叢星亮，謝紅，蘇陽，張駿，程英捷

（1.國網(wǎng)安徽省電力有限公司電力科學(xué)研究院，合肥230601；2.國電蚌埠發(fā)電有限公司，安徽蚌埠233000）

0 引言

近年來，隨著新能源發(fā)電的大規(guī)?？焖侔l(fā)展，安徽電網(wǎng)消納新能源的形勢(shì)日趨嚴(yán)峻，電網(wǎng)峰谷差不斷增大，調(diào)峰能力不足的問題越來越顯著。安徽電網(wǎng)新能源發(fā)電負(fù)荷最高可達(dá)到8.78 GW，占比達(dá)到全省用電負(fù)荷的48%。新能源發(fā)電具有波動(dòng)性和間歇性的特征，為了更好地消納新能源發(fā)電，火電機(jī)組不得不參與深度調(diào)峰，靈活調(diào)節(jié)出力［1］。

目前，大部分燃煤機(jī)組已經(jīng)基本實(shí)現(xiàn)40%額定負(fù)荷的深度調(diào)峰目標(biāo)［2］。許多研究人員和工程技術(shù)人員對(duì)燃煤機(jī)組的深度調(diào)峰進(jìn)行了研究：劉文勝等［3］通過試驗(yàn)研究了660 MW亞臨界鍋爐的30%額定負(fù)荷深度調(diào)峰；華敏等［4］研究了660 MW超臨界燃煤機(jī)組的深度調(diào)峰；王立等［5］通過試驗(yàn)研究了火力發(fā)電機(jī)組的深度調(diào)峰，并提出了運(yùn)行優(yōu)化措施；胡建根等［6］比較了典型燃煤鍋爐的深度調(diào)峰能力；于浩洋等［7］研究了330 MW循環(huán)流化床機(jī)組30%負(fù)荷深度調(diào)峰的性能；高林等［8］全面統(tǒng)籌考慮了深度調(diào)峰控制技術(shù)改造，可實(shí)現(xiàn)25%～30%額定負(fù)荷及以上全程協(xié)調(diào)控制；吳瑞康等［9］分析了機(jī)組深度調(diào)峰對(duì)汽輪機(jī)運(yùn)行、本體、輔助設(shè)備的壽命及經(jīng)濟(jì)性的影響；馬玉華等［10］對(duì)深度調(diào)峰時(shí)亞臨界自然循環(huán)鍋爐水循環(huán)安全進(jìn)行了計(jì)算與分析；周文臺(tái)等［11］研究了深度調(diào)峰下的再熱蒸汽溫度偏差調(diào)整。

在競(jìng)爭(zhēng)的電力市場(chǎng)中，火電機(jī)組利用小時(shí)數(shù)逐年下降，基本處于虧損狀態(tài)。雖然660 MW超超臨界二次再熱機(jī)組效率較高，但是也面臨著較大的生存壓力。隨著碳中和、碳達(dá)峰目標(biāo)的提出和未來新能源的進(jìn)一步發(fā)展，燃煤機(jī)組將從基本負(fù)荷機(jī)組轉(zhuǎn)變成調(diào)峰機(jī)組。為了適應(yīng)新形勢(shì)的發(fā)展，提高自身競(jìng)爭(zhēng)力，本文通過試驗(yàn)的方法測(cè)試并驗(yàn)證了某660 MW超超臨界二次再熱機(jī)組參與深度調(diào)峰的能力。機(jī)組深度調(diào)峰試驗(yàn)的主要內(nèi)容包括：（1）在沒有其他助燃方式（投油、投等離子燃燒裝置等）下，機(jī)組的最低穩(wěn)燃負(fù)荷，即調(diào)峰的深度；（2）機(jī)組主、輔機(jī)系統(tǒng)的運(yùn)行安全性，比如汽機(jī)系統(tǒng)、制粉系統(tǒng)、風(fēng)煙系統(tǒng)、鍋爐汽水系統(tǒng)及自動(dòng)控制系統(tǒng)的運(yùn)行狀態(tài)；（3）低負(fù)荷下，機(jī)組脫硫、脫硝和除塵系統(tǒng)投運(yùn)能力和環(huán)保指標(biāo)達(dá)標(biāo)情況；（4）低負(fù)荷下機(jī)組煤耗指標(biāo)。

