350MW超临界直流机组深度调峰能力研究

350MW超临界直流机组深度调峰能力研究

吕庆超

山西漳电 蒲洲热电有限公司 山西省永济市 044500

摘要：为了鼓励火电机组参与深峰监管,提高电网的容量管理和新能源高峰消除钠,许多地方都先后发布了自己的电动辅助峰值监管服务,市场运行规则和实施补贴的单位参与深峰监管。大部分的测试和研究由国内外专家的深度和峰值调整火电机组关注炉设备的改造和设备的安全稳定运行,如避免受热面超温,如何提高脱氮单元的入口烟气温度,稳定燃烧锅炉低负荷。以350 MW超临界直流锅炉为例，从控制和保护等热工控制系统方面，阐述在机组深度调峰过程中，控制系统应进行的优化改造情况。

关键词：超临界机组；直流锅炉；深度调峰；氧体积分数；SCR脱硝系统。

随着风电、光电等清洁能源的大规模并网，对我国燃煤火电机组调峰灵活性的要求也越来越高。为此，根据公司350 MW超临界机组的自身特性，开展低负荷运行优化调整）。通过实施优化磨煤机运行方式、提高煤粉细度、调节磨煤机出口风粉混合温度、控制一次风粉均匀性、调节燃烧器湍流强度、优化单个燃烧器内外二次风的风量比、控制减温水量等调整措施，挖掘机组自身的深度调峰潜能，最终实现了机组在30%额定负荷下不投油的稳定运行，同时保证了SCR脱硝系统的正常投运。

一、机组存在问题

1.小机汽源控制。该350 MW机组为供热机组，冬季供热期间，随着供热抽汽量的增大，给水泵小汽轮机低压供汽汽源不足，需切换高压备用汽源，因高低压调门采用同一套油动机驱动，因当前控制逻辑设置不合理，造成调门开启过快，转速飞升较高，曾发生过超速跳小机的现象，并且无法维持稳定给水流量。

2.低负荷下的稳燃。稳燃是低负荷工况下锅炉面临的重要问题之一，既要确保燃烧稳定，火检信号清晰可靠，又要兼顾磨煤机本身运行状况以及汽温壁温等方面的变化，不仅要注意燃料量与给水流量以及一次风与送风的配比，也要控制好磨入口一次风速，因此，针对低负荷工况，燃烧控制系统需整体重新全面优化整定。

3.DCS基础逻辑限制。因机组初始逻辑设计为50%以上负荷投入协调控制，故锅炉主控、给水流量控制等皆设置较高的自动控制下限，故而需要重新梳理逻辑中的闭锁关系，以保证机组能够在自动状态下在低负荷区间调整。对于自动控制回路，如给水、减温水、燃料、一次调频等不同负荷段的调节对象特性不同，这些调节对象是机组低负荷自动调节系统稳定运行的重点。

二、主要工作

1.小机汽源切换试验。因逻辑设置不合理，过往汽源切换过程中，高压冷再汽源投入后，小机转速上升过快，甚至触发超速跳闸。试验前先根据实际测量的高压调门和低压调门对应油动机的实际行程，对转速PID进行合理的变参数设置;然后将准备进行试验的小机退出上水状态，并切至手动控制转速，通过手动加减转速，可以明确判断出汽源切换点及油动机控制高压调门和低压调门之间的空行程;进而对油动机指令进行分段函数处理，解决油动机空行程问题与汽源切换过程中转速飞升问题，使小机可以稳定运行在各种工况下。

2.低负荷稳燃控制。因深度调峰负荷下，低于50%Pe后，ＲB功能退出，不能动作，为保证低负荷运行时，任一重要辅机如汽泵、一次风机、引风机、送风机、磨煤机、给煤机等发生跳闸后燃烧仍然稳定，讨论后新增逻辑，加入低负荷运行情况下上述辅机任一跳闸，自动投入等离子装置逻辑，根据磨煤机的运行情况自下而上共投入最多2层等离子层。深度调峰情况下，仅剩余2～3台磨煤机运行，若此时某台磨煤机出现故障跳闸后，易造成燃烧不稳，投入等离子装置逻辑后，也需要尽快启动备用磨煤机，其余磨煤机按现有启动允许，很难快速启动，难以保证燃烧稳定，故而通过优化磨煤机启动能量满足信号，并加入快速启动允许按钮，保证深调期间事故处理时备用磨煤机可以快速启动，稳定锅炉燃烧。

