摘要： 在国家双碳目标下，煤电行业将加大老旧机组的灵活性改造，在技术上通过低负荷稳燃试验、燃烧调整、逻辑优化等试验手段，确定深度调峰的可行性以及机组安全运行的最低负荷，提供机组适应于深度调峰的长期低负荷锅炉运行方式，在此基础上优化机组协调控制理念，完善机组协调控制逻辑，调整机组控制参数；同时确定限制机组深度调峰的瓶颈。受某电厂委托对其1号机组进行灵活性改造前摸底试验。从安全性能、经济性能、环保性能、涉网性能等方面对机组深度调峰能力进行测试，进一步挖掘该机组20%额定负荷（132MW）的能力。
关键词：机组 深度调峰 能力 验证 评估
在“十四五”现代能源体系规划下，对全国煤电机组提出发挥煤电支撑性调节性作用的要求，充分发挥现有煤电机组应急调峰能力，有序推进支撑性、调节性电源建设。同时国家相关部委也下发了《全国煤电机组改造升级实施方案》。为此各煤电企业加大机组节能改造、灵活性改造势在必行。
1 设备概况
本项目为660MW超超临界燃煤间接空冷机组，汽轮发电机组为超超临界、一次中间再热、三缸两排汽、单轴、间接空冷凝汽器式汽轮机组。锅炉为单炉膛直流π型锅炉、一次中间再热、固态排渣、全钢架悬吊结构、紧身封闭布置。采用三分仓回转式空气预热器。
2 试验依据及试验项目
试验依据：《锅炉启动调试导则》DL/T852-2016；《火力发电机组性能试验导则》DL/T1616-2016；《电站锅炉性能试验规程》GBT 10184-2015；《火力发电建设工程机组调试技术规范》DL/T5294-2013；各省及自治区火力发电机组深度调峰能力认定及管理办法等相关标准。
试验项目：（1）机组75%额定负荷区间内的燃烧调整；（2）机组40%额定负荷区间内的燃烧调整；（3）锅炉低负荷稳燃试验；（4）机组15%负荷汽轮机最小蒸汽流量试验。
3 调整试验
3.1 试验工况及流程
电厂申报 1号机组燃烧调整及灵活性改造前摸底试验20%-75%额定电功率，即132MW-495MW。机组试验在 1号机组单元制、纯凝工况下进行试验，试验工况安排见表1。
表1 1 号机组试验工况安排
3.2 测试项目及流程【2】【3】
(1)脱硝装置入口烟气温度：在脱硝装置入口烟道上，采用网格法利用 K 型热电偶和数字校验仪，对脱硝入口截面烟气温度进行测量，试验过程连续测量。
(2)脱硝装置入口烟气成分分析在脱硝装置入口烟道上，采用网格法利用烟气分析仪 PG350，对脱硝入口截面烟气氧化物含量 NOx、氧量等进行分析，试验过程连续测量。
(3)脱硝装置出口烟气成分分析：在脱硝装置出口烟道上，采用网格法利用烟气分析仪 PG350，对脱硝出口截面烟气氧化物含量 NOx、氧量、氨逃逸量等进行分析，试验过程连续测量。
(4)飞灰、炉渣取样：在空气预热器出口烟道飞灰取样处取样。试验前倒空以前积灰，试验期间连续取样，取出的灰样送电厂化验室进行飞灰含碳量的测量。试验期间连续取样。在炉底捞渣机上采集渣样，试验期间取样不少于 1次，制成混合样品，送电厂化验室进行炉渣含碳量分析。（由电厂自行取样化验）
(5)原煤取样：原煤由给煤皮带处取样，试验期间取样不少于 1次，制成 2 个平行混合样品，分开化验。（由电厂自行取样化验）
(6)煤粉细度：在煤粉取样处取样，送电厂化验室进行煤粉细度 R90 分析。（由电厂自行取样化验）
(7)炉膛火焰温度：试验期间利用辐射式高温计在炉膛看火孔处测量炉膛内火焰温度，观察炉膛燃烧情况。试验期间连续测量。
(8)锅炉受热面壁温：利用电厂 DCS 系统，采集记录锅炉水冷壁、过热器、再热器壁温，试验期间连续测量。