1 機(jī)組概況

1.1 汽輪機(jī)概況

汽輪機(jī)系上海電氣集團(tuán)股份有限公司設(shè)計(jì)制造的N660-31/600/620/620型超超臨界、二次中間再熱、單軸、五缸四排汽、凝汽式汽輪機(jī)，制造廠產(chǎn)品代號(hào)DR95-01。該汽輪機(jī)主要技術(shù)參數(shù)見表1。

表1 汽輪機(jī)主要技術(shù)參數(shù)Tab.1 Main technical parametersof thesteam turbine

1.2 鍋爐概況

鍋爐為高效超超臨界參數(shù)變壓直流鍋爐，二次中間再熱，單爐膛，前后墻對(duì)沖燃燒方式，尾部三煙道結(jié)構(gòu)，采用擋板調(diào)節(jié)再熱汽溫、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架、平衡通風(fēng)、半露天布置、全懸吊結(jié)構(gòu)П型鍋爐。鍋爐型號(hào)為DG1785.49/32.45-Ⅱ14型，主要設(shè)計(jì)參數(shù)見表2。

表2 鍋爐主要設(shè)計(jì)參數(shù)Tab.2 Main design parametersof theboiler

2 試驗(yàn)結(jié)果及分析

2.1 機(jī)組最低穩(wěn)燃負(fù)荷

機(jī)組最低穩(wěn)燃負(fù)荷取決于鍋爐最低穩(wěn)燃負(fù)荷。鍋爐最低穩(wěn)燃負(fù)荷除了與燃料類別及燃燒方式明顯相關(guān)外，還與諸多燃燒器著火穩(wěn)燃條件有關(guān)，比如燃燒器、磨煤機(jī)及制粉系統(tǒng)的設(shè)計(jì)選型與運(yùn)行性能［12］。由于影響因素較多，在實(shí)際運(yùn)行中無法確定制約穩(wěn)燃的短板因素，通過理論計(jì)算進(jìn)行確定也比較困難，目前，最簡(jiǎn)單、可靠的方法是現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。試驗(yàn)機(jī)組負(fù)荷降至198 MW并穩(wěn)定運(yùn)行后，試驗(yàn)開始計(jì)時(shí)，198 MW穩(wěn)定運(yùn)行325 min，如圖1所示。

圖1 機(jī)組深度調(diào)峰試驗(yàn)最低穩(wěn)燃負(fù)荷Fig.1 Minimum stable fired load in deep peak-load shaving test of the unit

機(jī)組負(fù)荷從480 MW以4.0 MW/min的速率降至330 MW并穩(wěn)定約60 min；然后以4.4 MW/min的速率降負(fù)荷至260 MW左右并穩(wěn)定約6 min；繼續(xù)以1.0 MW/min的速率緩慢降負(fù)荷至198 MW左右，穩(wěn)定運(yùn)行325 min。試驗(yàn)結(jié)束后，機(jī)組以4.0 MW/min的速率快速升負(fù)荷至600 MW。在降負(fù)荷和30%額定負(fù)荷運(yùn)行中，都未投用等離子或其他穩(wěn)燃裝置。

以上試驗(yàn)結(jié)果表明，該機(jī)組具備在30%額定負(fù)荷穩(wěn)定運(yùn)行的能力，最低穩(wěn)燃負(fù)荷可以下探到30%額定負(fù)荷。

