邢秀峰

（國網(wǎng)山西省電力公司電力科學研究院，山西 太原 030001）

0 引言

隨著我國大型循環(huán)流化床技術的發(fā)展，繼四川白馬電廠超臨界循環(huán)流化床機組示范成功后，我國相繼審批了一批350 MW超臨界循環(huán)流化床機組。山西作為煤炭資源大省，在利用低熱值煤的項目中，正在建設和投運的350 MW超臨界循環(huán)流化床機組的數(shù)量及裝機位居我國前列。山西河坡發(fā)電有限公司所基建的該類型機組為我國第一批由東方鍋爐集團自主知識產(chǎn)權的350 MW超臨界循環(huán)流化床機組。該機組于2015進入基建試運階段，并與2016年7月2臺機組全部投入商業(yè)運行。

流化床鍋爐在國內(nèi)外得到了迅速的發(fā)展，但其固有的熱慣性大的特性使得其負荷響應速度慢，調(diào)節(jié)速率差[1-2]。另外，風電和水電等新能源發(fā)電在電網(wǎng)中所占比例也不斷升高；由于受氣候條件的制約，新能源發(fā)電輸出功率具有間歇性和隨機性的特點[3-4]，從而引發(fā)了電網(wǎng)的一對突出矛盾。即一方面，新能源發(fā)電具有的間歇性和負荷不確定性造成了電網(wǎng)負荷的頻繁波動[5-6]，給電網(wǎng)中發(fā)電機組的負荷調(diào)節(jié)能力提出了靈活性和快速性要求；另一方面，電網(wǎng)中的循環(huán)流化床發(fā)電機組固有的負荷響應慢又制約了電網(wǎng)的調(diào)節(jié)速率，使得電網(wǎng)的調(diào)度問題越來越突出，發(fā)電機組調(diào)度難度越來越大。

目前，電力調(diào)度對循環(huán)流化床機組的調(diào)峰速度為1%～1.5%。由于負荷信號在傳輸過程中有一定的滯后性，為滿足電網(wǎng)調(diào)度調(diào)峰要求，該類型機組火力發(fā)電廠在日常自動發(fā)電控制AGC（auto generationcontrol）模式下的負荷調(diào)整速率通常設為4～4.5 MW/min，但在實際運行過程中，由于循環(huán)流化床鍋爐燃燒滯后性大，且不同煤質(zhì)及入爐煤粒徑對機組的響應速度影響較大[7-8]，采用上述速率下，機組的熱力系統(tǒng)對電負荷的響應存在不同程度的滯后性?；谏鲜鲈颍h(huán)流化床機組在AGC模式運行方式下，響應負荷在進行鍋爐沖量燃燒的前提下，主要依靠汽輪機的閥位實時響應來滿足機組AGC要求[9-10]。機組運行壓力與設定壓力偏差隨負荷的升降變大；同時由于汽輪機的閥門存在流量拐點，當閥位大于臨界拐點時，靠汽輪機的閥位開度無法響應機組實時負荷；尤其在高負荷升負荷過程中，進氣壓力下降，閥位加大，汽輪機的閥位超越拐點后，機組負荷速率的響應將無法滿足電網(wǎng)的實時調(diào)度要求。

依據(jù)《火力發(fā)電廠自動發(fā)電控制性能測試驗收規(guī)程》DL/T1210—2013，在協(xié)調(diào)模式下，機組調(diào)節(jié)過程中，實際運行壓力與設定壓力的偏差應不大于0.4 MPa[11]。基于循環(huán)流化床機組熱慣性大，燃燒滯后性的特點[12-14]，壓力偏差最大控制在1 MPa以內(nèi)較為理想，超過1.5 MPa以后，機組受控制壓力偏差容忍的限制[15]，AGC負荷響應將受到制約。本文以山西河坡電廠新投產(chǎn)的350 MW超臨界循環(huán)流化床機組為研究對象，通過階躍試驗，分析超臨界循環(huán)流化床鍋爐CFB（circulating fluidized bed boiler） 機組的負荷響應過程，為超臨界CFB機組負荷調(diào)節(jié)速率的研究提供技術基礎。

