660MW超低排放机组深度调峰运行问题分析

单宗俊

摘要：随着近年来新能源电力的蓬勃发展，火电机组的“深度调峰”需求十分迫切，未来“深度调峰”很可能会成为火电机组运行常态。某沿海4×660MW超低排放机组经过一段时间深度调峰实际运行，遇到了一系列问题。本文以该电厂为例，从集控运行角度讨论“深度调峰”时遇到的主要问题和应对策略。

关键词：深度调峰，超低排放，660MW

近年来，我国新能源电力极速发展，火电机组的调峰形势十分紧迫。2019年，浙江省300MW及以上常规燃煤机组已全部完成40%额定负荷深度调峰能力认证，但经过一段时间的实际运行，仍然存在一系列问题。本文以某电厂600MW超低排放机组为例，主要从集控运行角度分析和讨论深度调峰工况下的主要问题。

1 概述

某电厂Ⅰ期2×660MW锅炉为超临界参数，Ⅱ期2×660MW锅炉为超超临界参数，均为变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊Π型结构、露天布置燃煤锅炉；环保设备均经过超低排放改造，配置选择性催化还原法（SCR）脱硝装置。

2 深度调峰主要问题及应对策略

2.1 锅炉螺旋水冷壁壁温偏差大

某电厂4台机组深度调峰时，螺旋水冷壁均会出现不同程度的偏差现象，最高壁温偏差可达80℃以上，局部偶尔出现超温现象。可能的主要原因为低负荷工况时，机组滑压压力低，水冷壁管内工质质量流速降低，水动力稳定性差，局部水冷壁管因吸热偏差易发生汽阻引起超温；此外，低负荷时炉膛火焰充满度不足，水冷壁区域加热不均匀也会使得水动力稳定性差、局部超温。

应对策略：设置螺旋水冷壁壁温偏差大大屏报警，提醒运行人员及时调整；适当调整水煤比，控制给水流量；调整制粉系统集中燃烧、集中配风，提高火焰集中度和均匀度；进行催化剂改造，采用最新的“宽温催化剂”，提升脱硝系统低温性能。

2.2 SCR装置进口烟温偏低

某电厂SCR装置进口烟温设计值357℃；40%负荷工况实际仅可以达到265℃左右，远远低于设计值。实际通过采取增加喷氨量的方法，实际脱销效率仍可以达到95%以上，但此时氨逃逸率增加，需投入空预器连续吹灰以减少空预器堵塞的可能性。

做好负荷预测，优化吹灰方式，减少部分区域吹灰频次，提高SCR进口烟温；适当调整配风方式、制粉系统运行方式、烟气挡板；合理选择高热值煤种掺配；在保证水冷壁温度合理前提下，投入省煤器给水旁路。

2.3 SCR装置进口NOx浓度偏大

某电厂SCR装置进口NOx设计值≤320mg/Nm3；40%负荷工况稳定时原烟气NOx浓度一般在400-500mg/Nm3，超出设计值。不过实际工况中，SCR装置和烟囱出口NOx浓度基本能控制在要求以下。实际上，比较危险的工况是在高负荷减至40%负荷工况的动态过程中，例如某电厂#1机组曾在330MW减至240MW的过程中，SCR进口NOx含量最高曾达到900mg/Nm3，引起NOx排放短时超标。

应对策略：深度调峰时，调整下层制粉系统集中燃烧、集中配风，控制氧量；尽量避免底层制粉系统停运；合理控制制粉系统风量，必要时减少制粉系统运行台数；减负荷时提前增加喷氨量，预留控制裕度。

2.4 汽动给水泵再循环门控制品质不佳

众所周知，汽泵运行时需保证最小汽蚀余量，以保障汽泵的安全运行。机组深调时，给水流量需求小，汽泵进口流量低，因此需要开启汽泵再循环门。由于50%负荷以上工况运行时汽泵再循环门长期处于关闭状态，继续降低负荷，再循环门自动开启时可能出现卡涩现象；若负荷快速下降时汽泵再循环开启不及时，可能导致汽泵出力不均、最小气蚀余量不足等问题，严重时可能会引发汽泵跳闸等事故。

应对策略：50%负荷以下时，提前手动缓慢开启一台汽泵（首选MFT汽泵）再循环电动门至30%以上，控制给水流量稳定；优化汽泵再循环滴自动开启逻辑；阀门卡涩或给水流量波动大时，增加报警信号，及时提醒运行人员干预。

2.5 其他问题

除上述影响机组安全运行和环保重要参数的问题外，深度调峰还有吹灰蒸汽参数不足、全厂辅汽参数和供热蒸汽参数偏低、机组经济性差等问题。

应对策略：针对吹灰蒸汽参数不足，可以通过与调度沟通，合理分配不同机组的负荷，逐台机组进行吹灰；针对辅汽和供热参数偏低，可以通过切换至高参数的机组供全厂辅汽和对外供热，确保轴封供汽、对外供热参数满足要求。针对机组经济性差，可以调整循环水泵运行方式、凝结水泵深度变频、优化各调整阀门调节曲线以节能减排。

3 总结

随着光伏等不稳定性新能源的进一步增长，火电机组的“深度调峰”将越来越常态化，短期内遇到的问题已经逐渐凸显，长期深度调峰运行的问题也会慢慢呈现。希望本文的分析能为其他深度调峰的火电机组提供参考。

参考文献：

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（作者单位：浙江浙能乐清发电有限责任公司）