文獻(xiàn)［13］研究發(fā)現(xiàn)煤粉穩(wěn)定燃燒與爐膛溫度、揮發(fā)分密切相關(guān)，在煤粉穩(wěn)定燃燒過程中，是揮發(fā)分的燃燒引起煤炭顆粒的燃燒，若爐膛溫度低到無法滿足揮發(fā)分燃燒，爐膛將滅火。根據(jù)李軍等［14］人的研究結(jié)果，結(jié)合實(shí)際運(yùn)行機(jī)組已知煤的揮發(fā)分、入爐煤量和總風(fēng)量等重要參數(shù)，推導(dǎo)出理論最低穩(wěn)燃溫度

式中：k為煤粉進(jìn)入爐膛后先燃燒的揮發(fā)分比率，可通過試驗(yàn)獲得本機(jī)組深度調(diào)峰試驗(yàn)時(shí)k為0.8；Var為收到基揮發(fā)分；Q/B為風(fēng)煤比，可采用機(jī)組分散控制系統(tǒng)（DCS）值。若風(fēng)量和入爐煤無法準(zhǔn)確測(cè)量，則Q/B可以用下式計(jì)算，

式中：φO2為空氣預(yù)熱器（以下簡(jiǎn)稱空預(yù)器）進(jìn)口煙氣中O2的體積分?jǐn)?shù)，可通過試驗(yàn)測(cè)量獲得；ω(Car)，ω(Sar)，ω(Har)，ω(Oar)分別為入爐煤的收到基C，S，H和O元素的質(zhì)量分?jǐn)?shù)，可通過取樣分析獲得。

由式（1）可知，理論Tmin與Var和Q/B有關(guān)。煤的揮發(fā)分越低，風(fēng)煤比越高，燃燒所需溫度越高，燃燒越不穩(wěn)定。本機(jī)組在30%額定負(fù)荷時(shí)，氧量控制在10%。經(jīng)過計(jì)算，Q/B為14，代入式（1）計(jì)算出理論最低穩(wěn)燃溫度為955.0 K，即揮發(fā)分與煙氣混合溫度超過682.0℃開始著火燃燒會(huì)引燃焦炭。

運(yùn)行燃燒器層火檢信號(hào)正常穩(wěn)定，就地通過觀火孔觀察燃燒，發(fā)現(xiàn)鍋爐燃燒情況良好，火檢無閃爍，采用高溫輻射儀測(cè)量最下層燃燒器區(qū)域，該區(qū)域平均溫度為1 178.0℃，遠(yuǎn)高于理論最低穩(wěn)燃溫度682.0℃，滿足穩(wěn)定著火燃燒條件。

2.2 主輔機(jī)運(yùn)行狀態(tài)

2.2.1 汽輪機(jī)系統(tǒng)

在深度調(diào)峰試驗(yàn)中，機(jī)組負(fù)荷穩(wěn)定，主蒸汽參數(shù)、汽機(jī)各監(jiān)視段參數(shù)等都在正常的范圍內(nèi)，各軸承振動(dòng)、金屬溫度、回油溫度都在安全的范圍之內(nèi)。汽輪機(jī)系統(tǒng)各抽汽壓力、加熱器端差、水位正常，運(yùn)行狀態(tài)無異常。給水泵系統(tǒng)運(yùn)行安全穩(wěn)定，給水再循環(huán)正常投入，小機(jī)轉(zhuǎn)速均在安全合理范圍內(nèi)。1臺(tái)循環(huán)水泵投入運(yùn)行，1臺(tái)凝結(jié)水泵變頻運(yùn)行，運(yùn)行參數(shù)都在正常范圍內(nèi)，其他電泵輔機(jī)電流等運(yùn)行參數(shù)值也都在合理范圍內(nèi)。表明汽機(jī)輪具備30%額定負(fù)荷的深度調(diào)峰能力。

2.2.2 制粉系統(tǒng)

