660 MW超超臨界燃煤機組靈活運行的燃煤摻配優化

湯培英，楊艷龍

（陜西商洛發電有限公司，陜西 商洛 711400）

0 引言

為了實現“雙碳”戰略目標，我國能源結構轉型進程進一步加快。2022 年末，全國的發電裝機容量為256 405萬kW，比上年末增長7.8%。其中，火電裝機的容量為133 239 萬kW，增長2.7%；水電裝機容量為41 350萬kW，增長4.3%；核電裝機容量為5 553萬kW，增長4.3%；并網風電裝機容量為36 544 萬kW，增長11.2%；并網太陽能發電裝機容為量為39 261萬kW，增長28.1%［1］。我國新能源發電設備井噴式建設與并網的同時，風、光等新能源發電存在不確定性、間歇性和反調峰特性，加之城鄉居民用電量的增加，電網日負荷峰谷明顯并逐年增大，風光電力將面臨前所未有的消納壓力，因此，電網調峰需求日益增加和靈活性調峰電源嚴重不足等問題已顯現［2-4］?，F階段，抽水蓄能發展相對滯后，其它形式儲能受容量限制，為了保障供電安全，燃煤機組靈活性運行將對緩解電網峰谷差和保證供電可靠性起決定性作用［5-6］，燃煤火電機組的壓艙石作用凸顯，其靈活性運行是實現能源保供的重要舉措，也是實現“雙碳”戰略目標的可靠保障。

目前，660 MW 等級燃煤火電機組的年利用小時數逐年下降，受新能源發電特性的影響，要求火電機組深調能力能夠達到30%額定容量甚至更低，電網也針對燃煤機組的靈活性運行出臺了相應的激勵措施，運行廠家也可以通過深調運行獲取輔助服務收益，同時，煤炭價格的不斷上漲，拓展燃煤的適應范圍，燃煤摻燒對降低火電廠燃料成本、提高市場競爭力、拓展盈利空間具有十分重要的意義［7-11］。童家麟等［12］對600 MW機組高硫煤配煤運行優化研究表明在下層燃燒器配煤高硫煤，其抑制H2S 效果較佳，在高金屬壁溫區域高H2S 面積占比較小，較中、上層燃燒器配煤高硫煤，下層燃燒器配煤高硫煤時爐膛出口的CO體積分數、固體可燃物質量濃度和爐膛出口NO體積分數略低。楊建國等［13］對配煤燃燒過程的疊加特性及其動力學特性參數的表觀性研究說明在熱天平的恒定氧量和控制溫度條件下，配煤燃燒過程表現為原煤摻燒過程的物理量疊加。朱伊囡等［14］從混煤煤質分析角度出發，采用熵權法確定各評價指標權重，并利用灰色關聯度對TOPSIS法進行改進，提出了用于優選混煤配比方案的評價方法。劉彥鵬等［15］對600 MW機組前后墻對沖燃燒鍋爐，摻燒劣質煤時屏式受熱面底部結焦進行了分析，調整入爐煤的灰熔點始終比屏底煙溫低50 ℃～100 ℃，在保證爐內燃燒安全基礎上獲得最大的摻燒效益。

1 機組概況

某燃煤電廠超超臨界直流鍋爐為DG1950/29.3-Ⅱ2 型、前后墻對沖燃燒、濕式排渣、單爐膛、一次再熱、平衡通風、全懸吊結構π型布置。配套6臺ZGM113N-Ⅱ型中速磨煤機， BMCR 工況燃用設計煤種時5 臺磨煤機運行，1 臺磨煤機備用，設計煤種的燃煤量為238.8 t/h。燃燒器從下至上，前墻燃燒器依次為B、D、C層，后墻依次為F、A、E層，每臺磨煤機為同層6根粉管提供一次風粉混合物，燃燒器布置示意圖如圖1 所示，其中，B 、F磨煤機采用一拖二變頻設計。燃燒器為雙旋流燃燒器，同層燃燒器的左右兩側各布置一個貼壁風，在燃燒器上方5 980.7 mm處設置上、下兩層燃盡風，每個燃盡風分旋流和直流兩部分通過調節器送入爐膛，B、F層燃燒器設置等離子點火助燃系統。

圖1 燃燒器布置示意圖Fig.1 Diagram of burner layout

電廠地處秦嶺腹地，距離煤源較遠，發電燃料成本比陜北高0.02 元/kW·h～0.03 元/kW·h，機組利用小時數偏低。按照陜西電力輔助服務市場運營規則，深調至40%～50%額定負荷之間，最高可補償0.32 元/kWh，在40%額定負荷以下，最高可補償0.75 元/kWh，按照目前電網對調峰的需求，僅此一項年可增加營業收入約6 000萬元。