該350 MW超臨界流化床鍋爐是東方鍋爐廠生產(chǎn)的具有自主知識產(chǎn)權的第一代350 MW超臨界循環(huán)流化床機組。鍋爐為超臨界參數(shù)變壓運行直流爐，單爐膛、半露天M型布置、平衡通風、一次中間再熱、循環(huán)流化床燃燒方式，采用高溫冷卻式旋風分離器進行氣固分離的流化床鍋爐。試驗期間煤種發(fā)熱量為23421 kJ/kg，收到基全水分為6.4%，灰分為24.5%，干燥無灰基揮發(fā)分為13.55%，入爐煤粒徑：0～1 mm占比42.82%、1～3 mm占比28.19%，3～6 mm占比10.4%、6～8 mm占比6.69%、大于8 mm占比11.90%。

1 2 MW/min的負荷變化速率試驗

在機組協(xié)調(diào)模式下，選取2 MW/min的負荷變化速率，在230～290 MW負荷段內(nèi)進行升負荷變化試驗。圖1為試驗過程中機組升負荷過程中的壓力變化，其中縱坐標所顯示的壓力偏差為機組實際進氣壓力與設定滑壓曲線中壓力的差值。

負荷從230 MW以2 MW/min的速度升至290 MW，負荷階躍量60 MW。整個升負荷過程中，機組的進氣壓力較設定壓力呈逐漸下降趨勢，鍋爐的燃燒負荷速度低于實時要求的電負荷速度。瞬時電負荷的上升主要依靠機組的熱慣性進行彌補。機組在階躍60 MW期間，壓力偏差值由0.049 MPa下降至-1.341 MPa，壓力偏差變化1.39 MPa。

圖1 機組升負荷過程中的壓力變化（230～290 MW）

機組以2 MW/min速度，在階躍量20 MW負荷下，機組熱力系統(tǒng)對AGC模式下電負荷的響應良好；在階躍量30 MW負荷下，機組熱力系統(tǒng)對AGC模式下電負荷的響應較好；在階躍量60 MW負荷下，機組熱力系統(tǒng)可滿足AGC模式下電負荷的響應要求。若大于60 MW的負荷階躍量，機組自身的熱力系統(tǒng)將無法連續(xù)響應電負荷的速率要求，此時AGC指令應停止給予機組繼續(xù)升負荷的指令，可執(zhí)行降負荷指令。待機組壓力較設定壓力偏差小于0.5 MPa時，方可執(zhí)行繼續(xù)升負荷的指令。

2 3 MW/min的負荷變化速率試驗

在機組協(xié)調(diào)模式下，選取3 MW/min的負荷變化速率，在250～280 MW、負荷段內(nèi)分別進行了階躍量為30 MW工況下的升負荷變化試驗。圖2為試驗過程中機組升負荷過程中的壓力變化。

圖2 機組升負荷過程中的壓力變化（250～280 MW）

負荷從250 MW以3 MW/min的速度升至280 MW，負荷階躍量30 MW。整個升負荷過程中，機組的進氣壓力較設定壓力逐漸下降，鍋爐的燃燒負荷速度低于實時要求的電負荷速度。機組在階躍30 MW期間，壓力偏差值由0.237 MPa下降至－1.191 MPa，壓力偏差變化1.428 MPa。機組以3 MW/min速度，在階躍量30 MW負荷下，機組熱力系統(tǒng)可滿足AGC模式下電負荷的響應要求。若大于30 MW的負荷階躍量，機組自身的熱力系統(tǒng)連續(xù)響應電負荷的速率要求較差，此時AGC指令應停止給予機組繼續(xù)升負荷的指令，可執(zhí)行降負荷指令。待機組壓力較設定壓力偏差小于0.4 MPa時，方可執(zhí)行繼續(xù)升負荷的指令。

3 4.5 MW/min的負荷變化速率試驗

在機組協(xié)調(diào)模式下，選取4.5 MW/min的負荷變化速率，在180～200 MW、280～300 MW負荷段內(nèi)進行階躍量20 MW的升負荷變化試驗。圖3、4為試驗過程中機組升負荷過程中的壓力變化。