在制粉系統(tǒng)中，A，C，D磨煤機(jī)運(yùn)行，3臺(tái)給煤機(jī)給煤量幾乎相同，約30.0 t/h。一次風(fēng)壓控制在8.4 kPa左右，磨煤機(jī)出口一次風(fēng)溫控制在80.0℃。磨煤機(jī)液壓加載力在5.00 MPa左右，煤粉細(xì)度（R90）控制在15%～20%。停運(yùn)的磨煤機(jī)禁止通風(fēng)。制粉系統(tǒng)運(yùn)行狀態(tài)良好，各控制參數(shù)和運(yùn)行參數(shù)均未達(dá)到極限值，具有可調(diào)節(jié)的裕度，具體見表3。

表3 制粉系統(tǒng)控制與運(yùn)行參數(shù)Tab.3 Control and operation parametersof the pulverizing system

2.2.3 風(fēng)煙系統(tǒng)

機(jī)組在30%額定負(fù)荷時(shí)，2臺(tái)引風(fēng)機(jī)、2臺(tái)送風(fēng)機(jī)、2臺(tái)一次風(fēng)機(jī)和2臺(tái)空預(yù)器穩(wěn)定運(yùn)行，狀態(tài)良好，都具有調(diào)節(jié)裕度。為了提高再熱汽溫，省煤器出口氧量控制在10%，總風(fēng)量控制在1 200～1 300 t/h。風(fēng)煙系統(tǒng)中各設(shè)備的控制與運(yùn)行參數(shù)見表4。

2.2.4 鍋爐汽水系統(tǒng)

鍋爐干態(tài)運(yùn)行，分離器出口過熱度為50.0～70.0℃，給水流量為530.0 t/h，水冷壁金屬壁溫不超溫。通過風(fēng)量和煙氣調(diào)節(jié)擋板調(diào)節(jié)主、再熱蒸汽溫度，主蒸汽溫度和再熱蒸汽溫基本穩(wěn)定，如圖2所示。主蒸汽溫度平均值為596.1℃，一次再熱蒸汽溫平均值為590.2℃，二次再熱蒸汽溫平均值為586.6℃。過熱減溫水流量為14.8 t/h，再熱減溫水流量為0。

2.2.5 熱工保護(hù)與自動(dòng)控制系統(tǒng)（AGC）

試驗(yàn)中，爐膛安全保護(hù)系統(tǒng)、汽輪機(jī)監(jiān)視保護(hù)系統(tǒng)和各輔機(jī)的順序控制系統(tǒng)均正常投入；給水、燃料、過熱度、過熱器減溫水、風(fēng)量、爐膛負(fù)壓、除氧器水位等控制系統(tǒng)都投入自動(dòng)狀態(tài)，鍋爐控制主蒸汽壓力，汽輪機(jī)控制負(fù)荷，機(jī)組在協(xié)調(diào)控制方式下運(yùn)行，AGC和一次調(diào)頻功能退出。深度調(diào)峰試驗(yàn)未發(fā)生保護(hù)動(dòng)作，自動(dòng)控制品質(zhì)良好，機(jī)組運(yùn)行參數(shù)在正常范圍內(nèi)，主要參數(shù)穩(wěn)態(tài)偏差見表5。

表4 風(fēng)煙系統(tǒng)各設(shè)備的控制與運(yùn)行參數(shù)Tab.4 Control and operation parametersof air and flue gas system

圖2 機(jī)組30%額定負(fù)荷主蒸汽和再熱蒸汽溫度Fig.2 Temperatures of main and reheated steam of the unit with 30%rated load

表5 深度調(diào)峰試驗(yàn)主要參數(shù)穩(wěn)態(tài)偏差Tab.5 Steady-state deviations of main parameters in the deep peak-load test

2.3 污染物排放與環(huán)保設(shè)備狀態(tài)

機(jī)組在30%額定負(fù)荷穩(wěn)定運(yùn)行325 min，機(jī)組的污染物排放都達(dá)到國家規(guī)定的超低排放的標(biāo)準(zhǔn)。粉塵排放質(zhì)量濃度控制在1.48 mg/m3，SO2排放質(zhì)量濃度控制在7.15 mg/m3，NOx排放質(zhì)量濃度控制在13.02 mg/m3［15］。