1 號和2 號機組于2019 年3 月全部完成168 試運行，同時完成30%負荷深度調峰試驗。2020 年1 月利用機組停運完成了20%負荷深調試探性試驗，在現場試驗的基礎上，聯合設備生產廠家、科研院校對機組靈活性運行進行探索研究。2021年6月完成機組25%負荷深度調峰驗證試驗，各項指標滿足電網要求，并優化機組深調邏輯及運行參數下限?，F機組在178 MW（27%Pe）～660 MW 負荷靈活性運行，保證電網基礎負荷上配合深度調峰。2021年1號和2號機組在AGC方式下，50%負荷以上負荷變化速率為11 MW/min、40%～50%負荷范圍內負荷變化速率為8 MW/min、30%～40%負荷范圍內負荷變化速率為5 MW/min、30%負荷以下負荷變化速率為3 MW/min工況下，機組可以長周期靈活性運行，其中2 臺機組全年一檔深調時長2 382.4 h、二擋深調時長1 431 h。

2 入場煤質及入爐煤質控制指標

入廠煤主要采用火車長途運輸，以陜北原煤礦煤為主，固定長協煤源為陜北紅柳林高熱煤、涼水井煤原煤礦、安子溝原礦煤、小紀汗高硫煤、寧夏魚河原礦煤和眉縣園子溝低熱煤，其中涼水井煤源協議量最大，入廠煤質主要指標如表1所示。

表1 入廠煤質主要指標Table 1 Main indicators of incoming coal quality

表2 入爐煤縮分混合樣軟化溫度Table 2 Softening temperature of mixed sample of pulverized coal

機組設計燃煤低位發熱量為22.74 MJ/kg、收到基全硫為0.5%、灰軟化溫度為1 240 ℃，校核煤低位發熱量為20.72 MJ/kg、收到基全硫為1.0%、軟化溫度為1 330 ℃。脫硫系統采用石灰石—石膏濕法煙氣脫硫，采用一爐一塔設計。脫硫原煙氣SO2設計濃度3 055 mg/Nm3（準狀態，干基，6% O2），燃煤含硫量在1.3%時，脫硫的效率≥99.38%，凈煙氣中的SO2含量不超過19 mg/Nm3；單臺機組設計石灰石耗量11 t/h，耗電率0.68%。

大多數火電廠實際入廠煤質偏離設計值，煤質來源較為復雜，為了保證鍋爐燃燒穩定，避免出現鍋爐結焦和受熱面管壁腐蝕等故障，在保證爐內燃燒安全的基礎上獲取更大的經濟效益，燃煤摻燒意義重大［16-19］。依據機組設計煤種及入廠原礦煤質，為了避免鍋爐結焦、高溫硫腐蝕并提高機組燃煤經濟性，進行入爐煤在儲煤場的預混處理，質量加權值控制指標為：入爐煤加權熱值為20.10 MJ～22.60 MJ；按照脫硫設計裕量20%計算，控制入爐煤加權收到基全硫小于1.3%；為防止單臺原煤倉煤質硫分過高，降低鍋爐局部高溫硫腐蝕程度，要求高硫煤倉質量加權收到基硫分小于1.6%；新煤源入廠時，禁止通過翻車機直上至原煤倉，需在煤場單獨堆放，待煤質化驗結果出具后，確定配煤方案。

3 煤場煤質初混方案

煤場為條形封閉式煤場，設計存煤量15.3 萬t，煤場共分A、B、C和D四個區，布置兩臺懸臂式斗輪堆取料機，煤場至煤倉層的帶式輸送機的出力按照鍋爐小時耗煤量135%選取，其規格均為帶寬B=1 400 mm，帶速V=2.5 m/s，出力Q=1 600 t/h。

按照入廠煤質熱值、硫分、原礦煤質變化特點和入爐煤質要求等因素，在不進行煤場改造和增加配煤設備情況下，分析入廠煤質特質，經過長時間的探索采取“分區分層堆放”原則，實現在煤場對入爐煤的初混。分區分層初混方案如下：

A 區和D 區為低硫普通煤：部分涼水井原煤與園子溝原煤按照1：1層高堆放在A區，A區北端也可作為汽車補充煤或新進煤種的臨時儲存區域。由于廠區主要煤源為涼水井原礦煤，涼水井原礦煤主要存儲在較大的D區。

B 區為高熱低硫煤：紅柳林的高熱原礦煤的煤質穩定，熱值在23.44 MJ～25.12 MJ 范圍，收到基硫分為0.3%左右，與安子溝原煤或涼水井原煤按照1∶1 的高度分層堆放，降低高熱煤熱值至22.60 MJ左右。

