近年来，随着国民经济宏观调控政策的落实和电力体制改革及电源建设步伐的加快，长期制 约国民经济发展和人民生活水平提高的电力供应紧缺问题基本得到缓解。但是，由于用电结构发生明显变化，电网负荷峰谷差呈不断增大趋势，电力系统面临着电网峰谷差偏大、调峰能力不足的矛盾。因此，大型火电机组参与电网调峰运行早已迫在眉睫。

　　如何提高大型火电机组的调峰性能，尽量满足电网峰谷负荷调节要求，是国内各大电网竞相攻关的技术难题之一。为此，早在1996年湖南省电力试验研究所等单位就已开展了“国产300MW火电机组调峰运行可行性试验研究”课题，在1997年年初取得了石门电厂2台300MW机组达到厂家不投油最低稳燃负荷保证值180MW下调峰运行的阶段性成果后，课题组成员继续攻关，在1998年8月该厂2号机组大修后，又实现了可在160MW负荷下调峰运行的目标。特别是在锅炉燃用煤质明显低于设计煤种的情况下，机组调峰运行负荷突破厂家最低稳燃负荷保证值，使国产300MW机组调峰试验试验研究取得关键性进展。

　　1　机组设计特点

　　湖南省石门电厂2×300MW火电机组，锅炉型号：HG1021/18.2-540/540-WM10型亚临界压力中间再热自然循环汽包炉;汽轮机型号：N300-16.7/537/537单轴2缸2排汽反动凝汽式机组。1、2号机组分别于1996年2月和12月完成168h基建调试，移交生产投入商业化营运。

　　1.1　设计煤种特性

　　石门电厂锅炉设计燃用煤种有一定的独特性，是由燃烧特性相差很大的晋东南无烟煤和陕西黄陵烟煤各50%的混煤组成，为锅炉的设计选型及实际运行，特别是调峰运行带来了较大的技术难度，因此，制造厂在燃烧系统设计中采用了新技术，为机组的安全稳定运行创造了条件。设计煤种特性见表1。

　　表1　　设计煤种煤质特性分析

　　项　目 晋东南无烟煤

　　(A) 黄陵烟煤

　　(B) 　设计

　　A∶B=1∶1 Car/% 69.12 57.02 63.01 Har/% 2.80 3.38 3.09 Oar/% 3.11 4.80 3.95 Nar/% 0.97 0.84 0.91 Sar/% 0.34 1.33 0.83 Aar/% 17.99±4 21.6±4 19.82 Mt/% 5.67±3 10.99±3 8.33 Mad/% 1.91 1.65 1.78 Vad/% 5.48 26.20 11.37 Vdaf/% 7.02±1 34.16±5 14.50 Qan.ar

　　/kJ.kg-1 25539±1675 21724±1675 23632

　　1.2　燃烧系统设计特点

　　锅炉采用四角切圆燃烧方式，共5层20个一次风喷口，其中下2层是固定式可调腰部风的双通道自稳式燃烧器，为清华大学专利技术，首次应用在国产300MW火电机组锅炉上;上3层是可调倾角的“WR”型浓淡燃烧器，为美国CE公司成熟技术产品。

　　1.3　制粉系统

　　锅炉采用中间储仓式热风送粉制粉系统，配4台MT3570Ⅲ型钢球磨煤机。

　　1.4　制造厂的保证值

　　机组以带基本负荷为主，但具有一定的调峰能力，在保证锅炉热效率时，不投油最低稳燃负荷：(1)燃用设计煤种不大于55%MCR(180MW);(2)负荷为额定蒸发量时，锅炉保证热效率不低于91%。

　　2　技术改造措施及效果

　　为实现石门电厂2号机组160MW负荷调峰运行，在锅炉大修期间采取了以下措施：

　　2.1　炉内敷设卫燃带

　　根据石门电厂锅炉实际燃用煤质(Mt=9.8%、Aad=30.8%、Vad=10%、Qnet.ar=20500kJ/kg)比设计煤种差，炉内火焰温度水平偏低等情况，决定在炉内敷设75m2卫燃带。后经实测炉内燃烧中心区域四角火焰平均温度为1216℃，比原来的1191℃上升了25℃，这说明炉内火焰温度水平有所升高，对低负荷燃烧稳定和经济性提高十分有利。

