火电机组深度调峰能力的重要途径。选取山西省不同类型典型循环流化床机组，在实际运行煤种下，进行机组深度调峰试验研究。机组深度调峰为降低最小技术出力和压火启动两种调峰方式。

1 最低技术出力试验研究

影响循环流化床锅炉最小技术出力的主要因素为[2]：锅炉本体结构设计，燃用入炉煤质，氮氧化物的排放控制。其中入炉煤质的影响最为突出，锅炉最低技术出力主要受煤种挥发分大小的制约。结合山西省循环流化床锅炉入炉煤种的使用，选取了3台不同类型典型300 MW循环流化床锅炉进行燃用不同挥发分煤种下，锅炉最小技术出力试验，试验煤种如表1所示，试验结果如表2所示，不同煤种循环流化床锅炉的最低技术出力如图1所示。

表1 试验煤种煤质分析表

循环流化床机组的实际调峰能力受机组自身设计、燃用煤种及机组类型的限制。燃用挥发较高煤种的循环流化床锅炉，燃烧着火点低，机组的最低稳燃负荷较低，深度调峰能力强；锅炉自身设计炉膛容积热负荷高，床温设计较高的循环流化床机组，其最低技术出力低，调峰能力强。典型循环流化床机组深度调峰的最低技术出力为19.69%～25.76%，其调峰能力在无油助燃条件下，最大调峰能力可达到19.69%～100%。从技术角度出发，该类型机组的深度调峰能力空间较大，其技术满足深度调峰实施的可行性。

表2 燃用不同煤种下机组最低技术出力

图1 燃用不同煤种下机组的最低稳燃负荷

2 循环流化床锅炉压火启动试验

压火最初是指循环流化床锅炉在运行过程中，因计划检修、重要辅助设备突然发生故障或其他故障需要暂时停止锅炉运行的一种操作，利用锅炉预热产生一定的蒸汽量，维持汽轮机在一段时间内继续以3000 r/min运行，即实现停炉不停机。循环流化床，当电网峰谷差增加，尤其是冬季，供热机组最低负荷受供热量的影响，出力大于机组本身的最低稳燃出力时，可将部分机组停运，待电网高峰前再将其迅速启动，达到大幅度调峰的目的。采用此种方式实施电网调峰从技术角度是可行的，但具体实施受压火启动时间间隔的限制。锅炉压火后再次启动时，只有床温在锅炉燃用煤种的投煤温度之上，才可能实现不投油压火启动。因此，锅炉燃用煤种的着火温度为锅炉压火后的最低启动床温，通常从机组压火后到床温降到最低启动床温的时间为锅炉的最长压火时间。通常，由于机组压火启动时，锅炉辅机启动到床料流化再到给煤机投煤需要十几分钟时间，锅炉的床温通常会下降50～100℃。因此，压火后的最低启动床温需要比燃用煤种对应的着火温度点高50～100℃。

2.1 带外置床自然循环锅炉压火启动时间界定

在某300 MW带外置床换热器的循环流化床锅炉（锅炉1） 进行压火试验，试验煤种如表3所示。

表3 试验煤种煤质

停炉前机组负荷260 MW，停炉后压火时床温902℃。压火后锅炉的床温随时间的变化曲线如图2所示。从图2中可以看出，刚压火时床温下降较快，后期较慢。该锅炉燃用煤种的挥发分高，通过煤质的分析估算，该煤质的着火温度为480℃，最低启动床温应控制在580℃以上。压火5.5 h后床温下降到589℃，进行锅炉压火后启动。20 min后压火启动投煤成功，1.67 h后机组顺利并网发电，从停炉解列到再次并网中间一共持续7.17 h。

2.2 不带外置床自然循环锅炉的压火启动时间界定

在某不带外置床300 MW循环流化床锅炉（锅炉2）进行压火试验。试验煤种如表4所示。

进行压火试验停炉前机组负荷240 MW，停炉后压火时床温931.8℃。压火后锅炉的床温随时间的变化曲线如图2所示中锅炉2的曲线。通过煤质的分析估算，该煤质的着火温度约550℃，最低启动床温为650℃。压火3.5 h后床温下降到666℃，进行锅炉压火后启动，18 min后压火启动投煤成功，1.5 h后机组顺利并网发电，从停炉解列到再次并网中间一共持续5 h。

图2 压火期间床温变化曲线

表4 试验煤种煤质

2.3 超临界循环流化床锅炉压火启动时间界定

在某不带外置床300 MW循环流化床锅炉（锅炉2）进行压火试验。试验煤种如表5所示。

进行压火试验停炉前机组负荷290 MW，停炉后压火时床温943.2℃。压火后锅炉的床温随时间的变化曲线如图2所示中锅炉3的曲线。比较图2中锅炉1、锅炉2和锅炉3的床温下降曲线可以看出，锅炉3的床温下降最快，这主要是由于锅炉3为直流炉，持续给水致使水冷壁带走的热量大，床温下降较快。通过煤质的分析估算，该煤质的着火温度约650℃，最低启动床温为750℃。压火2 h后床温下降到750.5℃，进行锅炉压火后启动，停炉解列到再次并网中间共持续3.33 h。

3 结论

a）循环流化床机组的实际调峰能力受机组自身设计、燃用煤种及机组类型的限制。燃用挥发分较高的煤种，着火点低，机组的最低稳燃负荷低，调峰能力强；该类型机组的最低稳燃负荷为19.69%～25.7%，其最大调峰能力可达到19.69%～100%，但部分机组在深度调峰负荷下，氮氧化物排放不满足超低排放标准，需进行超低负荷下低氮燃烧改造及调整。

b）循环流化床锅炉压火时间随着锅炉炉型和燃用煤种的不同而变化。燃用高挥发分煤种的自然循环锅炉压火时间最长，燃用低挥发分煤种直流炉压火时间最短。

c）循环流化床锅炉可以实现压火后不投油启动。机组压火时，从压火前解列到压火启动后再次并网的时间间隔通常为3～7 h。