山西某电厂 350MW 循环流化床机组 30% 深度调峰研究

文涛

山西京能吕临发电有限公司 山西省吕梁市 033200

摘 要：山西某电厂350MW循环流化床2 号机组在纯凝工况下，机组小幅改造达到30%深度调峰总结，得出了机组在纯凝工况下的最小试验数据，为机组在非供热期间参与电网深度调峰提供基础数据。

关键词：灵活性；纯凝工况；最小出力

1. 前言

山西某电厂建设 2×350MW 国产超临界、一次中间再热、双缸双排汽、直接空冷、凝汽式汽轮机，配套 2×1186t/h 超临界、循环流化床燃煤直流锅炉，同步建设脱硫、脱硝设施。电厂 2 号机组 2019 年 12 月完成 168 小时满负荷试运行后正式投入运行。

为解决电力系统新能源消纳能力，国家出台了若干政策鼓励火电机组开展灵活性改造。根据晋能源电力发【2019】194 号《山西火电机组灵活性改造技术路线及验收规范》的要求，对机组进行30%深度调峰试验研究。

2. 研究目的

通过研究火力发电机组深度调峰工况下主辅机运行稳定性来确认机组的最小出力。同时考察机组主蒸汽流量和电负荷是否能达到30%蒸发量和电负荷，汽温、壁温、压降、汽轮机轴系振动等各项参数是否正常，为机组今后的安全、经济运行和调峰提供技术依据。

3. 设备简介

   1. 锅炉型号与型式

锅炉型号：DG1186/25.31-Ⅱ1。

锅炉为循环流化床燃烧方式，单炉膛、单布风板、汽冷式旋风气固分离器、一次中间再热、平衡通风、固态排渣锅炉。

1. 2. 锅炉设计主要参数

      名 称		单位	锅炉最大连续出力（BMCR）
      过热蒸汽	蒸汽流量	t/h	1186
      	出口蒸汽压力	MPa	25.31
      	出口蒸汽温度	℃	571
      再热蒸汽	蒸汽流量	t/h	1003.486
      	蒸汽压力出口	MPa	4.492
      	蒸汽温度	℃	568
      给水温度		℃	285

   3. 燃煤成分分析

1. 4. 汽轮机设备和型式

机组采用上海汽轮机厂生产的超临界、一次中间再热、双缸双排汽、直接空冷、凝汽式汽轮机。主要技术参数如下：

4. 机组深度调峰采取的措施

4.1空冷岛防冻改造

每台机组空冷岛安装 30 台风机，六列布置，每列都未安装隔断阀。本次机组空冷岛防冻改造是在每个空冷风机上部新增电动封堵装置。目的是为了防止在冬季极寒环境下运行时管束及联箱冻裂，在机组启停过程中防止空冷岛冻裂变形，在机组深度调峰过程中防止空冷岛进汽量过小冻裂漏真空造成机组非停事故。

4.2锅炉低负荷稳燃技术改造

通过缩小循环流化床锅炉布风板截面积的方式，提高锅炉效率，加大循环倍率，增加床面低负荷时温度，达到低负荷稳定燃烧的目的。

4.3汽机对应措施。

1）机组深度调峰时保持空冷背压稳定，避免背压大幅升高使小机出力下降造成给水流量波动。机组运行中，负荷≤150MW控制背压不高于11KPa，负荷＞150MW控制背压不高于8KPa。

2）环境温度低时，投入空冷防冻装置，控制空冷岛抽真空温度和凝水温度不低于35℃。

3）深度调峰时负荷≤175MW时，控制主蒸汽压力18Mpa以下。

4）环境温度低于-15℃且机组深度调峰时间超过8小时/天，机组切单阀运行。

5）调整小机高低压调阀控制方式，总阀位0～70%控制低调阀，总阀位60%～100%控制高调阀，高低调阀有10%的阀位重叠度。

6）机组深度调峰减负荷时给水流量下降到550t/h手动开启汽泵再循环调门至30%。

6）机组深度调峰加负荷时给水流量增加到550t/h，手动关闭汽泵再循环门。

7）机组加负荷时给水流量≥550t/h发光字报警，机组减负荷时给水流量≤于550t/h发光字报警，提醒运行人员。

4.4锅炉应对措施

1）按照锅炉运行说明书要求，为保证锅炉受热面水动力运行安全，要求维持压力不低于15MPa。实际摸索低于15MPa运行时，发现右侧墙水冷壁偏差大，所以压力压需＞ 15MPa。主汽压大于19Mpa,中过II出口无压差，减温水喷不进去， 存在中过II受热面存在超温风险，同时小汽轮机出力受到影响。深调期间主汽压维持15-18MPa。

