1000MW 超超临界塔式锅炉超低负荷运行特性研究

孙铭阳，杨佩，赵天，张健，杨振

（1.国能徐州发电有限公司，江苏 徐州 221135；2.江苏省方天电力技术有限公司，江苏 南京 211167）

1 前言

双碳战略下，我国将持续推进产业结构和能源结构调整，提高清洁能源比例，大力推动太阳能、风能、氢能等新能源发电技术的发展，而新能源消纳是当前实施“双碳”战略亟须解决的问题。

燃煤发电仍然是保障我国能源安全的压舱石，提升大型燃煤发电机组深度调峰灵活性，助力新能源消纳，是我国能源发展的必然趋势。随着《全国煤电机组改造升级实施方案》的制定，各发电企业推进煤电机组改造升级工作，从燃烧优化调整、蒸汽温度、脱硝NOx等方面对锅炉深度调峰运行展开研究。深度调峰时，锅炉设备可靠运行是保障其他热力设备和电网稳定安全的重要基础。杨磊等探索了1000MW 锅炉机组低负荷极限，实现了30%BMCR 低负荷稳燃。舒健分析了锅炉低负荷运行时煤粉着火、吹灰及油枪投运等方面，制定机组运行措施。何志瞧等对浙江省燃煤火电机组在深度调峰中稳燃、受热面超温、SCR 烟温等问题进行了分析。我国早期引进锅炉技术以Π 型锅炉为主，导致我国对塔式锅炉的研究相对较少，调试、运行理论方面的经验不够丰富。和Π 式锅炉相比，塔式锅炉热偏差小、磨损轻、传热系数高，在高参数和大型化方面的应用逐渐增加。随着电网对深度调峰的需求，有必要对大型塔式锅炉深度调峰特性进行全面解读。本文采用1000MW 超超临界塔式燃煤锅炉，进行了超低负荷运行，评估了超低负荷下过/再热汽温特性、NOx 生成和脱硝特性。

2 实验部分

2.1 锅炉概况

本文在国华徐州发电有限公司1000MW 燃煤锅炉上进行实验，该锅炉是一次再热3099t/h 超超临界参数变压运行直流炉，采用单炉膛塔式布置、四角切向燃烧、摆动喷嘴调温，配置6 台中速磨，BMCR 工况时5 台运行，1 台备用，BMCR 和BRL 工况下蒸汽参数如表1 所示。如图1 所示，锅炉上部沿着烟气流动方向依次布置一级过热器、三级过热器、二级再热器、二级过热器、一级再热器和省煤器，烟气经过SCR 脱销装置后进入空气预热器。过热器系统配有两级减温水，再热器配置了常规减温水点和事故减温水。

表1 锅炉蒸汽参数

图1 锅炉受热面布置图

2.2 实验方法

本文选取190MW、250MW 和286MW 三个超低负荷进行实验，采用B、C、D 三层磨组合运行的方式；此外，选取494MW 和985MW 两个高负荷进行对比实验。实验开始前，锅炉在高负荷下运行，然后根据规范降负荷，当负荷降至设定值时，维持运行0.5 ～1h，密切监视并记录蒸汽参数、NOx 生成量和脱硝情况等。实验过程中，仅在250MW 和190MW 下，B、C 两层磨投微油以稳定燃烧，仅985MW 负荷下开启了过热器减温水控制过热汽温。

3 结果与讨论

3.1 蒸汽温度

稳定的蒸汽气温是保证汽轮机高效安全运行的重要前提。对于直流锅炉，气温调节主要是先依靠水煤比粗调，再结合喷水、燃烧器摆角细调。如图2 和图3 所示，随着负荷由985MW 下降到190MW，水煤比由5.67 下降至4.3；985MW 工况下过热汽温为600℃，250MW 负荷下降至565℃左右，这表明，水煤比下降幅度不足以提高过热气温，为了提高汽轮机排气干度，则需进一步降低再热蒸汽的压力，实际运行中，超低负荷下再热蒸汽压低于1.5MPa；进一步降负荷至190MW 时，分离器湿态运行，蒸汽经过热器吸热不够，导致过热器气温降低到520℃。因此，在深度调峰改造中，可以增加辐射过热器受热面，强化低负荷下吸热量，同时减少对流受热面，以尽量保持高负荷下过热汽温平衡；此外，在保证水冷壁安全的前提下，可以细化水煤比管理，并搭配燃烧器摆角进行调温。