(9)锅炉辅机运行状况：利用电厂 DCS 系统，采集记录锅炉引风机、一次风机、送风机的电流、轴承温度、振动等参数，试验期间连续测量。
(10)磨煤机运行状况：利用电厂 DCS 系统，采集记录磨煤机的出力、电流、轴承温度、振动等参数，试验期间连续测量。
3.3 试验结果
3.3.1炉内温度场测试
试验期间，负荷480MW，使用高温测温仪从燃烧区域看火孔测量炉内温度，研究炉内燃烧均匀性。测试数据发现燃烧区域炉膛温度趋于平均，炉内燃烧均匀性较好，无明显左右前后偏差，最终燃烧区域温度控制在1150℃左右，结焦的可能性大大降低。炉膛温度场测试数据见表2。
表2 炉膛温度场测试数据
3.3.2空预器进、出口氧量场测试
现场网格法测试空预器进/出口截面烟气氧量分布，与DCS值进行比对，发现空预器进/出口氧量DCS值与实际值稍有差异，可以作为参考点。空预器出口局部就地实测氧量偏高8%-10%之间，怀疑有外部区域漏风或者密封不严，建议停机检修时检查处理。
3.3.3锅炉热态磨煤机出口一次风速调平【1】
为保证炉膛宽度火焰分布均匀，防止烟温偏差，现场使用U型差压计对磨煤机出口一次风管风速进行热态调平。
3.3.4磨煤机风煤比调整试验【4】
风煤比过大，会导致风煤混合不良，影响煤粉的正常燃烧，使燃烧延迟，排烟温度升高；同时会增加燃料型NOx的生成，对脱硝系统带来不利。低负荷时过大的一次风会稀释煤粉浓度，吹散火焰，造成燃烧不稳，风煤比更不宜控制过大。
试验期间，将风煤比适当降低后炉膛出口NOx和排烟温度均呈下降趋势。随着磨煤机煤量增大，风煤比应逐渐减小。磨煤机小煤量（＜45t/h）运行时，为保证燃烧稳定及磨煤机稳定运行，风量不宜过大，保证煤粉浓度在200g/m3以上，同时保证粉管风速不低于18m/s。一次风压应根据运行最高煤量的磨煤机热风门开度而确定，保证磨煤机风量的前提下，维持热风门开度。一般推荐磨煤机煤量25t/h以下时一次风压7.2kPa，煤量30t/h时一次风压8kPa，煤量40t/h时一次风压9kPa，煤量50t/h时一次风压10kPa。
3.3.5磨出口风温调整试验
磨出口风温过高会造成着火提前，燃烧器喷口结焦甚至烧损；磨煤机出口风温过低在低负荷时会导致屏式过热器超温，同时燃烧不完全，影响锅炉效率。调整磨煤机冷、热风门开度，改变磨出口风温，改善低负荷时易出现燃烧器结焦及受热面壁温超温的情况。根据当前煤质计算磨煤机最佳出口风温在78～83℃。130MW～660MW负荷区间，控制磨煤机出口风温在80℃，炉膛燃烧稳定，燃烧器未出现结焦情况。
3.3.6磨组合投运方式调整试验
试验分ABC和BCD两种运行方式，负荷280MW，两种制粉运行组合下锅炉参数对比见表3-3-5。两四种制粉运行组合下锅炉燃烧均非常稳定，BCD运行组合下SCR入口烟温及再热汽温更高，但炉膛出口NOx值会比ABC运行方式略高。低负荷保证燃烧稳定外，最大影响因素为锅炉壁温以及气温偏差，BCD运行组合对壁温和气温偏差更为有利，低负荷下更为推荐BCD运行方式。
3.3.7锅炉配风调整试验
基于低负荷稳燃的情况，尽可能的降低一次风量，在保证风速不低于18m/s且磨煤机进出口差压不大的情况下，减小煤粉进入炉膛的刚性，保证煤粉浓度，以稳定主燃区的燃烧。通过降低一次风，增加二次风，保证氧量的情况下，得出在总风量不变的基础上，锅炉出口NOx最低，喷氨量最少，燃烧最为稳定。二次风门根据煤量进行调整，燃尽风门根据负荷进行调整。低负荷下锅炉风量较大，氧量偏高，燃烧区域富氧，为降低炉膛出口NOx值，可适当开大燃尽风门。
