张鹏威 何建乐

摘要：通过非助燃最低稳燃负荷试验，可以摸清机组最大调峰潜力，对于机组后续的深度调峰改造具有重要的指导意义。试验结果表明，新疆某电厂300MW亚临界燃煤机组最低稳燃负荷可降至80MW（约24.2%BMCR），远低于锅炉设计的最低稳燃负荷116MW（约35%BMCR）。但低负荷运行过程中也出现了SCR入口烟温均低于脱硝催化剂的许用温度下限（320℃）、炉内温度较低等影响机组安全运行问题。对于同类型机组试验及技术改造都具有重要的参考意义。

关键词：深度调峰;非助燃最低稳燃负荷试验;安全运行

中图分类号：X38 文献标识码：A 文章编号：2095-672X（2020）03-0-03

DOI：10.16647/j.cnki.cn15-1369/X.2020.03.070

Experimental research on the non fuel oil auxiliary minimum stable combustion load of 300MW subcritical coal-fired power plant

Zhang Pengwei，He Jianle

（Huadian Electric Power Research Institute，Hangzhou Zhejiang 310030，China）

Abstract：The maximum peak shaving potential of the power plant can be verified， through the test of the non fuel oil auxiliary minimum steady combustion load. which is important to guide the power plants for the subsequent deep peak shaving transformation.The test results show that the minimum stable combustion load of a 300MW subcritical coal-fired power plant in Xinjiang can be reduced to 80MW （about 24.2% BMCR）， which is much lower than the designed the minimum stable combustion load of 116MW （about 35% BMCR） for the boiler. However， there are some problems affecting safety during low load operation， such as the SCR gas flue inlet temperature was lower than the design lower allowable temperature limit of the denitration catalyst （320 ℃）， and the temperature in the furnace was low， which affected the power plant's safety operation. It has important reference significance for the test and technical transformation of similar power plants.

Key words：Deep peak regulation;Non fuel oil auxiliary minimum steady combustion load test;Safe operation

近年來，随着人们环保意识的增强，清洁能源越来越受青睐[1]，根据国家能源局统计：“2018年，全国并网风电新投产2100万千瓦，较上年增长20.3%;太阳能发电新投产4473万千瓦，较上年减少16.2%。”按照国家发改委和国家能源局印发的《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》要求：“截止2050年，非化石能源消费占比超过一半。”火电机组尤其是煤电机组在未来持续低负荷运行或者深度调峰将成为常态。

另外，清洁能源受季节、天气等因素影响表现出较大的随机性、间歇性，增加了电网调峰、调差压力[2]。受外送通道容量限制影响，在新疆、甘肃、内蒙古等清洁能源富集地区，出现了较为严重的弃风、弃光现象[3]。为提高清洁能源消纳比例，缓解电力供应压力，适应未来火电机组调控的新常态，火电机组深度调峰改造就显得尤为重要[4]。

本文以新疆某电厂300MW亚临界燃煤机组为例，系统的介绍了非助燃最低稳燃负荷试验的全流程，分析了机组低负荷稳燃能力以及各主要运行参数变化情况，对火电机组后续的深度调峰改造具有重要的指导意义。

1 总体情况介绍

1.1 机组概况

该机组为300MW亚临界一次中间再热燃煤凝汽式机组，四角切圆燃烧方式，自然循环汽包炉，单炉膛、平衡通风、固态除渣露天п型布置，全钢架、全悬吊结构的燃煤锅炉。本锅炉设计最低稳燃负荷为BMCR工况下的35%，对应的蒸汽流量约为360t/h，对应的电负荷在120MW左右，保持3台磨煤机运行。其主要设计参数见表1。

1.2 煤质分析

试验前需确定试验煤种，并对试验煤质进行化验，以便更好的分析煤质对试验过程的影响。该机组之前大量燃用低熔点高碱金属含量的准东煤，导致机组结焦严重，试验过程中掺入高灰分高灰熔点低碱金属含量的煤质（电厂常用煤种之一）冲刷受热面，有助于清洁受热面，缓解受热面结焦情况，减轻低负荷掉焦对炉内燃烧造成较大扰动;并建议电厂以此煤种为低负荷燃烧常用煤种，其煤质元素分析检验结果与设计值对比情况见表2。

由表2煤质分析结果来看，（1）试验煤质热值较设计煤质偏低：这使得低负荷工况的燃料投入量增加，较高的燃料量可以保证三台磨煤机稳定运行，提高火焰在炉内的充满度，维持炉内良好的温度场，减轻炉膛顶部掉焦状况，便于低负荷稳燃;（2）试验煤质和设计煤质挥发分含量都在37%以上，这有利于煤粉快速着火燃烧，同时较高的挥发分含量也使得焦炭孔隙率增大，燃烧过程中与空气的接触面积相应增大，便于煤粉的燃尽。

2 试验方法

2.1 试验仪器及测点布置方法

试验过程中主要对脱硝入口烟气温度以及NOx浓度及炉内温度场数据进行采集，温度场测量采用红外测温仪（Raytek）通过观火孔对不同高度的温度场进行测量，脱硝入口温度以及NOx浓度测量如图1所示。

图1 网格法烟气成分分析、烟气温度测量示意图

试验测点分布在脱硝入口两侧烟道，采用网格法进行布置，单侧烟道取5个测孔、每个测孔取3个深度进行逐点测量，单侧烟道共设置5x3=15个测点。

脱硝入口烟气温度测量时，将热电偶与烟气采样枪组合成一体，与烟气成分测量同步进行，热电偶通过补偿导线连接至数字温度计。

脱硝入口NOx浓度测量时，烟气取样枪在同一测量孔内，依据网格划分原则依次保持在不同深度（由里及外），在每一深度上停留时间满足烟气置换要求，测量系统同步测量，并在各深度逐点记录烟气分析仪读数。每个取样孔测量完成后，采样枪换至下一测孔测量。