選擇性催化還原（SCR）脫硝系統(tǒng)入口煙氣溫度和出口NOx質(zhì)量濃度曲線如圖3所示。由圖3可知，入口煙氣的平均溫度為313.9℃，滿足脫硝系統(tǒng)安全運(yùn)行的要求，脫硝效率平均96.6%，氨逃逸率不超標(biāo)［16］。脫硝系統(tǒng)運(yùn)行正常、狀態(tài)良好。電除塵系統(tǒng)、脫硫系統(tǒng)等其他環(huán)保設(shè)備運(yùn)行正常，狀態(tài)良好。

圖3 SCR脫硝系統(tǒng)入口煙氣溫度與出口NO x的質(zhì)量濃度Fig.3 Fluegastemperatureat SCR inlet and NO x concentration at SCR outlet

2.4 機(jī)組煤耗指標(biāo)

在機(jī)組穩(wěn)定30%額定負(fù)荷深度調(diào)峰試驗(yàn)期間，對(duì)鍋爐熱效率、汽輪機(jī)熱耗率和廠用電率進(jìn)行測(cè)試，計(jì)算出機(jī)組的供電煤耗［17］

式中：H為汽輪機(jī)熱耗率；ηgd為管道效率，取99%；ηgl為鍋爐熱效率；ηcyd為廠用電率；標(biāo)準(zhǔn)煤熱值為29.308 MJ/kg。經(jīng)過測(cè)算，機(jī)組30%額定負(fù)荷調(diào)峰下的供電煤耗為345.64 g/（kW·h），鍋爐熱效率為91.02%，汽輪機(jī)熱耗率為8 343.00 kJ/（kW·h），廠用電率為8.6%。

在該機(jī)組不同負(fù)荷下，鍋爐熱效率、汽輪機(jī)熱耗率如圖4所示，廠用電率如圖5所示。

圖4 機(jī)組不同負(fù)荷下的鍋爐熱效率與汽機(jī)熱耗率Fig.4 Boiler thermal efficiency and steam turbineheat consumption rate with different loads of the unit

圖5 機(jī)組不同負(fù)荷下的廠用電率Fig.5 Auxiliary power rateswith different loadsof the unit

由圖4可知，在機(jī)組100%，75%，50%額定負(fù)荷時(shí)鍋爐熱效率幾乎不變，30%負(fù)荷時(shí)鍋爐熱效率下降了約3百分點(diǎn)，導(dǎo)致煤耗增加約9.0 g/（kW·h）［18］。鍋爐熱效率變化原因是二次風(fēng)量配風(fēng)比例較高，風(fēng)煤比較大，煙氣流量增大，鍋爐氧量控制過高（空預(yù)器出口煙氣的含氧量達(dá)到12%），即總風(fēng)量控制偏高。假設(shè)其他熱損失不變，排煙熱損失增加約3百分點(diǎn)。

由圖4可知，機(jī)組從50%到30%額定負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，汽機(jī)熱耗率急劇增加。與50%額定負(fù)荷運(yùn)行時(shí)相比，30%額定負(fù)荷運(yùn)行的汽機(jī)熱耗率增加了約800.00 kJ/（kW·h），增加煤耗約31.0 g/（kW·h）［18］。隨著負(fù)荷的降低，汽輪機(jī)高壓進(jìn)汽側(cè)閥門開度過小，產(chǎn)生較大的節(jié)流損失；汽輪機(jī)低壓末級(jí)流動(dòng)惡化，通流效率降低；進(jìn)入汽輪機(jī)的蒸汽參數(shù)壓力和溫度降低，效率降低。因此，在較低負(fù)荷下，汽輪機(jī)的熱耗率較大幅度增加。為提高汽輪機(jī)的效率，需提高風(fēng)量控制以升高一、二次再熱蒸汽溫度。

因此，在較低負(fù)荷下，需要協(xié)調(diào)好鍋爐熱效率和汽輪機(jī)效率。另外，較高的風(fēng)量也提高了煤粉著火溫度。這表明該機(jī)組在30%額定負(fù)荷下還有調(diào)節(jié)和優(yōu)化的裕度，完全具備30%額定負(fù)荷深度調(diào)度的要求。