圖3 機組升負荷過程中的壓力變化（180～200 MW）

圖4 機組升負荷過程中的壓力變化（280～300 MW）

從圖3、4中可以看出，機組在以4.5 MW/min的負荷變化速率階躍20 MW的工況下，隨著負荷的升高，進氣壓力與設定壓力偏差在0.5～0.7 MW之間。機組熱力系統(tǒng)熱負荷的響應狀況良好。

在機組協(xié)調(diào)模式下，選取4.5 MW/min的負荷變化速率，在180～210 MW、210～240 MW、280～310 MW負荷段內(nèi)進行階躍量30 MW的升負荷變化試驗。圖5、6、7為試驗過程中機組升負荷過程中的壓力變化。

圖5 機組升負荷過程中的壓力變化（180～210 MW）

圖6 機組升負荷過程中的壓力變化（210～240 MW）

圖7 機組升負荷過程中的壓力變化（280～310 MW）

從圖5、6、7中可以看出，機組在以4.5 MW/min的負荷變化速率階躍30 MW的工況下，隨著負荷的升高，進氣壓力與設定壓力偏差為1.5 MPa。

在機組協(xié)調(diào)模式下，選取4.5 MW/min的負荷變化速率，在180～220 MW負荷段內(nèi)進行階躍量40 MW的升負荷變化試驗。圖8為試驗過程中機組升負荷過程中的壓力變化。

圖8 機組升負荷過程中的壓力變化（180～220 MW）

從圖8中可以看出，機組在以4.5 MW/min的負荷變化速率階躍40 MW的工況下，隨著負荷的升高，進氣壓力與設定壓力偏差為2 MPa。

在機組協(xié)調(diào)模式下，選取4.5 MW/min的負荷變化速率，在180～230 MW、負荷段內(nèi)進行階躍量50 MW的升負荷變化試驗。圖9為試驗過程中機組升負荷過程中的壓力變化。

圖9 機組升負荷過程中的壓力變化（180～230 MW）

從圖9中可以看出，機組在以4.5 MW/min的負荷變化速率階躍50 MW的工況下，隨著負荷的升高，壓力與設定壓力偏差為2.637 MPa。

綜合上述，3個工況下的試驗結果，機組在以4.5 MW/min的負荷變化速率下，機組熱力系統(tǒng)的熱負荷能較好滿足階躍量30 MW的負荷變化，大于該階躍量，機組實際對電負荷的實時響應變差。

4 降負荷速率試驗

針對30 MW階躍量，在負荷285～315 MW進行了3 MW/min速率的降負荷試驗和190～220 MW負荷區(qū)間內(nèi)進行了4.5 MW/min速率的降負荷試驗。試驗結果如圖10、11所示。

圖10 機組降負荷過程中的壓力變化（285～315 MW）

圖11 機組降負荷過程中的壓力變化（190～220 MW））

從圖10、圖11中可以看出，機組在以3 MW/min的負荷變化速率階躍30 MW的降負荷工況下，隨著負荷的下降，壓力升高，進氣壓力與設定壓力偏差為1.357 MPa；機組在以4.5 MW/min的負荷變化速率階躍30 MW的降負荷工況下，隨著負荷的下降，壓力升高，壓力與設定壓力偏差為1.75 MPa；基本能滿足電負荷的響應要求。

5 結論

綜合試驗結果，超臨界循環(huán)流化床鍋爐滿足機組AGC響應速率受階躍量的限制。機組以2 MW/min的負荷變化速率時，該機組的熱力系統(tǒng)熱負荷的響應能滿足電負荷相應速度的變化要求，最大階躍量為60 MW；機組以3～4.5 MW的負荷變化速率，該機組的熱力系統(tǒng)熱負荷的響應能滿足電負荷相應速度的變化要求，最大階躍量為30 MW。超過該階躍量進行電網(wǎng)調(diào)度時，應在連續(xù)升負荷指令中給予一定的時間間隔，便于彌補熱力系統(tǒng)熱負荷對電網(wǎng)負荷響應滯后性的熱負荷量，從而更好地滿足電網(wǎng)負荷變化的要求。