某1000MW超超临界机组深度调峰总结及后续探讨李冬

某1000MW超超临界机组深度调峰总结及后续探讨李冬

李冬王维家周晓韡李军

（国家能源集团泰州发电有限公司江苏泰州225327）

摘要：对某电厂一期2×1000MW超超临界燃煤机组深度调峰操作进行了总结，分别探讨了深度调峰锅炉侧涉及的课题：低负荷稳燃、水冷壁温控制、脱硝安全稳定运行、空预器防堵塞、再热汽温调整，并提出了相应应对措施，保证了机组的安全、稳定运行。

关键词：超超临界；深度调峰

0引言

近几年我国经济增长速度放缓，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凸显，新能源发电发展迅猛，煤电行业受到冲击，利用小时数下降，煤电机组开展灵活性改造，进行深度调峰，以适应电网调峰需求。

目前国内百万机组的超超临界机组的调峰深度一般集中在30%至40%之间。而在此负荷区间运行，机组存在诸多危险点，值得分析探讨。本文将从百万机组40%负荷深度调峰中锅炉侧存在潜在危险问题出发，结合某电厂一期机组在深度调峰操作中采取的措施，进行总结和探讨，为同类型机组的深度调峰操作及某电厂一期机组后续开展更大深度的调峰操作提供参考。

1设备概况：

1.1锅炉设备：

某电厂一期工程2×1000MW超超临界燃煤机组锅炉是由哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计的超超临界变压运行直流锅炉，采用П型布置、单炉膛、反向双切圆燃烧方式。炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、一次中间再热机组。燃用神府东胜、兖州、同忻煤。锅炉型号：HG-2980/26.15-YM2型。燃烧器为MPM燃烧器+SOFA燃烧器+偏置周界风。

2深度调峰操作及稳定工况时的问题探讨：

2.1低负荷时的稳燃及磨组搭配

数次深度调峰试验中，尝试ABD与ACD两种磨组搭配方式，在两种方式下，机组在400MW负荷时的运行，燃烧均比较稳定。但在此工况下，机组的运行状态已经较大的偏离了设计工况，同时3台磨煤机运行情况下，若有一台磨煤机跳闸，机组将很有可能进入湿态运行区间，燃烧工况将进一步恶化。故在深度调峰低负荷的稳燃工作上，一方面，加强对磨组的维护，保证磨煤机工作、备用状况正常；保持备用的一台给煤机皮带留煤，以便在紧急状态下可以立即启动；另一方面，则加强深度调峰前油枪与等离子设备的检查维护，确保可靠备用。

2.2水冷壁温控制

某电厂#1、2机组炉膛燃烧器采用了双切圆的布置方式，如图1所示，容易在水冷壁前墙区域2、3号角炉膛中部入口管容易形成“热墙”，附近水冷壁壁温偏高。在低负荷时，磨组多集中于炉膛中下部，且深度调峰期间主汽压低，水动力稳定性下降，水冷壁前墙区域2、3号角水冷壁管明显高于其他位置。

通过探究在相同磨组搭配方式下不同的加仓方式对壁温的影响，由表1可以看出，在深度调峰400MW工况ABD三台磨组运行方式下，降低D仓燃用煤种热值，能有降低水冷壁温。

另一方面，严格控制中间点温度在20℃以下，同时适当开大壁温高区域的二次小风门。以控制整体水冷壁温在正常范围以内。

2.3低负荷下脱硝及空预器防堵塞

某电厂一期机组设计脱硝投入负荷500MW,深度调峰要求负荷达到400MW，在未经运行方式调整的情况下，负荷的降低，必然导致脱硝进口温度低于设计温度，催化剂活性降低，致使脱硝效率大幅下降，同时会造成催化剂堵塞，催化剂发生永久性损坏[1]。与此同时，脱硝系统中未反应的NH3会与SCR脱硝系统中的逸出氨（NH3）与烟气中的SO3和水蒸汽生成硫酸氢铵凝结物（NH3＋SO3＋H2O→NH4HSO4）[2]。硫酸氢氨极易与烟气中的飞灰粒子相结合，附着于预热器传热元件上形成融盐状的积灰，造成预热器腐蚀、堵灰。

某电厂一期空预器的换热元件采用了三段式的布置，从上到下可分为热段、中段和冷端，深度调峰时空预器排烟温度过低，可能在空预器换热元件中段大量积聚硫酸氢氨和飞灰混合物，但是通过空预器吹灰器难以清除，长期在此工况下运行，空预器积灰堵塞将难以逆转，为保证脱硝系统的正常运转何防止空预器堵塞，都应该从提高脱硝进口的烟气温度着手，减少硫酸氢铵生成量入手。

针对这些问题，我们从以下几个方面着手：

a.在深度调峰前，适当减少炉本体及水平烟道、尾部烟道、省煤器区域吹灰频次，削弱换热效果，提高脱硝系统进口烟气温度。

b.控制合理的一次风粉比，有利于降低原烟气NOX。较低的入炉煤硫份，减低了烟气中的SO3。

c.全开热二次风再循环门，提高空预器冷端温度，一定程度上减弱空预器换热元件硫酸氢氨ABS区域前移程度。

d.通过增加供热，提高锅炉热负荷从而提高脱硝系统入口的烟气温度。

通过以上措施，在未进行灵活性改造的情况下，400MW时脱硝进口平均温度可达到315℃，保证了脱硝系统正常运行，两侧原烟气NOX浓度平均值控制在200mg/m3以内，单侧平均喷氨量37kg/h,氨逃逸小于1PPM可控，环境温度20℃时，排烟温度108℃，空预器入口二次风温32℃，基本上避免了空预器、硫酸氢氨在中温段集聚的现象。

2.4再热汽温调整

再热汽温受负荷、烟气量的影响较大，负荷越低，再热汽温越低。再热汽温较低，不仅仅是降低了机组的经济效益，更会导致低压缸排气湿度增加，末级叶片工况恶化，甚至出现叶片侵蚀。

某电厂一期机组采取如下措施：

a.采用合理的磨组方式和加仓方式，降低水冷壁热偏差，为提高过热度创造条件，进而提高炉膛出口烟温。

b.适当提高燃烧器摆角，让火焰上移，提高再热汽温。

c.通过增加供热量的方式，提高锅炉负荷，从而增加再热温度。

通过采用以上措施，将过热度调高到19℃，再热汽平均温度提高到575℃，基本保障了机组的安全。

3结束语：

伴随电力体制改革的进一步深入以及新能源产业的不断发展，传统火电行业将面临越来越严峻的挑战，进行更大规模，更深深度的调峰操作在所难免。在400MW这个深度上，某电厂摸索出了一些方法，而在未来，面对350MW、300MW甚至更深的调峰深度需求，唯有不断思考与摸索，在设备改造和运行调整两方面同时发力，才能切实保证在更大深度调峰工况下机组的安全性和可靠性。

参考文献

[1]顾庆华胡秀丽SCR脱硝反应区域运行温度影响因素研究[J]].洁净煤技术，2015(03)：77-79.

[2]马双忱金鑫SCR烟气脱硝过程硫酸氢氨的生成机理与控制[J]].中国环保产业，2014(03)：28-34.

作者简介：

李冬（1982-）男，江苏吴县人，华北电力大学，本科，单位：国家能源集团泰州发电有限公司，研究方向：1000MW机组锅炉运行管理