　　2.2　燃烧器的修复与更换

　　大修中共更换了烧损严重的A1、A3、A4、B1及B4共5只通道自稳式燃烧器，对于损坏较轻的A2、B2、B3等3只燃烧采取了修补措施。

　　2.3　改善燃烧器出口结构

　　由于双通道自稳式燃烧器在热态运行时易烧损变形，导致炉内气流偏斜，影响燃烧稳定性，为此在A、B两层一次风喷口的左右两侧中间均开“V”型口以防受热变形。

　　2.4　制粉系统改造

　　石门电厂300MW机组投产后，制粉系统运行状况不理想，主要存在如下问题：

　　2.4.1　排粉机入口挡板开度只能小于50%

　　这是由于设备选型偏大所致，其后果一是节流损失增大，经济性下降;二是挡板调节范围小，运行操作不便，磨煤机入口负压常处于顶表状况，造成系统负压过大，冷风漏入量增加，对炉内燃烧工况干扰较大。

　　2.4.2　细粉分离器效率偏低

　　多次测试结果：其细粉分离器效率仅为81%，由此导致三次风带粉严重，不利于炉内燃烧稳定，在机组低负荷运行时尤为明显。

　　通过采取缩小排粉机叶轮尺寸、加装细粉分离器二次分离装置等技术措施后，排粉机入口挡板开度可控制在70%～90%，细粉分离器效率提高到86%，改善了制粉系统运行状况，为锅炉低负荷的经济稳定运行打下了基础。

　　3　机组低负荷运行优化调整措施及经济性分析

　　保证火电机组低负荷稳定经济运行的关键是锅炉燃烧调整及时、配风方式合理及汽轮机DEH控制系统运行方式最佳，对此，我们做了大量的现场测试分析工作。有关调峰试验数据及性能指标见表2。

　　前4次调峰试验燃用煤种为北方混煤，第5次为本省低质煤。5次调峰试验平均负荷162.3MW，平均稳定运行时间近3h(第4次时间短为调度原因);降负荷变动率1.53%/min(不包括第1次)，负荷变动率1.75%/min;调峰幅度为机组最大出力的49.2%，额定出力的54.1%，突破了厂家最低稳燃负荷55%MCR的保证值。

　　表2　　调峰试验数据及性能指标

　　项　目 试　验　数　据 1 2 3 4 5 试验日期 08-29 08-30 09-23 09-24 09-25 1.低负荷运行时的主要参数： 低负荷运行时间

　　/min 211 175 180 53 258 试验负荷/MW 161.66 161.43 163.02 162.67 162.93 主蒸汽流量/t.h-1 539.85 536.80 548.00 521.00 519.00 主蒸汽温度/℃ 539.5 539.0 540.6 537.0 542.0 主蒸汽压力/MPa 14.64 14.50 14.36 14.30 14.40 再热蒸汽压力/MPa 2.01 2.03 2.02 1.94 1.92 再热蒸汽温度/℃ 503.7 501.0 508.0 496.4 502.0 炉膛出口氧量/% 4.1 3.8 4.5 4.4 5.6 排烟温度/℃ 123.4 125.0 114.0 110.0 121.0 2.性能指标： 降负荷变动率/

　　%.min-1 0.51 1.77 1.51 1.44 1.38 升负荷变动率/

　　%.min-1 3.04 1.62 2.30 1.23 1.10 调峰幅度/%MCR 48.99 48.92 49.40 49.30 49.40 调峰幅度/%Ne 53.89 53.81 54.34 54.2 54.3 3.燃煤工业分析、取样分析： 收到基水分/% 9.60 9.20 8.90 9.00 10.55 空气干燥基灰分/% 23.43 29.73 30.98 28.23 33.53 空气干燥基挥发

　　分/% 11.52 9.89 9.68 10.54 9.60 收到基低位发热

　　量/kJ.kg-1 23100 21230 20864 21919 19110 飞灰可燃物/% 6.28 10.05 7.48 7.28 11.11 炉渣可燃物/% 12.67 16.22 14.35 16.59 13.82

