某300MW亚临界CFB机组深度调峰运行热经济性研究

史鹏飞 ，康朝斌，张华锋，王 兴，张 伟

(国家能源集团科学技术研究院有限公司太原分公司，山西 太原 030006)

为应对全球气候变化，习近平总书记在第七十五届联合国大会上一般辩论会上提出：中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和[1]，即“双碳”目标。为了这一目标的实现，到2030年，我国非化石能源占一次消费能源的比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机量将达到12亿(kW·h)以上[2-4]。

构建以新能源为主体的新型电力系统，助力“双碳”目标的实现，是我国未来必须长期坚持的一项重大决策部署。由于新能源发电出力具有随机性和不稳定性，我国电力系统调节能力难以完全适应新能源大规模消纳的要求，部分地区出现了放弃风、弃光等问题。为了消纳更多的新能源，燃煤火电机组被迫要求全面参与深度调峰，各地都出台了相关政策，部分燃煤机组需要深度调峰至30%额定负荷甚至20%额定负荷。

近年来，诸多工程技术专家和学者围绕燃煤火电机组深度调峰运行安全性和经济性开展了大量的研究工作。牛旭恩等[5]从锅炉寿命管理、安全性和经济性出发论述了超临界机组深调调峰对锅炉设备影响和采取的措施。张广才等[6]从提高锅炉低负荷稳燃能力、实现机组供热工况热电解耦、提高机组主辅机及其环保装置低负荷下设备适应性方面对深度调峰技术进行了汇总。陈晓利等[7]基于Ebsilon仿真软件建立了抽汽供热、高低旁供热、低压缸切除供热等不同组合方式下灵活性调峰热力模型，分析了深度调峰对机组性能、供热能力和调峰能力的影响，并提出了最优深度调峰的方案。于浩洋等[8]论述了机组深度调峰时机组热力性能、发电成本和经济性，并建立了深度调峰性能评价分析的流程。赵斌等[9]针对600MW超临界燃煤空冷机组开展了深度调峰至50%、45%、40%、35%和30%额定负荷的试验研究[10]，对锅炉效率、汽机热耗率、厂用电率和发供电煤耗进行了热经济分析。

机组在深度调峰负荷下运行时，设备性能和经济性会明显下降[11-13]。而且随着机组长期深度调峰，机组负荷率持续下降，经济性降低[14-16]。本文以某电厂300MW亚临界CFB燃煤机组为例，分析了机组在不同负荷工况及深调工况的性能指标。在此基础上，分析了机组在计划电力不变的前提下，机组分别在50%、55%、60%和65%负荷率时对机组经济性的影响，可为燃煤机组深度调峰优化运行提供参考。

2.1 机组概况

某300MW亚临界CFB机组锅炉配置为亚临界参数、一次中间再热、自然循环、流化床，型号为DG1070/17.4-Ⅱ2。汽轮机为亚临界、一次中间再热、双缸双排汽、单轴、直接空冷凝汽式汽轮机，型号为CZK312/N300-16.7/538/538，机组最大出力为335MW，额定出力300MW，额定背压14kPa。锅炉主要设计参数见表1，汽轮机主要设计参数见表2。

表1 锅炉主要设计参数Tab.1 Main design parameters of boiler

表2 汽轮机主要设计参数及保证值Tab.2 Main design parameters and guaranteed values of steam turbine

2.2 机组深度调峰试验

亚临界燃煤发电机组的设计经济运行工况点通常在基本负荷附近。当机组长期在深度调峰工况运行时，机组整体经济性和各项设备性能指标会严重偏离设计工况值。

为了摸清该300MW亚临界CFB循环流化床直接空冷燃煤机组深度调峰对设备性能的影响和经济性，试验负荷选定100%、75%、50%、40%、30%额定负荷，分析不同负荷下的运行热经济性和设备性能[17-26]，包括锅炉性能、汽机性能和热耗率、厂用电率及发、供电煤耗率等。为保障机组安全运行，逐步将机组负荷从300MW逐次降低至90MW。试验在不投油等助燃的情况下进行，保持试验工程中煤质稳定，炉内燃烧稳定，主、辅设备运行稳定，并确保环保各项指标在合理的范围内。每个负荷工况稳定2h，记录相关参数。

3.1 锅炉性能

随着机组负荷的降低，CFB机组锅炉热效率、各项热损失随之也发生变化。锅炉各项热损失随机组负荷的变化见图1，锅炉热效率随机组负荷的变化见图2。从图1中可以看出，CFB锅炉实际运行时，锅炉排烟热损失和散热损失随着负荷的降低而增加。尤其是排烟损失，在机组负荷低于50%时，排烟热损失增加比较明显。当机组负荷从50%深调到30%时，排烟热损失相对增加了30.15%。