3.顺序控制逻辑优化。MFT逻辑优化，原给水流量低低MFT动作逻辑为流量低于285 t/h，三取二动作，延时3 s触发MFT。因进行深度调峰后，当负荷降至33%Pe时，给水流量为330 t/h左右，为避免因流量波动造成MFT误动，经与厂家协商，将小于285 t/h动作的延时改为30 s，并新增条件，即负荷小于33%Pe时，如流量小于165 t/h，延时15 s即触发MFT;如流量小于140 t/h，则延时3 s即触发MFT，流量主保护的更新，为机组进行深度调峰提供了进一步的安全保障。低负荷工况下，对汽动给水泵再循环门超驰开关逻辑增加了速率限制，避免因再循环调整门开关过快造成2台汽泵抢水的危险。

4.自动控制系统的优化。（1）给水流量指令下限由360 t/h改为330 t/h，以保证给水流量有足够的调整空间。（2）进一步给出了50%Pe以下的滑压函数，使得机组在深度调峰期间仍然处于滑压运行工况，并考虑供热抽气量对电负荷的修正，引入实时滑压控制，使得机组变负荷以及稳定运行过程中压力更加平稳。

三、深度调峰运行优化调整

基于机组自身的运行特性，在不增加外部系统和设备情况下进行深度调峰试验，以实现机组低负荷下的稳定运行。主要通过优化磨煤机运行方式、提高煤粉细度、调节磨煤机出口温度、控制一次风粉均匀性、调节燃烧器湍流强度、优化单个燃烧器内外二次风的风量比、控制减温水量等手段挖掘机组的深度调峰潜能。

1.制粉系统及送粉系统优化调整。（1）磨煤机组合方式优化。机组现配备5台ZGM95N-Ⅱ型中速辊式磨煤机，每台磨煤机对应锅炉一层（4只）燃烧器，每台锅炉共20只低NOX旋流燃烧器，前墙布置3层，后墙布置2层，每层各4只燃烧器。根据设备的设计说明，在30%额定负荷下，建议投运2台磨煤机、8台燃烧器。在实际运行中，为了保证机组的安全稳定性，防止磨煤机突然跳闸而引发安全问题，根据105MW（30%额定负荷）负荷工况下的燃煤量，保留3台磨煤机运行。机组在低负荷时，不同的磨煤机及燃烧器组合投运方式会对燃烧稳定性、主蒸汽参数及排烟温度产生影响，投运下层燃烧器有利于提高煤粉气流的稳燃特性，抑制金属管壁超温；投运上层燃烧器有利于抬高炉膛火焰中心，提高SCR反应器入口烟气温度。因此，在优先保证燃烧器稳燃条件下，选择投运前墙A层、前墙B层、后墙D层3层燃烧器。考虑到低负荷下给煤量降低，单台磨煤机磨盘上煤层可能无法保持均匀、容易发生振动，在低负荷运行调峰期间，采用褐煤与烟煤掺烧方式，一方面可通过增加燃煤量保证磨煤机运行的安全性，另一方面可改善煤粉气流的着火特性。（2）提高煤粉细度。煤粉颗粒越小，相同给煤量下煤粉颗粒数量越多，煤粉气流整体表面积越大，吸热量也越多；随着煤粉颗粒变小，煤粉颗粒自身的热容量减少，使煤粉气流的黑度增大、升温速率及挥发分析出速率增大，有利于煤粉的快速着火和稳定燃烧。但是，随着煤粉细度的提高，磨煤机耗电率也随之增大。5台ZGM95N-Ⅱ型中速辊式磨煤机配有静态分离器，在一次风量和煤质基本稳定的条件下，煤粉细度与静态分离器叶片开度有直接关系。因此，在低负荷调峰试验过程中，通过静态分离器的叶片操纵装置调整叶片开度，可实现对煤粉细度的优化调整。（3）提高磨煤机出口风粉混合温度，提高磨煤机出口风粉混合温度、降低磨煤机入口一次风量，均有利于降低煤粉气流着火所需的热量（以下简称着火热）。为了保证磨煤机的干燥出力，同时降低煤粉气流的着火热，在试验过程中对磨煤机入口一次风量及磨煤机出口温度进行优化调整。其中，一次风量由热风控制挡板调整，磨煤机出口温度由冷风控制挡板调整。（4）调整一次风压，控制一次风速。根据磨煤机的运行要求，进入每台磨煤机的一次风量应根据给煤量进行调节。在低负荷运行过程中，随着给煤量的降低，一次风量也随之降低，导致煤粉在煤粉管道内及燃烧器喷口的一次风速降低。在煤粉管道内当一次风速低于18 m/s时，煤粉会在管道中沉积，造成堵管。但一次风量过大会造成煤粉气流燃烧不稳定，飞灰中含碳量增加。因此，在低负荷试验过程中，在保证不发生堵管的前提下调整一次风压，以降低磨煤机通风量。一次风粉混合物从磨煤机通过煤粉管道输送至对应的燃烧器。由于从磨煤机出口至燃烧器入口的煤粉管道长度及弯头数量、角度都不同，所以每根管道的阻力也不相同，造成每只燃烧器的一次风粉量不平衡。在试验过程中，通过调节节流装置对各管道的阻力进行调平，使各煤粉管道的一次风量和煤粉浓度基本保持均匀。