　　4.结　　果

　　锅炉效率/% 90.15 87.79 89.21 89.73 85.47 发电煤耗/

　　g.(kW.h)-1 339 343 342 331 345

　　3.1　一次风火嘴投运方式

　　有关燃烧器试验研究结论表明：双通道自稳式燃烧器具有较好的低负荷稳燃特性，因此，在调峰试验初期，采用稳定下层(A、B)、调节中层(C、D)、停运上层(E)的燃烧方式，但是存在再热汽温度的问题。为此，机组在160～180MW负荷运行时，进行了退出A层，稳定B、C层，调节D、E层一次风火嘴投运方式的试验，其结果表明：机组负荷在160～180MW时，保持2套制粉系统运行，采用上4层一次风火嘴相对集中投运方式，炉膛负压波动小，炉内燃烧稳定性较好，机组运行状况平稳，再热汽温度可提高10℃左右，改善了机组低负荷调峰运行的经济性。有关试验数据及燃用煤质见表3。

　　表3　　一次风投运方式对再热汽温的影响

　　项　目 机组负荷180MW 机组负荷160MW 下4层

　　燃烧器 上4层

　　燃烧器 下4层

　　燃烧器 上4层

　　燃烧器 过热汽压力/MPa

　　16.4 16.3 14.0 14.5 过热汽温度/℃ 540.0 540.0 520.0 525.0 再热汽温度/℃ 509.0 519.5 494.0 507.0 排烟温度/℃ 128.1 129.0 125.0 123.0 氧量/% 5.0 4.0 4.1 3.7 煤质分析： Vad/% 9.06 11.83 Aad/% 31.40 23.20 Qaet.ar/kJ.kg-1 20678 23110 运行方式 双引风机、双送风机运行，投B、C制粉系统 单引风机、单送风机运行，投B、C制粉系统

　　石门电厂全厂能耗平衡测试结果表明：在额定负荷下，再热汽温每下降10℃，发电煤耗上升约0.8g/(kW.h)。因此，由公式(1)可计算出机组在160MW负荷运行时的发电煤耗下降值Δb1:(1)

　　式中　Δbz--额定负荷下，再热汽温变化与发电

　　煤耗的对应关系值，Δbz=0.08g/(kW.h).℃

　　b1、b2--分别为机组在300MW和160MW负荷下运行时的平均发电煤耗，由表4可查出：b1=0.316kg/(kW.h)，b2=0.341kg/(kW.h);

　　Δtz--机组在160MW运行时，再热汽温度提高值，由表3可知：Δtz=13℃。

　　表4　　不同负荷下的发电煤耗(平均值)

　　机组负荷

　　/MW 300 270 240 230 210 180 160 发电煤耗/

　　g.(kW.h)-1 316 319 322 324 327 335 341

　　将相关数据代入式(1)中，可得Δb1=1.12g/(kW.h)，即发电煤耗下降1.12g/(kW.h)。由此可见，再热汽温偏低对机组运行经济性有一定的影响。

　　3.2　二次风配风方式

　　机组在160MW负荷调峰运行时，是采用二次风分级送入的传统方式，还是采用二次风上下层送入，使一次风相对集中的方式呢-现场试验分析表明：停用或关小燃烧器之间的二次风，只投入并开大BA(40%～50%)、EE1(50%～60%)上下2层二次风的配风方式，炉膛负压摆动范围小，其锅炉低负荷运行稳定性明显好于分级送风方式，相应的经济性也有所提高。有关测试分析数据见表5，二次风配风方式见表6。

　　表5　　配风方式对经济性的影响

　　二次风配

　　风方式 飞灰可燃物

　　Cfh/% 炉渣可燃物

　　Clz/% 炉膛负压

　　/Pa 分级送风 11.90 21.90 ±55 上下层送风 10.05 16.22 ±30 差值 1.85 5.68 25

　　试验煤质：Aar=30.91%;Vad=9.89%;Qnet.ar=21230kJ/kg。

　　表6　　额定负荷及调峰负荷配风方式

　　二次风门 二次风门开度 300MW负荷 160MW负荷 EE1 40 60 EE 87 20 H 71 10 DC 58 0 G 16 10 GB1 37 0 GB 30 0 BA 21 50 AF 25 0 F 48 0