图1 锅炉各项损失随负荷的变化Fig.1 Variation of various boiler losses with load

从试验数据可知，锅炉散热损失随着机组负荷的降低，散热损失有所增加但变化不大。固体未完成燃烧热损失和灰渣物理热损失总体上随着负荷的降低而降低，这是因为机组总的风量在负荷降低的过程中变化不大，随着入炉煤量的减少，炉内氧量较为充足，燃烧更加充分。

从图2中可知，随着锅炉负荷的降低，锅炉效率先增大后降低，机组负荷从100%降低至50%的过程中，试验锅炉效率从85.03%增加到87.82%，相对增加了3.18%。机组负荷从50%下降至30%的过程中，试验锅炉效率从87.82%下降至86.67%，相对下降了1.31%，机组深调下机组锅炉效率随着负荷的降低而降低。

图2 锅炉效率随负荷的变化率Fig.2 Change rate of boiler efficiency with load

3.2 汽机性能

机组50%负荷以下时，亚临界机组两个调节汽门开启，随着负荷的降低，调节汽门开度减小，调门节流损失增大。部分机组深度调峰至40%以下时，为保障机组的安全运行，调节汽门采用节流配汽运行方式，所有调门同时开启，增大了调节汽门的节流损失，使得高压缸效率大幅度下降。机组各负荷下运行参数如表3所示。随着机组负荷的降低，主蒸汽压力和再热蒸汽压力随之降低。在机组深度调峰到50%负荷以下时，主汽温度与设计值相比变化不大。再热温度不能维持设计值540℃，实际运行只有520℃左右。给水温度随着机组负荷的降低而降低。使得机组热力循环平均吸热温度有所升高，循环效率下降，机组经济性下降。根据不同负荷运行工况参数，计算得到汽轮机三缸效率随机组负荷的变化如图3所示，运行热耗率和机组绝对电效率随机组负荷的变化如图4和图5所示。

表3 机组各负荷下汽轮机组运行参数Tab.3 Running parameters of steam turbine units under different loads

从图3中可以看出，随着机组负荷的降低，机组高压缸效率变化最明显，中压缸效率随机组负荷的降低变化不大，低压缸效率随负荷的降低有所降低。机组100%负荷时高压缸效率为82.17%，负荷降低至50%时高压缸效率为69.89%，深调至40%负荷时高压缸效率为64.59%，深调至30%负荷时高压缸效率只有51.33%。从高压缸效率曲线可以看出，在深调负荷下，高压缸效率随机组负荷降低而下降的幅度增加。低压缸效率在机组100%负荷时为87.21%，负荷降至50%时低压缸效率85.20%，深调至40%负荷时低压缸效率为84.94%，深调至30%负荷时高压缸效率仅为84.35%。三缸效率的降低反映出在深调负荷下，随着机组负荷的降低，汽轮机本体性能逐渐恶化。

图3 汽轮机三缸效率随机组负荷的变化Fig.3 Variation of turbine three-cylinder efficiency with unit load

从图4和图5中可以看出，随着机组负荷的降低，机组运行热耗随之增加，绝对电效率随之减少，机组在100%负荷时运行热耗和绝对电效率分别为8573.56kJ/(kW·h)和41.99%，负荷降低至50%时运行热耗和绝对电效率分别为9164.27kJ/(kW·h)和39.28%，深调至40%负荷时运行热耗和绝对电效率分别为9580.57kJ/(kW·h)和37.58%，深调至30%负荷时运行热耗和绝对电效率分别为9947.59kJ/(kW·h)和36.19%。

图4 机组运行热耗率随负荷的变化Fig.4 Variation of heat consumption rate in unit operation with load

图5 机组绝对电效率随负荷的变化Fig.5 Variation of unit absolute electrical efficiency with load

从热耗率曲线可以看出，在深调负荷下，热耗率随机组负荷降低而增加的幅度增加。从绝对电效率曲线可以看出，机组绝对电效率随负荷的降低下降的幅度增加。在深调负荷下，机组运行经济性和效率随着负荷的降低逐步恶化。

3.3 机组厂用电率和发供电煤耗

随着机组的负荷的降低，各主要辅机偏离设备经济运行点，效率下降，厂用电率增加。机组厂用电率随负荷变化曲线如图6所示。机组运行发、供电煤耗随机组负荷变化曲线如图7所示。

