超超临界1000MW机组深度调峰风险分析及措施

文_沈志勇 国家能源集团泰州发电有限公司

随着近几年我国经济增长速度逐年放缓，社会用电负荷增加速度与发电机组装机容量增长速度之间的不匹配性矛盾日益凸显，同时，特高压输电、新能源发电发展迅猛，传统的煤电行业正受到前所未有的冲击，利用小时数逐年下降。在此形势下，一方面国家积极推进供给侧结构性改革，坚决关停了一部分能耗高、污染大的老旧机组；另一方面，国内超超临界1000MW机组也大面积开展了灵活性改造，进行深度调峰试验，以便让机组能够在更大的负荷区间稳定运行，满足电网快速调峰的需求。

1 设备概况

某电厂1000MW超超临界燃煤机组，锅炉采用П型布置、单炉膛、反向双切圆燃烧方式，MPM燃烧器+SOFA燃烧器+偏置周界风燃烧器，内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、循环泵启动系统、一次中间再热。汽轮机为凝汽式、超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式、八级回热抽汽式。

2 深度调峰风险分析

机组正常运行时，其控制方式为CCS，一次调频投入，负荷通过AGC来调节，负荷区间为550MW至1000MW。而机组深度调峰时，要求机组负荷降至400MW运行。在这种低负荷工况下，锅炉的燃烧是否稳定、水冷壁局部壁温是否超温、环保参数是否超标、空预器的堵塞和腐蚀、锅炉给水量的波动等，都是在实际运行中值得思考和解决的问题。

2.1 锅炉低负荷燃烧不稳

随着机组负荷降低，炉膛热负荷随之下降，煤粉燃烧条件变差，燃烧稳定性和抗干扰能力下降，若发生煤质变差、磨煤机跳闸等异常情况时，极易引发燃烧不稳，甚至锅炉灭火。

2.2 锅炉水冷壁超温

锅炉采用了双切圆的燃烧方式，容易在水冷壁前墙区域中间区域形成“热墙”，造成该区域水冷壁壁温偏高。在深度调峰时，由于锅炉热负荷相对更集中，更容易发生水冷壁超温现象。

2.3 锅炉烟气NOx排放超标

锅炉烟气脱硝采用的是选择性催化还原法，即SCR法。SCR 法工艺流程是将稀释后的氨气均匀喷入锅炉燃煤产生的烟气中，将含有氨气的烟气，通过一个反应器，反应器中放置特效催化剂（如 V2O5-TiO2），烟气中的氮氧化物和氨气在催化剂的催化作用下，将烟气当中的氮氧化物转化分解成氮气和水，达到减少氮氧化物排放的效果，其主要反应如下：

脱硝系统正常运行时，其反应器进口烟气温度必须在310℃以上。在深度调峰时，若烟气温度过低，则催化剂性能下降，烟气中的NOx含量会上升，易造成排放超标，同时，也会造成催化剂堵塞和永久性损坏。

2.4 空预器堵塞和腐蚀

机组深度调峰时，由于烟气温度下降，会造成脱硝效率下降。脱硝系统中未反应的NH3会与逸出氨（NH3）及烟气中的SO3和水蒸汽生成硫酸氢铵凝结物（ NH3＋SO3＋H2O→NH4HSO4）。而在一定的温度下,硫酸氢铵呈现高黏性液态,冷凝以后易附着在空预器换热元件表面,粘住烟气中的飞灰颗粒,堵塞空预器换热元件通道,使空预器内通流面积减小,导致空预器阻力增大,从而造成空预器堵塞。低负荷工况下,锅炉排烟温度的降低也使空预器低温腐蚀的可能性大大提高。

2.5 锅炉给水量波动

锅炉给水由两台汽动给水泵提供，正常运行时，两台给水泵的流量均大于泵最小流量，其再循环调阀自动保持关闭状态。当机组负荷逐步减小至深度调峰负荷时，锅炉给水量会减少到低于两台给水泵最小流量之和，若此时给水泵再循环调节阀自动开启，则会造成给水量大幅下降。另外，高加在减负荷过程中，可能会因主汽压变化出现虚假水位，造成高加水位高而解列，也会对给水量产生扰动。