图2 不同负荷下的水煤比

图3 不同负荷下过热汽温

再热汽温对机组经济性和安全性至关重要。图4 给出了负荷对再热器进、出口汽温的影响，随着负荷增加，再热器进、出口温度同步增加，由此可见，过热器出口汽温偏低是再热气温下降的原因之一。在985MW 工况，再热蒸汽温基本能达到要求，494MW 工况（再热器进口温度更高），即使降低再热气压，再热器出口温度仍然加速下降，主要是因为锅炉的布置决定了两级再热器都是以对流换热为主，随着负荷下降，吸热比下降，负荷进一步下降至200MW 时，再热器出口温度仅有499℃。因此，对于再热汽温的调节，首先采取措施满足过热汽温，再配合调整燃烧器摆角，以提高再热汽温，如还不能满足要求，再适当增加再热器受热面，高负荷下采用减温水防止超温。

图4 典型负荷下的再热蒸汽温度

3.2 NOx 生成

NO 排放是大型燃煤机组深度调峰所面临的重要问题之一。煤燃烧过程中NOx以NO 为主，生成机理可以分为热力型和燃料型，而锅炉的运行温度低于热力型NO 的生成温度，因此，本实验中NO 以燃料型为主，其生成受燃烧气氛影响，氧化性气氛越强，NO 生成量越多，而还原性气氛越强，NO 生成就越少。如图5 所示，当锅炉机组负荷较高时，风煤比维持在6 左右，当负荷降到286MW 后，风煤比增加到11.3，这主要是空气量需要满足磨煤机和一次风风速等的需求，因此，随着负荷减小，送风量和O2含量急剧增加。如图6 所示，高负荷工况下，NO 含量约为220mg/m3，当负荷降至低于286MW 时，NO含量急剧增加到608mg/m3。此外，高负荷下，通过提高燃尽风配比，降低主燃区过量空气系数，借助原性气氛减少NO 的生成量。

图5 负荷对风煤比和烟气O2 浓度的影响

图6 负荷对炉膛排烟NO含量的影响

3.3 SCR 脱硝性能

电厂锅炉普遍采用选择性催化还原（SCR）脱硝，反应温度是影响SCR 脱硝性能的关键因素。如图7 所示，随着负荷从985MW 下降到286MW，SCR 入口的温度由353℃降至300℃，当负荷由985MW 下降到494MW 时，烟气流速下降，停留时间降低，脱硝效率提高，随后，SCR 入口温度降至300℃，催化剂活性下降；当负荷进一步下降时，宽负荷脱硝系统开始运行，SCR 入口温度和脱硝效率有所改善。电厂SCR 脱硝采用尿素热解产生的NH3作为还原剂，而尿素投放量是基于环保要求进行控制的，理论上只要尿素使用量足够多，就可以将NO全部脱除。但当尿素过量时，一方面，多余的NH3就会排入大气；另一方面，这部分NH3在SO2和O2的作用下会生成NH4H(SO)4，对除尘造成负面影响，因此，需要对SCR 出口进行NH3逃逸监测。如图8 所示，286MW 下2个SCR 脱硝出口NH3浓度分别为6ppm 和10ppm，而其余负荷下NH3浓度都在3ppm 以下，这表明，SCR 脱硝温度过低会造成脱硝效率下降，尿素使用量过多会造成NH3逃逸增加。

图7 SCR 脱硝性能随负荷的变化趋势

图8 氨逃逸率随负荷的变化趋势

4 结语

本文在1000MW 塔式锅炉上进行超低负荷运行摸底实验，得到以下结论。（1）受辐射换热和对流换热特性的影响，超低负荷下过热气温度偏低，进一步引起再热蒸汽温偏低，可以通过增加辐射过热器受热面，强化低温下辐射过热器的吸热量，提高过热器温度；超低负荷运行时，在保证水动力稳定的前提下进一步优化水煤比，提高过热器温度。（2）机组超低负荷工况运行时，由于风煤比的提高导致炉膛氧化性气氛增强，NOx生成量急剧增加。（3）锅炉低负荷运行导致炉膛出口烟温降低，脱硝效率下降，过多的尿素使用导致NH3逃逸增加；250MW 和190MW 超低负荷运行时，宽负荷脱硝系统（给水旁路+热水再循环）运行，能提升脱硝性能，降低尿素投放量和NH3逃逸。