1030MW超超临界燃煤机组深度调峰探讨

1030MW超超临界燃煤机组深度调峰探讨

陆飞

华能南京金陵发电有限公司  江苏南京  210000

摘要：随着国家碳达峰、碳中和目标的持续推进，风电、光伏等新能源电力装机比例逐年增长，而这些电力能源对自然条件的依赖性非常高，这就决定了它们存在波动性、随机性和不可预测性等特点，因而对火电机组的调峰能力提出新的挑战。本文对百万超超临界燃煤发电机组深度调峰中遇到的问题，进行了深入的分析研究，并给出了相应的解决方案，为同类型机组的深度调峰工作提供了一定的借鉴。

关键词：深度调峰；稳定燃烧；脱硝；排烟温度；给水控制

引言

为提高电网对新能源的消纳能力，大容量机组承担起调峰任务，火电机组参与深度调峰已经常态化。火力发电机组长期低负荷运行时，容易出现锅炉稳燃、受热面积灰、引风机失速、环保设施运行、给水控制等问题。本文将从这几个方面进行论述。

1 深度调峰存在的安全隐患

1.1锅炉的稳定燃烧

锅炉低负荷燃烧稳定是机组安全运行的首要保证，也是机组深度调峰首要关注的重点。在机组进行深度调峰时，锅炉炉膛温度低，火焰充满度差，燃烧稳定性差，容易造成锅炉炉膛负压大幅度晃动，甚至炉膛灭火、MFT动作跳闸等。锅炉低负荷燃烧稳定性的主要表证参数有：炉膛温度、火检信号、炉膛负压、过热度等[1]。

煤质一方面会影响锅炉使用经济效益，同时还会影响到锅炉使用过程中的安全性。因此在机组深度调峰期间稳定燃烧采取的主要措施有：

1）保持煤质稳定，

煤着火燃烧主要是因为煤炭挥发份析出并燃烧，这改善了焦炭的燃烧反应，因此若煤粉的细度相同，煤炭的挥发份越高，那么着火燃烧的速度越快[2]。保证锅炉的入炉煤热值大于4300kcal/kg，挥发分大于25%，BTU不低于0.72。

2）改变制粉系统运行方式，正常低负荷情况时维持中上层制粉系统运行，以兼顾主再汽温控制、水冷壁温控制、脱硝NOx控制，燃油系统及等离子处于备用状态。

3）加强锅炉燃烧情况检查，进一步提升煤粉的细度后，煤炭的平均表面活化受到颗粒细度的影响而发生转变，细度越小，表面活化越大，所以煤粉着火会更加简单[2]。根据磨煤机运行情况，采取提高出口风温、旋转分离器转速、控制一次风速等方式稳定燃烧，必要时可投运等离子助燃。

4）适当增加运行制粉系统配风，加强火检信号的可靠性设备管理，严禁隔层燃烧；深度调峰前加强对锅炉受热面吹灰，防止锅炉大面积掉焦。

5）保证锅炉的风量。锅炉内煤燃烧与风量存在必然联系，若总风量不足，则煤的燃烧不充分，同时锅炉的风机设备还会失速；相反若总风量过大，则会造成燃烧不稳定的现象。

1.2锅炉排烟温度降低对脱硝SCR的影响

若锅炉机组处于低负荷运转状态下时就会降低SCR进口烟温，且温度过低时SCR就无法充分反应，因此，为了满足环保排放的要求，同时减少低烟气温度下生成的硫酸氢铵堵塞催化剂孔隙的情况，要采取措施提高锅炉排烟温度，实现脱硝装置在深度调峰时满足投入的条件，为机组脱硝系统提供一个稳定的运行环境，同时保证能够满足环保方面要求。在机组深度调峰运行中，锅炉风量、氧量、烟气温度等因素的变化，对脱硝系统投运条件及安全运行产生一定影响。

SCR反应器进口烟气中含有SO3，若SCR反应器中的催化剂温度达不到设计温度时，在化学反应中就会产生硫酸氢铵，硫酸氢铵是一种具有极强腐蚀性的黏性物质，造成催化剂微孔堵塞，从而使得催化剂活性降低，出现硫酸氢铵中毒现象，并且对下游设备空预器造成腐蚀与堵塞，严重时影响机组安全运行[3]。