由圖5可知，隨著機(jī)組負(fù)荷的降低，該機(jī)組的廠用電率不斷增加。從機(jī)組50%額定負(fù)荷到30%額定負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，廠用電率急劇增加，增加了約3百分點(diǎn)，影響煤耗約9.0 g/（kW·h）。這是因?yàn)樵谳^低負(fù)荷下，為了維持一、二次再熱蒸汽溫度，入爐風(fēng)量控制較高，單位負(fù)荷的風(fēng)機(jī)出力較高；各輔機(jī)在低負(fù)荷運(yùn)行，偏離設(shè)計(jì)工況較多，效率相對(duì)偏低；再循環(huán)開啟，也增加了廠用電率［18-19］。

3 結(jié)論

考慮到燃煤機(jī)組在碳達(dá)峰、碳中和背景下的發(fā)展趨勢(shì)，本文試驗(yàn)研究了某660 MW超超臨界二次再熱機(jī)組的深度調(diào)峰性能，分別研究了機(jī)組最低穩(wěn)燃負(fù)荷、主輔機(jī)運(yùn)行狀態(tài)、污染物排放和設(shè)備狀態(tài)以及機(jī)組煤耗。試驗(yàn)結(jié)果表明該機(jī)組最低穩(wěn)燃負(fù)荷下探到30%額定負(fù)荷，且能夠穩(wěn)定運(yùn)行325 min。鍋爐干態(tài)運(yùn)行，分離器出口過熱度為50～70℃，給水流量530 t/h，水冷壁金屬壁溫不超溫；各輔機(jī)控制參數(shù)和運(yùn)行參數(shù)均未達(dá)到極限值，具有可調(diào)節(jié)的裕度；粉塵，SO2，NOx的排放質(zhì)量濃度分別控制在1.48，7.15，13.02 mg/m3，均達(dá)到國家規(guī)定的超低排放標(biāo)準(zhǔn)。經(jīng)過優(yōu)化調(diào)整，該660 MW超超臨界二次再熱機(jī)組調(diào)峰能力由原來最低40%額定負(fù)荷能力深調(diào)到最低30%額定負(fù)荷，提升了機(jī)組的深度調(diào)峰能力。

盡管如此，在30%額定負(fù)荷下，該機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性急劇下降，鍋爐熱效率、汽輪機(jī)熱耗率和廠用電3個(gè)因素共影響煤耗約49.0 g/（kW·h），使供電煤耗達(dá)到345.64 g/（kW·h）。同時(shí)，鍋爐效率急劇降低，汽輪機(jī)熱耗率快速增加，廠用電力率大幅度增加，沒有發(fā)揮出該二次再熱機(jī)組高效率的優(yōu)勢(shì)。

在試驗(yàn)中，需要重點(diǎn)注意機(jī)組在30%額定負(fù)荷時(shí)鍋爐的穩(wěn)定燃燒和受熱面的壁溫、給水泵的控制策略、脫硝系統(tǒng)進(jìn)口煙氣溫度，防止鍋爐不穩(wěn)定燃燒引起爐膛滅火、受熱面壁溫大面積超溫、給水泵氣蝕和低流量保護(hù)動(dòng)作、脫硝系統(tǒng)進(jìn)口煙氣溫度低導(dǎo)致脫硝系統(tǒng)退出等。試驗(yàn)主要困難是在30%負(fù)荷下，機(jī)組參數(shù)運(yùn)行調(diào)整完全依靠不斷嘗試和摸索，沒有理論或經(jīng)驗(yàn)可參照。因此，在試驗(yàn)中，機(jī)組調(diào)控更多注重的是機(jī)組運(yùn)行的安全性，沒有注意機(jī)組運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性。

本文提出的機(jī)組最低穩(wěn)燃負(fù)荷的計(jì)算模型有待進(jìn)一步研究完善。