超临界600MW机组深度调峰安全技术探索与实践

许群，阎德志，许钰青

（1.国家能源集团荆门发电有限公司，湖北 荆门 448000；2.国网湖北省电力有限公司检修公司，湖北 武汉 430050）

0 引言

国内2000年前后投产机组均不适应50%以内负荷深度调峰的需要，一方面改造投入资金巨大，另一方面大量新问题需解决。针对某电厂2×600MW未经过任何调峰灵活性技术改造超临界直流机组，深度调峰至40%负荷的安全运行技术探讨。

1 机组参与深度调峰是国家生态文明层面建设需要

我国力争2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和，事关中华民族永续发展和构建人类命运共同体。电网新能源装机呈爆发式增长，电网将面临消纳和深度调峰两大难题。2018年6月国家发改委、国家能源局印发《关于提升电力系统调节能力的指导意见》，要求加快电源侧调节能力的提升，2020年9月华中监管局修改版的“两个细则”实施。

2 机组调峰运行现状

该厂2×600MW机组系东锅、东汽、东电配套产品，设计最低安全稳定负荷为300MW，即50%的额定负荷。机组投产运行15年未进行过深度调峰方面技术改造。电网公司要求各企业充分挖掘设备潜力，从正常运行负荷范围50%～100%，扩展到40%～100%及以内。

图1 2020 年该厂机组深度调峰统计

2020年度，该厂2×600MW机组，参与深度调峰118台次，累计深度调峰运行361.5小时，累计深度调峰电量835.5万KWh,深度调峰期间最低运行负荷250.3MW。

3 机组参与深度调峰运行安全性与经济分析

3.1 机组安全性分析

深度调峰时，短时间内锅炉热容量大幅减少，进入锅炉的空气V（氧量）需按协调系统参数同步大幅降低，由图2对比分析，深度调峰低负荷减至40%时，风量过小，锅炉六大风机工作点，可能处于不稳工作区，A、B侧风机存在抢风，甚至发生风机喘振情况[1]。

图2 机组由600MW 减负荷到300WM 引风机风压、风速及锅炉总风量变化曲线

低负荷运行时，直流锅炉热容量小，干态与湿态之间频繁转换（过热度），一旦值班员疏忽或调整不及时，中间储水罐满水，危及汽轮机安全。

低负荷时，锅炉热容量减小，导致烟气温度低，空预器存在低温腐蚀风险、换热面引起积灰堵塞，差压增大[2]。

低负荷时，由于锅炉风量小，风速低，导致水平烟道短时间内积灰快速增加，风烟系统阻力增大。

3.2 脱硝SCR系统安全性分析

深度调峰实际运行曲线分析，低负荷时，锅炉热容量减小，排烟温度低，偏离脱硝催化剂工作温度区间（该厂催化剂设计工作温度320～460℃），特别是当入口烟气温度低于300℃时，富裕的氨气与水份、三氧化硫反应生成硫酸氢氨，导致催化剂表面及构件腐蚀与粘结，SCR区域差压增大[3]。低负荷时，由于炉膛最低风量限制，锅炉富氧燃烧、SCR入口氮氧化物增大，喷氨量增大，氨逃逸率增大，生成的NH4HSO4在催化剂上粘结，导致催化剂活性能力下降。

3.3 “四管”系统的安全性分析

低负荷时，锅炉产汽量小，屏过和高过区域易超温，一、二级减温水喷量加大，喷水后温度急剧下降，金属应力突变，高过区域易出现爆管现象。受热面局部区域冷却可能不足，偏差增大，水冷壁温波动大，减温水量大，存在雾化效果不好，产生水塞现象，导致爆管发生。深度调峰锅炉燃烧偏离正常运行工况，锅炉内热容量发生大幅波动，温度会出现骤然变化，幅度同时加大，易导致氧化皮脱落，四管局部超温存在爆管风险。

3.4 深度调峰电厂侧机组经济性分析

（1）2020年版华中电网煤电机组深度调峰补偿标准[4]。

运行调峰补偿费用：

式中W运行调峰为运行调峰深度贡献电量，C调峰为调峰电量补偿价格。运行调峰深度贡献电量：

式中Pmin为机组基本调峰能力确定的机组最小技术出力，P实际为机组实际出力。调峰电量补偿价格：

机组运行经济性较差，尤其在低负荷运行经济性下降明显，主要原因是汽轮机通流部分效率低、实际运行工况严重偏离机组经济工况点。经测算参与深度调峰期间，补偿费用是不足以抵消深度调峰期间，机组能耗水平增大的消耗，华中区域火电厂参与深度调峰的积极性不高。

4 开展挖掘机组调峰潜力

4.1 运行人员精细化调整

（1）深度调峰运行期间锅炉稳定燃烧，对煤质依赖程度急剧增加，必须改变传统粗犷式配煤掺烧模式，保障底层磨煤为设计煤种，且不得发生断煤情况，增加锅炉燃烧稳定，满足精细化调整的基础条件。（2）纯凝式机组，尽可能增加深度调峰机组对外供汽量，间接提高机组最小出力到安全稳定热负荷区间运行。（3）深度调峰到50%以内负荷时，由于锅炉风量小，机组负荷升降速度必须降低至1～2MW/min，甚至更低，防止波动引起参数紊乱。（4）精细化调整磨煤机配风，提高磨煤机混合出口温度，改善锅炉稳定燃烧的基础条件。（5）调峰到50%以内负荷时，锅炉热容量快速减少，空预器膨胀随之减小，防止动静摩擦，导致空预器电机电流大幅波动，甚至跳闸。（6）吹灰器投入频次优化，加大低负荷时，空预器冷端、SCR区域吹灰，防止换热面积灰。（7）深度调峰前必须进行锅炉等离子助燃系统投入试验，提高等离子投入时的可靠性。

4.2 组织开展探索性试验工作

（1）开展锅炉六大风机低负荷安全运行工况试验，保证锅炉正常稳定的汽压、汽温，减少过热器、再热器汽温偏差及减温水流量等，以提高整个机组的热效率。（2）通过燃烧优化调整尽量减少各种热损失，提高锅炉热效率[5]。定期开展磨煤机一次风粉管调平工作，保证煤粉细度达标，增强锅炉低负荷下稳定燃烧能力。定期对锅炉氧量表校验，防止缺氧或富氧燃烧，导致锅炉还原性腐蚀或入口NOX过大。（3）风烟调节系统控制逻辑优化，尽可能覆盖40%～100%负荷区间。（4）机组深度调峰期结束后，应制度化进行空预器冷端、热端、水冷壁、屏过区域、SCR区域加强吹灰，尽可能清除低负荷运行期间积灰、粘结。

5 结语

通过精细化调整，充分挖掘机组调峰潜力，从50%～100%的调峰能力，扩展到40%～100%的调峰能力。但无论从经济性还是安全性考虑，在取得调度部门许可的前提下，机组尽可能不参与低于50%负荷的深度调峰运行，更不宜长时间运行。低于40%负荷以内运行，机组的安全性无法得到保障，氮氧化物达标排放无保障。现有设备状态下，应杜绝进入40%负荷以内区间调峰运行。落实碳达峰、碳中和目标，强化可再生能源电力消纳责任权重引导机制，大容量火电机组必须进行30%负荷深度调峰灵活性技术改造。