2）燃煤原烟气硫份对NOx生成有促进作用，当原烟气硫份高大于6000mg/m³时, NOx控制困难，配煤时尽量确保原烟气硫份＜ 6000mg/m³。

3）降负荷阶段不投煤泥泵。350MW或高负荷开始降负荷时，提前退出煤泥泵运行，降低灰浓度，待负荷降到位后，运行参数正常后，再投煤泥泵小出力运行。

4）机组降负荷速率为4.5MW,速率下降较快，而炉膛上部悬浮物料还未完全落下，锅炉内热负荷较高，降压困难，350MW快速降负荷至105MW, 降负荷速率修改为3MW。

5）350MW降到105MW,需在120MW负荷调整一段时间，再往下降负荷，留有一定的参数调整时间。

6）提前减煤减风减弱燃烧。降负荷至210MW,提前降一次风、二次风、减煤量来使燃烧减弱。设置滑压偏置，防止风量、煤量回调。

7）降低一次风量，能使上部物料回落，通过扰动一次风，排渣，降低灰循环浓度，摸索降低一次流化风量运行，目前21万一次风，流化正常。 8）NOx小时均值前半小时均值控制35mg/m³,为后期调整留有一定裕量，防止突然升高，造成NOx小时均值超标。

8）尿素浓度为22%,调门开度较大，尿素浓度偏低，尿素浓度提高到25%。

9）一次风量显示偏低，造成一次风量实际偏高，联系热工专业定期进行风量测点吹扫工作，确保风量测点显示准确无误，便于运行调节。

10）主蒸汽汽压降压困难，可以设置负荷偏置微涨负荷，至120MW,开大汽 机调门泄压，压力下降后再调回至当前负荷。

11）在小机出力正常时，短时间抬高背压来泄掉主汽压，主汽压下降正常 后，将背压调整至正常值，不可长时间维持高背压。

4.5输煤系统应对措施

1）根据煤质、颗粒度、煤场储煤情况变化、及输煤系统异常情况、细碎机退出运行等情况，及时进行预警，同时提前进行调整燃烧。

2）加强配煤管理，要求配煤人员牢记存储区域热量高低，督处配煤人员，均匀配煤，以免出现热值忽高忽低情况。

3）保持煤仓高煤位，严防细碎机故障同时煤仓煤位又低，被迫走旁路上煤，造成大颗粒入炉，流化困难。

4）入厂煤硫份＞2%，入厂煤采制化专业进行预警，掺烧高硫煤需要各级联动，灰硫专业提前启动浆液循环泵、增加脱硫浆液箱石灰石浆液密度，维持脱硫吸收塔PH正常，保证SO2达标排放。高硫煤硫份高， 会降低灰熔点，诱发灰变形及结焦，同时会在空预器处形成低温腐蚀，造成空预器蓄热元件受损，需严格控制床温不超950℃，超过950℃后，增加一次风，下二次风，确保床温正常。冬季空预器后排烟温度两点中任一点低于100℃，需要提高暖风器后风温，确保空预器冷端不被腐蚀。

5）入炉煤化验报告后，发现入炉煤水分＞9%，需要预警，通知输煤专业进行检查，以防堵落煤管，在落煤口处不流动形成焦块，诱发结焦。入炉煤水分严禁大于10%。

6）加强入炉煤质量监督、加强输煤一、二级破碎系统维护检查， 严格控制入炉煤粒径合格，控制燃煤粒径小于10mm，严格控制大于10- 13mm的燃煤比例小于5%，＞13mm比例为0,禁止大于13mm燃煤进入锅炉。

7）入炉煤的粒度特性应尽量接近。当煤泥比例较多时，不宜掺入煤矸石，以免床料分层、局部吹透。当掺烧煤矸石比例较多时，需要其单独破碎，必须保证粒度在6mm以下。

5. 试验项目及方法

5.1最小出力试验

机组调整至 50%额定负荷，保持稳定运行，严格监测锅炉受热面温度、主辅机振动、各轴承温度及电机线圈、电机轴承温度、汽轮机瓦温、振动、差胀及监视段压力等安全参数。检查机组各辅机工作正常，尤其汽轮机油系统运行正常，油泵、盘车联锁保护正常。

机组按标准速率降至最小出力，在额定背压下稳定运行 8 小时。试验过程中主辅设备系统应运行正常，在烟气处理设施尾部测试污染物排放情况，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度不得超标。