C 區為高硫高熱煤：小紀汗的高硫原礦煤的煤質較為穩定，煤質收到基硫分在1.8%～2.3%范圍內波動，煤質分為低位發熱量為21.35 MJ的沫煤和低位發熱量為24.28 MJ的精煤兩種，將收到基硫分大于1.6%的煤定義為高硫煤，此煤種為配煤煤種，放置在區域面積較小的C區。小紀汗原礦煤與涼水井原煤或安子溝原煤按照2∶5 的高度進行分層堆放，降低加權熱值與加權硫分。魚河煤質收到基硫分預報為1.0%左右，實際收到基硫分為0.6%左右，由于入廠量較少，按照高硫煤在C區堆放。魚河原煤與涼水井原煤或安子溝原煤按照1∶1高度堆放，降低入爐熱值即可使用。

4 入爐煤分磨配煤方式

對比分析間斷配煤、爐外預混配煤和分磨配煤等方式，分磨配煤方式［20］不需專用混燒設備易實現，配煤比例控制靈活，可以隨時調整運行磨煤機出力以達到改變配煤比例的目的，煤種性能差異較大時，燃燒穩定性易掌握［21］。分磨配煤是通過改變磨煤機組合方式，滿足機組靈活性運行，在不同負荷階段實現燃煤熱值不同的需求［22-25］。

4.1 高硫高熱煤的配煤

將中、上層燃燒器配高硫煤的方式調整為下層B或F層燃燒配高硫煤的方式，而且每月對下層B或F層的高硫煤燃燒器切換一次。

4.2 機組深度調峰的配煤

1號機組在夏季運行時，由于汽輪機背壓限制，機組最大負荷為625 MW、煤量為286.9 t/h、給水流量為1 930 t/h、一次風機電流105 A（額定電流165.4 A），一次風機選型偏大。在機組深度調峰至165 MW時，3臺制粉系統運行，熱一次風母管壓力為6.5 kPa、一次風機動葉18%左右，磨煤機一次風量為78 t/h，制粉系統風煤比達到2.6%。為了防止機組深調過程中極端升降負荷時一次風機搶風退出運行，將風機動葉限制在17%左右，以提升機組深調負荷段一次風機運行可靠性。機組深調時入爐煤質較好時，在一次風量降低受限的情況下，將出現一次風粉混合濃度降低導致燃燒器脫火的可能。

在機組深度調峰時，如入爐煤熱值較高則容易出現磨煤機間歇性振動，燃燒器風粉濃度低，爐膛出口溫度快速下降，甚至出現火檢閃爍現象。經過多次深調試驗及深調長時間運行經驗積累，發現機組負荷40%以下深調階段保持3 臺制粉系統運行，燃用較低熱值煤可穩定鍋爐燃燒，避免磨煤機間歇性振動，入爐煤熱值在18.84 MJ～20.10 MJ左右，煤量大于70 t/h煤量，較為適合機組深度調峰時對燃煤熱值的需求。

1 號和2 號機組長時間、頻繁參與電網深度調峰，采取BFA、BFD、ADF 和ADB 等磨煤機組合方式，在中層1臺制粉系統與下層1臺制粉系統（非高硫煤制粉系統）配煤A區煤種，涼水井原煤與園子溝原煤混配煤較為適合，滿足機組深度調峰燃煤熱值需求。

4.3 機組滿負荷頂峰時段的配煤

電網在早高峰、晚高峰、夏季高溫時段處于用電高峰期，需機組滿負荷甚至超負荷運行，實現機組頂峰運行。為了實現機組滿負荷運行及負荷快速響應，提高入爐煤熱值至關重要。

鍋爐中層1 臺制粉系統與上層1 臺制粉系統配煤D 區煤種，安子溝原煤與涼水原煤將混配煤。鍋爐上層另外一臺制粉系統配煤C 區低硫高熱煤種，在中高負荷段逐漸提升入爐煤熱值，確保機組高負荷段的頂峰能力。

5 結語

采用“爐前預混+分磨配煤”的燃煤摻混方式，可以滿足火電機組靈活性運行需要，為其它煤電落實“三改聯動”升級改造提供技術支撐。

高硫煤在下層燃燒器配煤，較中、上層燃燒器配高硫煤，經鍋爐停爐檢修發現，主要受熱面的高溫硫腐蝕略有降低，因此，推薦下層燃燒器優先摻混高硫煤。

機組配煤大量采用高硫煤的經濟性比較顯著，在確保機組環保和安全的基礎上，降低燃料成本，增加企業營收。

為了實現機組滿負荷運行及負荷快速響應，提高入爐煤熱值至關重要，在機組中高負荷段逐漸提升入爐煤熱值，確保機組高負荷段的頂峰能力。