　　由表5可知：采用上下层送风方式时，Cfh下降1.85%、Clz下降5.68%，其q4损失有所减小。从燃烧理论及运行实践上分析是不难理解的，因为采用上下层送风方式时，导致B、C、D及E层一次风相对集中，十分有利于煤粉在炉膛温水平较低条件下的着火与稳燃;要保证煤粉充分燃烧，势必依靠开大BA、EE1两层二次风门送风，而BA二次风口正位于B层一次风喷嘴下部，这样既然增强了下二次风的托粉能力，又提高了火焰中心位置，从而使飞灰及炉渣可燃物均有一定幅度的降低，提高了锅炉低负荷运行时的稳定性经济性。其实，低负荷运行时的二次风上下层送入方式与额定负荷时推荐的缩腰形配风方式原理相同，只不过是低负荷下的进一步演变。

　　根据表5的测试分析数据，由公式(2)可分别计算出二次风上下层和分层送入方式下的q4损失：

　　(2)

　　q4′=5.888%　　　q4″=7.346

　　因此，Δq4=q4″-q4′=1.458%，即锅炉热效率η提高了1.458%。

　　同时完成的2号锅炉热力特性试验结果表明：机组在额定负荷运行时，锅炉热效率η每降低1%，发电煤耗增加3.94g/(kW.h)。因此，由公式(3)可计算出160MW负荷下的发电煤耗降低值Δb2：

　　(3)

　　式中　Δbe--发电煤耗增加值，即3.49g/(kW.h);

　　Δη--锅炉效率降低值，即Δq4=1.458%。

　　则可计算出Δb2=6.20g/(kW.h)，即机组在160MW负荷调峰运行时，其发电煤耗又下降了6.20g/(kW.h)，这说明锅炉热效率降低对机组经济性有较大的影响。

　　3.3　汽轮机DEH控制系统运行方式

　　为确定机组变负荷调峰的经济运行方式，在5次调峰试验中，分别进行了2次单阀、2次顺序阀及1次先单阀后顺序阀的3种运行方式对比试验，从而对单阀与顺序阀方式在调峰运行时的经济性作了全面的比较，有关试验分析数据见表7。

　　表7　　160MW时单阀与顺序阀特性参数对比

　　项　目 单阀运行 顺序阀运行 对比值 热耗/kJ.(kW.h)-1 8867.29 8551.16 316.13 调节级效率/% 53.95 65.03 11.08 高压效率/% 61.58 66.33 4.75

　　由表7可知：机组在160MW负荷调峰运行时，顺序阀运行比单阀运行时热耗降低316.13kJ/(kW.h)，调节级效率及高压缸效率分别比单阀运行时提高11.08%和4.75%。这是因为汽轮机在低负荷运行中，采用顺序阀方式时，其喷嘴节流损失大大下降，高压缸各级尤其是调节级作功能力增加，效率明显提高，该方式更加适合机组变负荷调峰。

　　根据公式(4)可计算出汽轮机热耗降低316.13kJ/(kW.h)后，机组发电煤耗下降值Δb3：

　　(4)式中　Qb--标准煤发热量，Qb=29260kJ/kg;

　　--160MW负荷下锅炉平均热效率，则Δb3=12.21g/(kW.h)，即由于汽轮机采用顺序阀方式，机组在160MW负荷调峰运行时，机组发电煤耗又下降了12.21g/(kW.h)，其经济性进一步提高。

　　3.4　经济效益分析

　　依据上面的分析计算，不难求出2号机组进行低负荷优化调整所产生的节煤效果Δb：

　　Δb=Δb1+Δb2+Δb3=19.53g/(kW.h)

　　如2号机组按每年运行200d，每天运行7h，调峰负荷为160MW运行，则每年可节约标煤4375t标煤，每吨标煤市场价约为250元，由此可计算出每年创造的直接经济效益为109万元人民币。

　　4　结论

　　4.1优化调整十分必要。针对设备改造后，完成的运行优化调整是2号机组在实际燃用煤质明显低于设计煤种情况下，调峰负荷突破厂家最低稳燃负荷保证值的关键技术措施。

　　4.2　经济效益明显。通过对运行优化调整后的经济性分析可知：2号机组调峰运行每年可节约标准煤4375t，创直接经济效益109万元。

　　4.3　运行优化调整增加了机组低负荷运行的稳定性，也为进一步降低调峰负荷打下了基础。

　　4.4　分析不同煤质下机组调峰运行试验结果(均为160MW)可知：当锅炉燃用煤质较好的北方混煤时，其调峰负荷仍有一定的下调空间。