3 深度调峰控制措施

机组深度调峰时，其400MW的工况低于机组正常运行时的最低负荷，所以，需要提前做好相关控制措施来避免或减少可能发生的风险。

3.1 提高锅炉低负荷稳燃能力

3.1.1 合理安排磨组运行方式

锅炉的磨组从下至上，分别为A、B、C、D、E、F磨组。在低负荷工况下，我们安排A、B、D下层磨组运行，保证锅炉燃烧集中和稳定，同时，C磨组处于随时可以启动的状态，以便当发生运行磨组跳闸时，可以迅速投入。

3.1.2 合理安排加仓方式

为了保证低负荷工况下，锅炉燃烧稳定，A、B磨组安排加仓高热值煤种（神混2），但是，会导致运行磨组振动大，因此，D磨组加仓低热值的经济煤种（2∶1印尼与神混5000），增大总煤量。煤种的具体指标见表1。

表1 深度调峰时煤种指标

3.1.3 合理配置磨组分离器转速

煤粉气流的着火温度随着煤粉细度的降低而降低, 同样的煤粉浓度下, 煤粉越细, 进行燃烧反应的表面积就越大,煤粉本身的热阻越小, 煤粉越容易燃烧。因此, 尽可能提高磨煤机旋转分离器的转速, 降低煤粉细度。

3.1.4 合理配置二次风

将运行磨周界风开度关至30%, 未运行磨组二次风开度关至5%, SOFA、COFA风风门开度在70%, 二次风压力与炉膛差压维持在300pa左右, 燃烧器摆角摆至70%～80%。SOFA、COFA风风门开度根据炉膛出口NOx、二次风压力与炉膛差压进行适当调整。

3.1.5 避免炉膛进冷风

机组深度调峰期间, 加强对炉底水封和捞渣机的检查,做好水位监视, 保证炉底水封水位正常，同时，检查关闭锅炉本体所有观火孔，避免冷空气进入炉膛造成燃烧不稳。

3.2 避免锅炉水冷壁超温

由于锅炉采用了双切圆燃烧方式，若发生切圆偏斜，则对应区域的壁温容易升高。在低负荷时，应加强水冷壁温监视，若发现局部水冷壁温度升高时，开大对应区域的二次风门，提高二次风压力，适当降低过热度，控制壁温在允许范围内。

3.3 提高脱硝系统效率

机组深度调峰时，烟气温度下降后会使催化剂活性下降，影响脱硝效率。所以，应尽可能提高锅炉烟气温度。

机组深度调峰验前，适当减少炉本体及水平烟道、尾部烟道、省煤器区域的吹灰频次，一定程度上削弱换热效果，从而提高脱硝系统的进口烟气温度。

机组深度调峰时，确保高加正常投入，尽可能提高给水温度，减少炉膛辐射吸热，提高烟气温度。同时，在保证磨组不振动的前提下，适当提高D磨组的煤量，调整燃烧器摆角，使得炉膛火焰偏上。另外，在满足炉膛稳定燃烧的基础上，可适当降低总风量，减少原烟气中NOx生成量。

3.4 防止空预器堵塞和腐蚀

提高脱硝系统效率，减少硫酸氢氨的生成。另外，提前将空预器吹灰汽源由炉本体低压汽源切至辅汽，确保低负荷时，空预器吹灰压力正常，同时，空预器保持连续吹灰。

全开送风机再循环调节阀，提高空预器入口二次风温，从而提升空预器冷端平均温度，减少空预器低温腐蚀的风险。

3.5 减少锅炉给水量的扰动

机组深度调峰400MW工况时，锅炉给水流量在1740t/h左右，而汽泵再循环从流量下降至680t/h是开始自动开启，至460t/h时全开。为了避免在临界流量时给水泵再循环阀频繁开关给机组运行带来扰动，当负荷减至500MW左右时将一台汽泵再循环调阀撤手动，逐渐开大至30%，在整个调峰过程中维持两台汽动给水泵转速在3100rpm以上。

随着机组负荷的降低，3号高加与除氧器的压差逐步减少，高加疏水相对不畅，低负荷时易发生虚假水位升高的现象，因此，需提前将高加水位设定值降低，同时，加强水位监视，发现异常及时干预调整。

4 结语

通过对超超临界机组在深度调峰过程中存在的安全风险进行分析, 并针对安全风险制定相应的控制措施, 能够大大降低深度调峰带来的安全风险，为同类型的百万机组深度调峰提供了一定的借鉴。