康科伟，施子福，李 培，周永刚

（1.浙江浙能乐清发电有限责任公司，浙江 乐清 325609；2.浙江大学能源清洁利用国家重点实验室，杭州 310027）

0 引言

近年来，随着我国经济的发展以及风电、光伏发电等随机波动性新能源的大规模接入，电网负荷及峰谷差不断增大[1-2]，600 MW和1 000 MW等级的超临界、超超临界火电机组已经成为电网主力机组，并频繁地承担调峰任务[3-4]。一方面机组的负荷率普遍大幅下降，机组在日常运行时有相当一部分时间处于低负荷甚至超低负荷的工况，偏离设计工况的运行时间更久、范围更宽，由于过去机组负荷大多为满负荷或常规负荷，因此发电厂在进行锅炉燃烧优化时，往往着重于满负荷和常规负荷工况，没有必要对低负荷、超低负荷工况进行优化。另一方面，电网对机组AGC（自动发电控制）性能的调节品质考核变得更加严格[5]，低负荷或超低负荷时锅炉风、煤、水的协调关系可能出现严重失衡，自动控制系统投入困难，特别是在50%以下负荷时，不得不撤出自动控制，运行人员手动操作不仅效率低下，而且污染物排放会受到影响。即使是当前部分机组已投运了超低负荷段的自动控制，但其控制目标往往是AGC投运、蒸汽品质等，对机组经济性能及环保排放指标等并没有明确的控制目标，不能真正达到经济、环保条件下的深度调峰。

由于深度调峰为近年来才出现的现象，国内对此尚处于初步研究阶段，成果不多，且大部分主要是通过设备改造、汽轮机滑压曲线优化、协调控制完善等方面提高机组的深度调峰能力，解决低负荷或超低负荷下燃烧稳定性、汽轮机运行安全性及环保设备投运的问题，而对锅炉本身的燃烧调节控制研究较少。随着当前深度调峰、机组低负荷甚至超低负荷运行成为常态，锅炉在低负荷区间的运行优化变得非常重要。

响应深度调峰的要求，国内某发电厂660 MW超临界机组调峰能力从原来的50%~100%拓宽到40%~100%，原来常规负荷下的机组燃烧优化运行方案已不再适用。针对该660 MW超临界机组40%~50%负荷段的锅炉运行方式进行优化，缓解或解决超低负荷下锅炉再热汽温偏低、NOX浓度较高等问题，提高锅炉运行的经济性指标，可为超低负荷下机组自动控制提供目标。

1 设备概况

某发电厂660 MW超临界机组，锅炉型号为SG-1913/25.4-M956，π型炉，采用四角切圆燃烧方式，6层LNCFS（低NOX同轴直流式燃烧器），燃烧器上部设置2层风COOFA（二层紧凑燃尽风）、5层SOFA风（分离燃尽风）。制粉系统为冷一次风风机正压直吹系统，配6台HP1003型中速磨煤机。锅炉设计煤种为神府东胜煤田活鸡兔煤，主要煤质见表1。

2 原运行方案及存在问题分析

该发电厂在进行本次优化试验之前偶尔存在40%~50%负荷段的运行要求，在该负荷段运行时自动控制撤出，采用运行人员手动操作的模式，运行方式沿用了原50%~100%常规负荷燃烧调整的结果。此外，低负荷时磨煤机投运方式视实际入炉煤Qnet，ar的高低对带负荷能力的影响进行切换：当入炉煤Qnet，ar相对较低时，330 MW负荷以下时由4套制粉系统（A/B/C/D）运行切换为3套制粉系统（A/C/D）运行； 当入炉煤 Qnet，ar相对较高，可以满足带负荷能力要求时，则以280 MW作为制粉系统投运方式切换的临界负荷点。

表1 锅炉设计煤种及校核煤种主要煤质指标

分别在4套制粉系统运行（330 MW和280 MW）和3套制粉系统运行（330 MW和260 MW）方式下，对锅炉进行性能考核试验，试验期间入炉煤由蒙混煤和富动24煤掺配而成，主要煤质指标见表2，试验得到锅炉主要运行指标见表3。

低负荷下再热汽温偏低是600 MW和1 000 MW锅炉普遍存在的问题[6-9]，该660 MW超临界锅炉再热蒸汽温度设计值为（569±5）℃，50%~100%负荷段内再热蒸汽温度即在设计值下限上下波动，在562.1~568.8℃，40%~50%的超低负荷段内，再热蒸汽温度进一步降低至534.3~553.2℃，比设计值下限低了10~30℃。同时，与50%~100%负荷段相比，40%~50%负荷时SCR（选择性催化还原）脱硝系统入口NOX浓度明显升高，特别是在280 MW和260 MW时SCR入口NOX浓度分别为476.3 mg/m3（标况下，以下同）和432.6 mg/m3，超过设计值350 mg/m3。此外，40%~50%负荷段内锅炉效率与50%~100%负荷段相比虽略有降低，但降低幅度不大，基本不低于94%，主要与负荷降低后炉膛氧量提高、飞灰含碳量下降有关，因此锅炉效率并不是超低负荷运行优化关注的重点。