3.3.8运行氧量调整
过量空气系数调整
过量空气系数过小，可能会导致燃烧不充分，飞灰含碳量升高，未完全燃烧损失增大；过量空气系数过大，会导致烟气量增加，排烟损失增大。
过量空气系数的调整即氧量的调整，主要是通过二次总风量的改变来实现，各燃烧器二次风门手动调节开度作为辅助调节手段。
经试验调整，负荷280MW时，煤量约180t/h，总风量约1100t/h，空预器进口氧量约5%。负荷135MW时，煤量约95t/h，总风量约870/h，空预器进口氧量约9%。锅炉总风量自动跟踪煤量，通过氧量对总风量进行修正，为保证低负荷期间燃烧稳定，CCS方式负荷下限应设定为132MW，煤量下限定为90t/h，锅炉总风量下限定为800t/h，给水流量下限400t/h。
3.3.9燃烬风门调整试验
通过试验调整得出：脱硝系统影响较大，炉膛出口NOx在低位燃烬开的较大的情况下比较低，两侧喷氨量呈下降趋势。SCR入口烟温未受到较大影响且未对汽温产生影响。
3.3.10低温省煤器入口流场分布测试
通过测试数据分析发现，A/B侧均为两侧风速偏大中间稍小。
3.3.11锅炉低负荷稳燃试验
2022年07月11日10：30试验开始，B/C/D磨煤机运行，负荷280MW为起点，TF方式下，负荷变动率5MW/min，机组开始降负荷，10:45停D磨煤机，负荷降至170MW，切至基本控制方式，继续降负荷至135MW，维持稳定运行2小时，期间燃烧稳定，蒸汽参数正常，脱硝系统运行正常。而后负荷升至280MW，试验结束。
3.3.12汽轮机最小蒸汽流量试验
103MW 试验工况下，汽轮机最小排汽流量为311.5/h，满足深度调峰最小排汽流量考核要求。
4 试验结论
本次试验通过对制粉系统优化、燃烧调整优化，保证机组低负荷下安全运行，各项参数正常，壁温正常，各辅机参数正常，脱硝系统正常投入；飞灰0.18%，炉渣0.62%，灰渣含碳量均在正常范围内，排烟温度不低于烟气酸露点，经济性得到一定保证；干态运行机组最低稳燃负荷可达135MW（运行曲线见图1），具备连续安全稳定运行2小时以上能力，且仍有一定下降空间；机组在180MW～660MW负荷区间可以投入CCS控制。机组低负荷时安全经济运行，协调方式下具备27%～100%额定负荷调峰能力。
图1 135MW 干态运行曲线
5 相关建议
5.1 目前等离子为A/B层，若A/B层同时存在故障等问题，则无法投运等离子，现场燃烧器C/D层间隔为5.2米，间隔较大，低负荷情况下不具备稳燃条件，建议D层增加一层等离子。
5.2 深度调峰工况，汽轮机高、中压缸末级叶片容积流量急剧减小低压转子末级叶片处于特殊湿蒸汽区，在小流量、低真空工况下，会增加叶片水蚀损伤。为提高低压叶片长期运行的安全性，建议对汽轮机末级、次末级叶片喷涂处理，提高汽轮机末级、次末级叶片抗水蚀能力。
参考文献
[1]DL/T852-2016.锅炉启动调试导则[S].2016
[2]DL/T1616-2016.火力发电机组性能试验导则[S].2016
[3]GBT 10184-2015.电站锅炉性能试验规程[S].2015
[4]DL/T5294-2013.火力发电建设工程机组调试技术规范[S].2013
作者简介：杨鑫（男），1989年11月，民族：汉族，籍贯：湖南邵阳，学历：本科，职称：工程师，研究方向：大型火力发电厂汽轮机、锅炉等热力设备安装、调试及火电建设工程管理工作
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