图6 机组厂用电率随负荷的变化Fig.6 Variation of plant power rate with load

图7 机组发、供电煤耗随负荷的变化Fig.7 Variation of coal consumption of power generation and power supply with load

从图6中可以看出，随着机组负荷的降低，机组厂用电率随之增加，机组在100%负荷时厂用电率10.14%，负荷降低至50%时厂用电率11.63%，深调至40%负荷时厂用电率为13.63%，深调至30%负荷时厂用电率为18.63%。从厂用电率曲线可以看出，在深调负荷下，厂用电率随机组负荷降低而增加的幅度增加，负荷越低，增加幅度越大。

从图7可以看出，随着机组负荷的降低，机组发、供电标准煤耗随之增加。机组在100%负荷时，发、供电标准煤耗分别349.27g/(kW·h)和388.68g/(kW·h)；
降低至50%负荷时，发、供电标准煤耗分别361.48g/(kW·h)和409.05g/(kW·h)；
深调至40%负荷时，发、供电标准煤耗分别380.39g/(kW·h)和440.43g/(kW·h)；
深调至30%负荷时发、供电标准煤耗分别为397.58g/(kW·h)和488.61g/(kW·h)。

机组负荷从50%深调至40%时，供电煤耗升高31.38g/(kW·h)，机组负荷从40%深调至30%时，供电煤耗升高48.18g/(kW·h)。从机组发、供电煤耗曲线可以看出，在深调负荷下，发、供电煤耗随机组负荷降低而增加的幅度增加，负荷越低，增加幅度越大。

3.4 机组不同负荷率下全年热经济性

随着深调幅度与时间的增加，低负荷所占的比重增加，经统计，2021年机组负荷率为65%，平均背压为7.5kPa，将机组运行热耗折算至7.5kPa下，机组各负荷运行参数如表4所示。

表4 折算至平均背压机组各负荷运行参数Tab.4 Operating parameters of each load converted to average back pressure unit

2021年按照各负荷所占比例，全年负荷率为65%，经加权计算得到供电煤耗345g/(kW·h)。机组按照全年负荷率60%、55%、50%进行计算，按照不同负荷比例进行加权，各负荷率下机组供电煤耗变化如表5所示。

表5 机组不同负荷率下供电煤耗变化Tab.5 Coal consumption changes of power supply units under different load rates

从表5可以看出，如果全年按照负荷率60%运行，经加权计算全年供电煤耗约350g/(kW·h)，比2021年供电煤耗增加4～5g/(kW·h)。如果全年按照负荷率55%运行，经加权计算全年供电煤耗约351.5g/(kW·h)，比2021年供电煤耗增加6～7g/(kW·h)。如果全年按照负荷率50%运行，经加权计算全年供电煤耗约355.5g/(kW·h)，比2021年供电煤耗增加10～11g/(kW·h)。如果按照全年按照负荷率不变，虽然深调去年深调比例增加，但是高负荷比例也同时增加，综合全年来看供电煤耗约比2021年增加1～2g/(kW·h)。

(1)机组深度调峰运行中，随着机组负荷的降低，CFB锅炉效率随之先降低，锅炉排烟损失是使得锅炉效率下降的主要原因。

(2)机组深度调峰运行中，随着机组负荷的降低，机组主汽和再热运行参数随之降低。汽轮机高压缸效率变化较为明显。当负荷下降至30%时，高压缸效率只有51%左右，低压缸效率有所下降。机组运行参数下降和本体性能的下降导致机组热耗率增加，深调负荷越低，增加的幅度越大。

(3)机组深度调峰运行中，厂用电率随着机组负荷的降低而升高。当机组深调至30%负荷时厂用电率为18.63%，负荷越低，厂用电率增加幅度越大。机组发、供电煤耗在100%～50%运行时，随着负荷的降低，发、供电煤耗增加比较平缓。进入深调负荷时，发、供电煤耗随机组负荷降低而增加的幅度增加，负荷越低，增加幅度越大。机组负荷从50%深调至40%时，供电煤耗升高31.38g/(kW·h)，而机组负荷从40%深调至30%时，供电煤耗升高了48.18g/(kW·h)。

(4)随着机组深调负荷的不断降低和深调时间的不断增加，机组全年运行供电煤耗持续增加，机组负荷率从65%负荷率分别下降至60%、55%、50%负荷率时，机组纯凝全年运行供电煤耗分别升高约4～5g/(kW·h)、6～7g/(kW·h)、10～11g/(kW·h)。如果按照全年按照负荷率不变，虽然深调比例增加，但是高负荷比例也同时增加，综合全年来看供电煤耗约比2021年会增加1～2g/(kW·h)。