3 超低负荷段的燃烧优化及效果分析

3.1 燃烧优化方向

从理论上讲，提高再热汽温与降低SCR入口NOX浓度往往是相互制约的，前者主要受到超低负荷时停运上层燃烧器后火焰中心高度下移、负荷降低后炉膛水冷壁结渣程度减轻、炉膛辐射换热量偏高的影响，导致再热器吸热量不足，一般从提高火焰中心高度的方向着手[10-11]。但从另一方面而言，超低负荷时锅炉空预器入口的烟气温度水平降低，导致进入锅炉的二次风温下降，或是火焰中心高度上移后煤粉在炉膛的燃烧停留时间缩短，均会导致炉膛出口的烟气温度水平降低，从而也会造成再热汽温偏低。后者则主要受到超低负荷时炉膛出口氧量上升的影响，往往通过降低主燃烧区域过量空气系数或降低火焰中心高度、表面局部高温、缩短燃烧产物在高温区内的停留时间以及增大煤粉从着火燃烧到燃尽之间的距离着手[12-14]。

针对上述锅炉40%~50%负荷段内表现出的再热汽温偏低、SCR入口NOX浓度上升的问题，从锅炉燃烧运行的角度进行优化，通过调节磨煤机冷/热风门挡板、送/引风机挡板、SOFA风风门，对各台磨煤机的风煤比、炉膛出口氧量、SOFA风率进行单因素轮换法优化试验[15-16]。考虑到超低负荷下锅炉的燃烧稳定性，暂不改变燃烧器摆角及二次风风门开度。

3.2 燃烧优化效果的评价方法

传统的锅炉燃烧调整往往对锅炉效率关注较高，随着环保要求的提高，关注点又逐渐转移到NOX排放上，考虑到该发电厂超低负荷段内主要问题为再热蒸汽温度偏低及SCR入口NOX浓度偏高，因此对不同的运行方式进行比较时，着重考虑再热汽温及SCR入口NOX的权重，当上述2个指标较为接近时，再进一步兼顾锅炉效率。如表4所示，以260 MW负荷为例，与基准工况相比，虽然优化工况1对再热蒸汽温度的提高幅度最大，但综合考虑SCR入口NOX浓度的下降及锅炉效率的提高，特别是该工况下再热蒸汽温度与优化工况1接近，且SCR入口NOX浓度降低明显，因此可以认为优化工况3的优化效果相对其他工况较好。

3.3 超低负荷段的燃烧优化效果

综合4个负荷点的燃烧优化结果，得到40%~50%超低负荷段的燃烧优化效果（见表5），与初始状态相比，燃烧调整优化后再热蒸汽平均升高7.2℃，SCR入口NOX浓度平均降低62.1 mg/m3，锅炉效率平均升高0.25%。虽然再热蒸汽温度仍低于设计值下限，但根据试验数据估算，660 MW超临界机组再热汽温每降低10℃对煤耗的影响约0.2 g/kWh，再热汽温升高7.2℃可使煤耗降低约0.144 g/kWh，进一步考虑锅炉效率升高对煤耗影响权重，按锅炉效率升高1%、煤耗降低约3.188 g/kWh估算，因再热蒸汽温度和锅炉效率的升高，燃烧优化后超低负荷段煤耗合计降低约0.941 g/kWh。进一步考虑对SCR入口NOX浓度的降低效果，可以认为上述针对40%~50%超低负荷段的燃烧优化效果明显。

表2 实际燃用煤种煤质分析报告

表3 原运行方案下40%～50%负荷段锅炉主要运行指标

表4 260 MW负荷燃烧优化效果的评价

表5 综合各负荷点的超低负荷段燃烧优化效果

表6为超低负荷段锅炉初始状态和优化后较优运行方式的磨煤机风煤比、炉膛出口氧量、SOFA风率，与初始状态相比，燃烧优化后较优运行方式的磨煤机风煤比、炉膛出口氧量下降，SOFA风率提高。这与理论上降低SCR入口NOX浓度的调节方向一致[17]，且超低负荷段由于炉膛出口氧量较高，飞灰含碳量在较低的范围内，磨煤机风煤比、炉膛出口氧量的降低有利于控制排烟温度及排烟氧量，对提高超低负荷段锅炉效率有显著作用。表6可作为运行人员的运行指导，也可为40%~50%负荷段实现自动控制提供目标，以达到锅炉节能减排的目的。

表6 超低负荷段锅炉燃烧优化后的较优运行方式

4 结论

（1）在40%~50%负荷段，发电厂原运行方式下，再热蒸汽温度欠温达到10~30℃，同时SCR入口NOX浓度较高，特别是280 MW和260 MW时SCR入口NOX浓度分别为476.3 mg/m3和432.6 mg/m3， 比设计值 350 mg/m3高出 80～130 mg/m3，此负荷段锅炉效率与50%以上差别不大，基本不低于94%。

（2）超低负荷段燃烧调整优化后，各工况再热蒸汽平均升高7.2℃，SCR入口NOX浓度平均降低62.1 mg/m3，锅炉效率平均升高0.25%，综合考虑再热蒸汽温度的提升及锅炉效率的提高，40%～50%负荷段平均供电煤耗降低约0.941 g/kWh。

（3）经过超低负荷段锅炉燃烧优化调整，确定40%～50%锅炉运行方案，不仅对目前深度调峰低负荷及超低负荷段运行具有指导意义，也可为40%～50%负荷段实现自动控制提供目标。

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