2.燃烧器稳燃优化调整。机组采用HALF-PAX型低NOx双调风旋流燃烧器，该燃烧器在弯头区域布置了偏心异径管，使得煤粉气流在进入燃烧器前即实现了一次浓缩分离。由于离心力的作用，一次风粉气流中50%的一次风和10%~15%的煤粉被分离出来，通过乏气送粉管道输送至乏气燃烧器喷口，进入炉膛燃烧；剩余的一次风携带85%~90%的煤粉经煤粉燃烧器一次风喷口喷入炉内燃烧。随着煤粉体积分数的提高，其单位体积内释放的挥发分增多，辐射吸热量增加，火焰传播速度增大，有利于煤粉气流的着火与稳定燃烧。在低负荷试验过程中，通过调整燃烧器内部的轴向倒流叶片角度来改变燃烧器内二次风及外二次风的旋转强度，进而增加炉膛高温烟气的卷吸量，强化对流换热；通过调整内二次风通道入口端小调风盘的开度来调节进入内二次风通道的风量，进而改变低负荷下单个燃烧器内二次风和外二次风的比例，优化炉内燃烧。

3.主蒸汽参数优化调整。机组在低负荷下运行时，很有可能造成汽压降低、水动力不足，进而导致水冷壁及屏式过热器等受热面超温、主蒸汽和再热蒸汽温度失调、汽水管路中的氧化皮加剧生成和剥落等问题。同时，在低负荷运行工况下，由于水冷壁各循环回路汽水比例分配偏差过大使循环速度偏差增大，造成水循环停滞或倒流的可能性增大。特别是超临界机组，在湿态到干态的转化点附近运行时，极易造成机组的管壁超温。针对以上问题，本次试验中主要通过调节给水量和减温水量、控制烟气挡板等手段进行优化调整，以控制主蒸汽温度热偏差。同时，在试验过程中还对低负荷下的螺旋管水冷壁出口、引出管、连接管等壁温进行监测，以保证设备的安全运行。

