1080MW超超临界锅炉低负荷稳燃优化试验研究

杭光飞 胡强 王涛 田桦

（1.山东能源内蒙古盛鲁电力有限公司 2.中能建西北电力试验研究院有限公司）

0 引言

《中国电力发展“十三五”规划》[1]中明确指出高度重视电力系统调节能力建设。我国新能源发电的迅猛发展，以及煤电产能的过剩，煤电必须进行灵活性改造。随着新能源的比例逐渐扩大，对调峰电源的需求也逐渐升高，而煤电具有较好的调峰性能[2]。我国主要以煤炭为一次能源，而高调节性的煤电厂将成为最可行的选择[3]。

近年来，随着我国大量的风电、光伏发电等新能源进入市场，电网负荷及峰谷差不断增大[4-5]，660MW、1000MW火电机组已为电网主力机组，并频繁地承担调峰任务[1-2]。一般机组在超低负荷下运行时，锅炉风煤比、水煤比的协调关系会出现失衡，自动控制系统不能投入，特别是机组负荷在50%以下时，依靠人工手动操作，不但会造成锅炉效率低，而且排放物会受到影响[3]。

对电厂来说，若长期深度调峰，不但要考虑电厂机组安全性，还要考虑电厂经济性[4-7]。因此国内很多地方，为鼓励电厂积极参与灵活性改造，均实施调峰补贴收入策略[9]。目前各省网公司对电厂调峰服务补偿标准属于阶梯补偿的方式。50%负荷以下进入深度调峰服务，50%～40%区间每kWh补贴0.38元，40%～30%区间每kWh补贴0.92元，机组深度调峰深度越深，可获得利润越高。

在不进行任何改造的前提下，通过试验手段，对国内某电厂1080MW超超临界机组调峰能力进一步延伸。在保持机组原有的运行方式下，通过对机组低负荷段的控制协调优化。证明机组可在24%～50%超低负荷段完成深度调峰的要求，提高锅炉运行的经济指标。

1 系统概述

某电厂锅炉为1080MW超超临界锅炉，直流炉、双切圆燃烧方式、固态排渣、单炉膛、一次再热、平衡通风、全封闭、全钢构架、全悬吊结构，Π型锅炉。

锅炉配6台磨煤机，5用1备。燃烧系统配中速磨冷一次风直吹式制粉系统设计，48只直流式燃烧器分6层布置于炉膛下部，煤粉和空气从二个面、八个角送入，在炉膛中呈双切圆方式燃烧。锅炉主要设计参数如表1所示，煤质报告如表2所示。

表1 锅炉设计参数

表2 实际燃煤分析报告

2 逻辑参数优化

2.1 给水泵再循环阀逻辑优化

为使机组给水泵在任何负荷段安全运行，给水泵再循环阀需要满足自动调节，保证给水泵出口流量在安全范围内[6]。因此增加气动给水泵再循环阀在深度调峰区域跟随机组负荷指令调整逻辑。在50%负荷下增加降负荷再循环阀开度函数和升负荷再循环阀门开度函数，降负荷时目标负荷达到280MW，循环阀全开，升负荷时目标负荷达到290MW，再循环阀全开。再循环阀开度取值如表3所示。

表3 再循环阀开度取值

2.2 给水流量参数优化

主给水流量为经温度压力修正后的省煤器入口给水流量，作为被调量。通过控制给水流量，来保证分离器出口温度。在启动阶段，给水旁路调阀控制省煤器入口给水流量，分离器储水箱水位由361阀控制。在锅炉由湿态转为干态后，给水主路打开，通过汽动给水泵来控制给水流量。给水量变化时会引起蒸发量、主汽温度和主汽压力的同步变化，相互牵制且关系密切。根据直流锅炉的特点，直接采用锅炉主控指令对应的给水流量函数作为给水设定值。针对锅炉惯性大的特点，在锅炉主控指令后面增加了三阶惯性环节，防止给水的大幅度波动，同时使给水流量与燃料的发热量相对应。若煤质变动而导致主蒸汽温度变化，需采用过热度修正，当过热度变化时，可以通过增减相应给水流量，保持主蒸汽温度及炉膛壁温稳定。优化前，给水流量下限为1068t·h-1，无法满足机组下降负荷的要求，通过试验，将给水流量函数进行延伸。优化前后数据如图1所示。

图1 给水流量优化曲线

2.3 煤量基准线优化

由于机组在低负荷下运行，原有的机组负荷协调曲线不能适用，因此煤量基准线需要向低负荷延伸，在投协调时，可以保证机组超低负荷稳燃，机组能够准确动作，电厂原始函数未考虑300MW以下的煤量，通过试验对400MW以下区间的给煤量进行修改，数据如图2所示。