2.2 试验流程

2.2.1 试验前准备

对机组主要运行参数包括煤粉细度、一次风速、炉内燃烧、烟气流场分布情况进行摸底检测。综合考虑机组运行可靠性和试验煤质情况，本次试验采用B、C和D三台磨投运方式，煤粉细度R90控制在20%～30%左右，单台磨各粉管一次风速偏差控制在10%以内。另外火焰温度中心不能出现严重偏离、脱硝入口两侧烟道烟气温度及成份分布不能偏差较大。对偏离合理范围较大的参数进行优化调整，使机组保持良好的运行狀态。

2.2.2 非助燃最低稳燃负荷试验

首先对各执行机构进行检查和试验，包括等离子点火装置和油枪试投是否正常、火焰探头观测是否准确，燃烧器摆动是否灵活、二次风门开度调节是否灵活等，正式试验开始前完成锅炉及空预器全面吹灰一次。

第一阶段：锅炉由正常运行负荷按滑压方式逐步降至130MW，在130MW负荷下稳定运行 1h，记录各项运行参数。

第二阶段：锅炉由130MW工况每次缓慢降低负荷10MW后，稳定运行0.5h，如有必要再缓慢降低负荷至可稳定燃烧负荷，稳定运行2h，记录最低负荷时的各项运行参数。

第三阶段：当机组出现：煤火检信号强弱变化明显，从就地看火孔观察，炉膛火焰应稳定明亮，煤粉喷口着火点适宜，炉膛出口烟温基本稳定不再降低时。则认为达到低负荷稳燃状态，保持此状态运行2h以上，试验结束。

3 结果分析

试验期间负荷从130MW逐渐下降至120MW、110MW、100MW、90MW和80MW，炉内燃烧强度逐渐降低，主要参数滑压运行，炉内燃烧稳定。130MW工况时，SCR进口烟温（两侧均低于SCR催化剂许用温度下限320℃）已经不能够满足脱硝系统运行要求，但为了摸清机组真实低负荷稳燃能力，经与电厂协商试验继续进行。80MW负荷下锅炉燃烧稳定，机组运行稳定，各辅机运行正常，继续降负荷时炉内燃烧出现不稳定迹象。试验机组最低稳燃负荷为80MW（约24.2%BMCR）。

从120MW负荷开始SCR入口氧量为6.59%，入口NOX含量超过了SCR入口设计上限（550mg/Nm3），两侧均达到650mg/Nm3以上，随着负荷的降低，运行氧量进一步增加，到80MW负荷时，运行氧量达到9.3%左右，两侧NOX含量高达800mg/Nm3左右，因为二次风箱差压原因，无法通过减小二次风箱压力降低运行氧量，对锅炉燃烧的稳定性与经济性、燃烧器的低氮特性有一定影响;从90MW负荷开始，汽泵入口压力低报警（1.43MPa左右），到80MW负荷时，汽泵入口压力达到1.3MPa左右（设备保护值为1.2MPa），继续降低负荷，投入电泵运行，试验期间各个工况的主要参数情况见下表。

试验期间对各负荷工况下SCR入口烟温进行了测量，由表4可知，130MW工况下，甲侧最低烟温已达到311.5℃，乙侧最低烟温为317.5℃，各负荷工况下SCR入口烟温均未达到SCR催化剂许用温度下限（320℃），建议进行宽负荷脱硝改造，以便保证机组低负荷运行时脱硝设备的安全性和可靠性，同时降低尾部设备低温腐蚀的风险。

3.2 温度场变化情况

由于机组墙面上只有大屏处有4个观火孔，数量较少，经与电厂协商，竖直拆除前墙中间位置一排炉膛短吹作为试验观火孔使用，便于简单了解各负荷工况下炉内燃烧情况。具体见图2-4。

由于机组墙面上观火孔较少，不能很好的检测其实际燃烧温度场，从图中数据可以简单看出，80MW负荷工况下，40m炉温已降到1000℃以下，炉内整体温度水平较低，基本能满足煤粉的着火燃尽需求，机组燃烧稳定，各辅机运行正常。随着负荷继续降低，C、D磨火检闪烁，炉膛火焰发暗，炉内燃烧出现不稳定迹象。建议后续可选用低负荷稳燃技术如富氧燃烧进行改造[5]，提高炉内温度和燃烧稳定性，同时对后续SCR入口烟温的提升也有一定作用。

4 结论

本文通过灵活性改造摸底试验，摸清了机组的最低稳燃负荷可达到80MW水平。在试验过程中发现低负荷下，SCR入口烟温均低于脱硝催化剂的许用温度下限、炉内温度较低等问题。并建议机组后续可以采用宽负荷脱硝以及富氧燃烧技术进行改造，提升机组低负荷运行的稳定性和可靠性。

参考文献

[1]田博.促进清洁能源发展 推动能源绿色低碳转型[N].国家电网报，2018-05-24（006）.

[2]袁静，段金长.基于接纳能力的新能源调度方法的研究[J].智能电网，2013（3）：32-35.

[3]周鹿鸣，杨建华，王维洲等.德国《可再生能源法（2017年）》的启示[J].科技导报，2019，37（21）：7-13.

[4]侯玉婷，李晓博，刘畅，等.火电机组灵活性改造形势及技术应用[J].热力发电，2018，47（5）：8-13.

[5]张广才，周科，鲁芬，等.燃煤机组深度调峰技术探讨[J].热力发电，2017，46（9）：17-23.

收稿日期：2020-01-08

作者简介：张鹏威（1986-），男，汉族，工学硕士，工程师，研究方向为燃煤电站锅炉的节能及环保技术。