5.2试验记录

试验主要采用机组DCS 已有测点。要求机组数据采集系统能自动采集存储，最终形成电子版文件。数据按具体试验措施要求进行采集。

试验期间运行人员应监测并保证锅炉、汽轮机、发电机及各辅机的安全指标均在要求范围内，各主要运行参数（如汽轮机监视段压力、各瓦振动、瓦温、烟温、风量、锅炉受热面金属壁温等）应每 10 分钟测量并记录一次，并屏幕拷贝机组运行画面；进行原煤（入炉煤）及飞灰的取样， 监测烟气中烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放达标情况以及氨逃逸情况。

6. 试验工况及试验程序

   1. 试验工况

1. 2. 试验程序

试验前调整运行参数，使尽可能达到设计值，并维持参数稳定。

7. 试验结果

2 号机组纯凝工况最小出力试验，稳定运行 8 小时。最小电负荷可降低至 104.00MW（为机组额定负荷的 29.71%），主汽温度为 558.89℃，主汽压力为20.21MPa， 再热蒸汽温度为 559.57℃， 再热蒸汽压力为1.26MPa。在整个最小出力试验中，始终未投入燃油助燃，燃烧稳定，主汽温度、压力满足汽轮机运行的需要。

机组在最小出力运行期间，在线监测结果（以小时均值计）表明：

1. 净烟气NOX 浓度为 29.74~32.76mg/m3，满足《燃煤电厂大气污染物排放标准》（DB 14/ 1703-2019）规定的NOX 排放浓度限值 50mg/m3 的要求。

2. 净烟气SO2 浓度为 2.79~4.95mg/m3，均满足《燃煤电厂大气污染物排放标准》（DB 14/ 1703-2019）规定的 SO2 排放浓度限值 35mg/m3 的要求；

3. 净烟气粉尘浓度为 2.88~3.03mg/m3，均满足《燃煤电厂大气污染物排放标准》（DB 14/ 1703-2019）规定的粉尘排放浓度限值 5mg/m3 的要求。机组在纯凝工况下，最小出力试验期间主要画面参数见附录。

8. 试验结论

1. 2 号机组灵活性改造后纯凝工况最小电负荷可降低至104.00MW（为机组额定负荷的 29.71%），在整个最小出力试验过程中， 始终未投入燃油助燃，燃烧稳定，主蒸汽、再热蒸汽参数满足汽轮机运行的需要。

2. 试验结果表明机组各项技术指标符合设计要求，机组在纯凝工况最小电负荷下，各主机、辅机运行正常，环保指标合格。机组能够适应机组变工况运行的要求。

最小及最大出力试验运行曲线

附图 1 机组纯凝工况下最小出力参数运行曲线（电功率、背压、主蒸汽流量）

附图 2 机组纯凝工况下最小出力主要参数运行曲线（主蒸汽以及再热蒸汽的温度、压力）

附图 3 机组纯凝工况下最小出力锅炉风烟系统主要运行参数

附图4 机组纯凝工况下最小出力锅炉过热系统主要运行参数附图

附图5 机组纯凝工况下最小出力锅炉给煤系统主要运行参数

附图 6 机组纯凝工况下最小出力锅炉过热器壁温主要运行参数

附图7 机组纯凝工况下最小出力锅炉再热器壁温主要运行参数

附图 8 机组纯凝工况下最小出力汽轮机旁路系统主要运行参数

附图 9 机组纯凝工况下最小出力汽轮机给水系统主要运行参数

附图10 机组纯凝工况下最小出力汽轮机 TSI 系统主要运行参数

参考文献

1.1 《电站锅炉性能试验规程》GB10184-2015

1.2《电站汽轮机热力性能验收试验规程》GB 8117.2-2008

1.3国能安全[2014]161 号《防止电力生产事故的二十五项重点要求》

1.4《电力建设施工质量验收规程 第 6 部分：调整试验》DLT 5210.6-2019

1.5水和水蒸汽性质表：国际公式化委员会 1997 工业用 IFC 水和水蒸汽状态方程设备制造商的技术标准及有关资料

1.6《电力建设施工质量验收规程 第 6 部分：调整试验》DL/T 5210.6-2019

1.7《燃煤电厂大气污染物排放标准》DB 14/T 1703-2019

1.8《固定污染源废气 氮氧化物的测定 非分散红外吸收法》HJ 692-2014

1.9《固定污染源废气监测技术规范》HJ/T 397-2007

1.10设备制造商的技术标准及有关资料