图2 优化前后煤量基准数据

2.4 一次风基准线优化

一次风的主要作用是输送煤粉，并提供煤粉燃烧最初所需的氧气。进入磨煤机及供给每只燃烧器的一次风都从一次风母管供应，为了保证煤粉的正常输送，并以适当的速度从燃烧器喷入炉膛，以稳定燃烧，必须保证在任何负荷下均有一定的一次风压，需要将一次风母管的压力控制在一定的值。低负荷运行下，尽量缩减一次风量，提高二次风压，保持二次风动量，使炉膛燃烧更稳定。原始一次风压函数低负荷段设定值较大，通过优化将一次风压在低负荷段适当降低。优化数据如图3所示。

图3 一次风压基准线优化前后对比曲线

2.5 滑压曲线优化

机组采用定-滑-定压的运行方式，20%～90%额定负荷阶段采取滑压运行方式。当机组投入CCS方式时，操作员可选择定压、滑压运行方式，在滑压运行方式下，主汽压力设定值由负荷指令经函数发生器产生，同时设有滑压偏置设定，运行人员可以小幅修正压力设定值。当机组为TF或BF控制方式时处于定压运行方式，压力设定值由运行人员手动给出。机组负荷对应主汽压力优化前后数据如图4所示。

图4 滑压曲线优化前后对比曲线

3 深度调峰协调优化试验

试验用作测试经协调优化后的深度调峰能力以及机组在干态运行下所能达到的最低负荷。适应电网负荷变化要求，当机组负荷降低至50%额定负荷以下时，锅炉、汽机、电机及相关辅助设备均可安全、可靠和稳定运行。

3.1 试验步骤

1）锅炉低负荷稳燃试验，由500MW降至400MW采用协调控制方式进行，400MW稳定4h运行后切换为TF方式，由400MW降至300MW，300MW稳定4h后，负荷由300MW降至240MW，稳定后进行观察。

2）降负荷过程中采用多次、少量的方式进行，每次减少2～3t/h给煤量之后稳定3～5min，观察机组各运行参数是否稳定，同时逐渐调整机前压力设定值在15MPa，直至负荷降低至240MW。

3）机组负荷降至240MW且脱硝系统运行稳定后，入口烟温322℃，机前压力13.5MPa，主热蒸汽584.9℃，再热蒸汽587.5℃，火检信号稳定。

4）400MW负荷以下由于二次风箱压力降低，极易出现两侧汽温偏差的情况。将未投入二次风门关至5%，同时保留最上层燃尽风门#1～#4角风门开度40%，其余燃尽风门关至5%，因煤量较少将托底风关至60%，已投运燃烧器对应启旋风关至20%，有效缓解两侧汽温偏差。

5）为保证脱硝入口烟气温度在450MW负荷以下，逐渐将再热器烟气挡板开至100%，过热器烟气挡板逐渐关至30%，保证脱硝入口烟气温度大于310℃。

6）机组在投入AGC下，设定降负荷速率为15.5MW/min，负荷由500MW降至240MW，稳定后由240MW升至500MW。

3.2 低负荷稳燃试验曲线

按照上述试验步骤，在机组240MW超低负荷稳燃下，机组各项参数稳定，试验期间负荷曲线和火检信号如图5、图6所示。

图5 机组干态协调深度调峰曲线

4 试验结果分析

机组在AGC协调运行的方式下，负荷由500MW降至240MW时，给水流量为777t/h，接近锅炉本生流量；给煤量127t/h，水冷壁温最大偏差10℃，最高温度360℃，机组处于干态运行；280MW时再循环阀开至100%，给水泵正常运行。主汽压力采用滑压运行，最低压力为13.5MPa。

优化前，后墙水冷壁温与其余三侧水冷壁温差高达60℃，通过将A、B、C、D磨组运行切换为A、B、C、E磨组运行后，后墙水冷壁温偏差下降，温差消除。

对于尾部双烟道布置结构机组（前侧布置低温再热器、后侧布置低温过热器+省煤器），通过调整尾部烟气挡板开度，能够保证机组低负荷工况下SCR入口烟气温度大于310℃，满足脱硝要求。

通过水煤比控制，提高主蒸汽压力，保持过热度在10℃以上，保证机组在30%负荷工况下保持干态运行。

5 结束语

通过试验确定机组最低负荷达到240MW，调峰深度达到22.2%（以1080MW为基准）创国内百万机组未经改造调峰最低纪录。机组连续运行4h，火检信号稳定、炉膛负压无明显波动，脱硝烟温维持在310℃附近，环保指标正常，490MW以下开启再循环阀，240MW时再循环阀开至100%，保证给水泵的正常运行。通过对二次风箱压力调整与燃尽风摆角调整可以消除两侧汽温和烟温偏差。

经过超低负荷段锅炉燃烧优化调整，确定24%～40%负荷段锅炉运行方案，不仅对目前深度调峰低负荷及超低负荷段运行具有指导意义，也为该负荷段实现自动控制提供目标。