低温下烟气中的SO3、NH3及H2O形成硫酸氢铵的过程为下式。

SO3+NH3＋H2O→NH3HSO4

机组深度调峰期间，NOx排放浓度主要受到省煤器出口氧气含量的影响，若提升氧气量，则出口NOx的浓度就会大幅上升。所以，在保证燃烧安全可控的前提下，适当减少锅炉总风量，减少一次风率（减少磨煤机运行台数、减少备用磨冷风）等方式，控制SCR进口NOx浓度不过大，脱硝效率不超过85%。在适当减少锅炉总风量时，要保证适当的氧量，同时通过燃烧器摆角、一次风量、提高主再汽温等手段的调整来提高SCR前烟温不低于295℃。

1.3引风机失速

风机性能曲线表明若出现机组负荷较低的情况，风机的流量也会随之降低，同时风机动叶开度也会受到影响，这时的风机会进入失速区。此外，处于低风量状态下，若风机故障出现RB，则可能会出现锅炉总风量低低保护触发MFT动作。为了防止锅炉出现此种故障，同时确保风箱差压正常，需要提前设置好动叶的开度下限。控制锅炉总风量不低，防止发生引风机失速抢风。若发生引风机失速抢风，应适当增加风量，必要时申请增加负荷，增加烟气流量以避开失速区。炉膛负压、一次风压无异常波动，监视A、B侧风机的动叶开度偏差无明显变大。

1.4锅炉部分受热面积灰

机组持续低负荷时，锅炉总风量较低，尾部烟道存在烟气走廊，会造成部分受热面积灰严重，甚至塌灰造成锅炉全火焰丧失，MFT 动作。因此，要利用机组加负荷的机会，增加吹灰频次，如果负荷长时间低于50% 出力，应该向调度申请加负荷对受热面全面吹灰。

1.5给水控制

深度调峰期间，给水流量需要重点监视。机组的负荷逐渐下降，四级抽汽的压力较低，小机的出力受到影响，给泵运行方式需要调整。我厂汽泵联锁保护中，当给泵降低至350t/h时，注意汽泵再循环门自动开启调节。在机组减负荷及深度调峰过程中，密切监视给泵进口流量，及时将给泵再循环调门自动开启定值改为300t/h，保持每台汽泵流量在500t/h以上，防止汽泵再循环调门串动，同时，在负荷降至450MW前，将一台给泵汽轮机汽源切为辅汽供给，同时，应注意监视监视小汽轮机和给泵组轴系和瓦温的变化情况。锅炉过热度保持在10-20℃之间，若水冷壁金属温度不超温，尽可能适当提高过热度，以免过热度过低时，造成分离器水位上升。在控制水冷壁超温时，严禁使用给水偏置，以免造成分离器水位上升。

1.6机组变负荷速率

在机组负荷较低时，机组的主再汽温也较低，这对锅炉金属受热面和汽轮机的冷却会非常明显，所以，为了避免由于热应力过大造成水冷壁横向裂纹或者汽轮机振动恶化，当处于低负荷状态时应适当降低机组的变负荷速率。机组负荷降至500MW以下及从深度调峰负荷恢复至正常负荷过程中，应保持变负荷速率3-5MW/min。

1.7 压力校正

在机组负荷较低时，应该提前机组的滑压曲线进行修正，提升滑压曲线的平滑性，因此主蒸汽压力偏置0.6-0.8MPa,防止主机高压调门开度过小，同时防止由于汽轮机调门出现波动而产生的管线损坏等情况。

2 对电气设备的影响

机组深度调峰时，电网负荷较低，应监视500kV电压不超过规定值，同时注意观察AVC 装置正常投运。当发电机进相运行时，机组的进相深度要满足发电机稳态需要，发电机机端电压和厂用电母线电压压降不大于 5%，厂用电动机运行正常，发电机定子线圈和铁芯温度正常。在发电机深度进相运行时，只有确认6kV以上，方可进行6kV电机的启动操作。厂用电动机启动过程中，值班员应加强对厂用母线电压、电动机电流的监视检查。

结语

综上所述，本文以实际调峰经验为基础，并对同种类型设备操作相关技术作为参考资料，分别从稳燃、深度调峰安全隐患等方面展开分析，进而对深度调峰过程中可能碰到的问题展开论述与总结，对我国百万超超临界燃煤发电机组的灵活性改造具有一定的借鉴价值，但仍需积极开展相关试验来进一步提高机组深度调峰的可靠性与经济性。

参考文献

[1]王志鉴.600MW亚临界燃煤机组深度调峰策略[J].电子技术,2021, 50(12):130-131.

[2]朱全利.1000MW 火力发电机组培训教材 锅炉设备系统及运行[M].北京：中国电力出版社2010.

[3]黄文静，戴苏峰，艾春美等.电站燃煤锅炉全负荷SCR 脱硝控制技术探讨 [J].节能技术2015,33(2):189- 192.