四、试验结果分析

1.燃烧优化调整试验结果。采取以上优化调整措施后，机组在低负荷下的稳燃性能得到明显改善。试验结果表明，在燃用褐煤和烟煤混煤的条件下，机组最低不投油稳燃负荷为105 MW，比设计保证值低17 MW。（1）在降负荷运行过程中，根据前期静态分离器挡板特性试验结果，当机组在30%额定负荷工况下运行时，可将叶片开度控制在48%左右，此时煤粉细度R90由原来的30%变为25%，相应的煤粉气流的着火稳定性也有所提高。但是这种调节方式存在可调性差、煤粉细度不均匀等缺点，不利于调峰工况下的长期运行，因此可考虑将静态分离器改为动态分离器，以提高煤粉细度及均匀性。（2）当机组负荷在30%~35%额定负荷波动时，给煤量在76~92 t/h波动；相应的给水量也随给煤量的变化而波动，基本控制在315~385 t/h。相比之下，总风量随负荷及给煤量的波动变化较缓，在低负荷运行期间，总风量基本维持在626~656t/h。考虑到磨煤机最小出力为18 t/h，因此在试验过程中A、B、D 3台磨煤机出力均维持在20 t/h以上，以保证磨煤机的运行安全。（3）根据DL/T 5145—2012《火力发电厂制粉系统设计计算技术规定》，A磨煤机（褐煤）和D磨煤机（褐煤）出口风粉混合温度不能超过65℃，B磨煤机（烟煤）出口风粉混合温度不能超过90℃。在30%额定负荷工况下运行，由于A磨煤机和D磨煤机纯烧褐煤，为了保证磨煤机的干燥出力，将磨煤机入口冷风挡板开度调为0%，此时热一次风风温基本稳定在298℃左右。如图3所示，经过优化调整，A磨煤机和D磨煤机入口热风挡板开度基本控制在42.9%左右，此时一次风量基本维持在103 t/h左右，磨煤机出口风粉混合温度也基本保持不变，约为51℃。（4）由于B磨煤机纯烧烟煤，在30%额定负荷工况下运行，冷风挡板开度随热风挡板开度变化有一定的波动性，其入口混合风温约172℃，一次风量约69 t/h，磨煤机出口风粉混合温度在80.8~84.6℃波动。参考DL/T 5145—2012标准，磨煤机出口风粉混合温度还有一定的提升空间，但是对于褐煤来说，低负荷下一次风热风温度已经不能满足干燥要求（冷风挡板开度为0%），因此可考虑采取其他措施提高热风温度，进一步提高低负荷下的一次风热风温度，降低煤粉气流的着火热。除此之外，在30%额定负荷工况试验过程中，将A磨煤机和D磨煤机入口一次风压控制在4.6 kPa左右，磨煤机出口风压控制在2 kPa左右。将A磨煤机和D磨煤机出口各煤粉管道的煤粉流速分别控制在19.88 m/s和20.19 m/s左右；B磨煤机入口一次风压控制在3.2 kPa左右，出口风压控制在1.1 kPa左右，B磨煤机出口各煤粉管道的煤粉流速控制在18.92m/s左右，保证一次风量偏差在5%~10%，煤粉浓度偏差在10%以下。同时，通过调整小调风盘的开度来调节单个燃烧器内、外二次风的风量比。

2.主蒸汽参数优化调整试验结果。低负荷调峰试验过程中，通过调节给水量和减温水量、控制烟气挡板等手段对主蒸汽参数进行优化调整，当机组负荷在30%~35%额定负荷波动时，随着负荷的波动，通过对减温水量的调节及布置在尾部竖井烟道底部的烟气调温挡板调节，过热器出口左右两侧主蒸汽温度偏差不大，整体保持平稳。与主蒸汽温度的控制设定值相比，左侧主汽温度控制偏差为±20℃，右侧主汽温度控制偏差为±20℃。相应的，左侧减温水量及右侧减温水量变化趋势相似，基本维持在5 t/h以下。主汽温度整体偏差不大，这主要是通过建立减温水—主汽温度、负荷—主汽温度数学模型，可有效预测主汽温度下一时刻变化趋势，对主汽温度进行实时监控并及时调整，解决了主汽温度调节存在的延时大、惯性大的问题。试验过程中还对30%额定负荷下的螺旋管水冷壁出口管、引出管的壁温进行监测，结果见图6。锅炉前墙水冷壁引出管和右墙水冷壁引出管出口工质温差较大，但在30%额定负荷下各管壁温度均处于许用温度范围内，未发生超温现象，锅炉水循环运行安全可靠。

3.SCR脱硝系统试验结果。根据SCR催化剂的设计性能，机组SCR脱硝系统的最低运行温度为310℃。根据文献，随着机组负荷的降低，SCR反应器入口烟气温度随之降低。为了保证SCR脱硝系统的正常投运，目前常用的提升烟气温度的措施主要有设置烟气旁路、给水旁路、0号高压加热器，热水再循环、省煤器分级、烟道补燃等。本次低负荷试验过程中，当机组负荷降至30%~35%额定负荷时，在采取省煤器分级宽负荷脱硝措施的情况下，机组在30%~35%额定负荷工况下运行时，SCR反应器入口烟气温度仍然维持在318.5~321.3℃，满足脱硝系统的正常投运；SCR反应器入口NOx质量浓度（折算后）为318.3~366.6 mg/m3，SCR脱硝系统的脱硝效率高达88%；SCR反应器出口NOx质量浓度（折算后）低于50 mg/m3，满足国家超低排放要求。

总之，后续工作应以电网深度调峰补贴政策为依据，以锅炉、汽机主设备改造为重点，引入先进的调整策略，挖掘机组深度调峰能力，并提高机组负荷的快速响应能力。

参考文献：

［1］焦鹏，350MW超临界直流机组深度调峰能力研究.2018.

［2］邢永兴,浅谈350MW超临界直流机组深度调峰能力研究.2019.