大型燃煤机组深度调峰工况下安全与经济性探讨

龚伟东，谈紫星，陈林国

（1.国家电投集团上海能源科技发展有限公司，上海 201102；2.南昌科晨电力试验研究有限公司，江西 南昌 330096）

0 引言

在第75 届联合国大会上，习近平总书记提出的“30·60”碳排放战略，为我国能源结构的转型发展指明了方向，清洁能源得到了迅速发展的同时，电网结构发生了巨大的变化，电网峰谷差越来越大，在此形式下，作为主力电源的火电机组进行深度调峰[1]，是目前提升电网灵活性最现实、最有效的选择。为适应火电机组发展趋势，提高机组的上网竞争力和盈利能力，兼顾机组安全性及经济性成为电厂及电力科研单位所研究的主要方向，文中结合某省电厂3号机组深度调峰过程中遇到的问题及采取的措施，并根据措施的实施效果进行探讨，因而对大型燃煤机组提高深度调峰能力[2]，保障机组在深度调峰工况下的安全稳定经济运行具有重大的参考价值。

1 设备概况

某发电厂3号炉系哈尔滨锅炉厂生产的HG-1938/32.69/610-YM2型超超临界一次再热燃煤锅炉，该锅炉采用单炉膛、∏型布置、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构。炉膛四周为水冷壁采用熔焊膜式壁，炉膛尺寸为17 693 mm×16 310 mm，锅炉主要设计参数见表1 所示，锅炉煤质资料见表2所示。

表1 锅炉主要设计参数

表2 锅炉煤质资料

汽轮机为哈尔滨汽轮机有限公司生产的超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴凝汽式汽轮机。

2 深度调峰工况下出现的问题

研究表明，当机组正常运行负荷低于50%额定负荷时，机组经济性及安全性随着机组负荷的下降而下降，炉内燃烧开始恶化，文中结合3 号机组深度调峰（深度调峰负荷30%额定负荷）试验，归纳出大型燃煤机组深度调峰过程中经常出现的典型问题[3]：炉内燃烧不稳、给水控制不稳、风机运行不稳、环保指标超限、再热汽温偏低、固体燃烧热损失偏大、排烟热损失偏大等，并加以分析，以便针对性的采取措施。

2.1 锅炉低负荷稳燃问题

根据《某省燃煤发电机组灵活性改造和深度调峰达标验收试验技术规范》的要求，机组需要在不得投用燃油等辅助能量进行助燃的前提下，保持锅炉燃烧稳定，火焰检测正常。锅炉在低负荷时，炉膛火焰充满度较差，煤粉着火变得更困难，燃烧稳定性比较脆弱，抗干扰能力急速下降，当机组出现煤质变差、断煤、掉焦、缺水等问题时，易出现失去火检，甚至炉膛灭火事故。

2.2 给水控制问题

结合3 号机组，当机组到达30%额定负荷时，锅炉给水流量已经接近保护值，且给水自动难以跟踪[4]，特别是需要开关减温水时，给水流量发生变化，引起锅炉壁温大幅波动，容易造成受热面超温，大量氧化皮脱落，从而引发受热面爆管事故；当给水流量持续降低，触发联锁，可能造成锅炉给水保护动作灭火事故。

2.3 给水泵小机汽源稳定问题

在深度调峰低负荷的工况下，小汽轮机汽源（该机来自汽轮机四段抽汽）压力大幅降低，从而造成给水泵出力降低，严重时造成锅炉缺水，机组“非停”事故。

2.4 环保指标超限问题

在深度调峰低负荷的工况下，炉膛出口烟温降低，造成SCR 入口烟温（该机要求不低于300 ℃）不满足催化剂活性温度要求，降低化学反应效率，严重时造成SCR解列，环保参数超标严重。

2.5 风机运行不稳问题

在深度调峰低负荷的工况下，风机的运行参数远离性能曲线高效区，造成流量、压头与风机特性匹配差，易发生风机喘振和失速等事故。

2.6 再热汽温偏低问题

在深度调峰低负荷的工况下，随着炉膛温度的降低，再热汽温也随之降低，就3 号机组而言，在30%THA 工况下，再热汽温低于设计值10-15 ℃，造成热耗、煤耗显著上升，影响机组经济性。且再热蒸汽温度过低，可能造成汽轮机低压缸末级叶片处蒸汽带水，影响汽轮机安全运行。

2.7 锅炉热效率下降问题

在深度调峰低负荷的工况下，3 号机组实测锅炉热效率为92.16%，修正后锅炉热效率92.10%，严重低于BMCR 工况下锅炉热效率93.97%，主要原因为：炉膛温度降低，火焰充满度变差，风粉扰动效果降低，煤粉着火困难，不能充分燃烧，造成飞灰、炉渣含碳量升高，固体燃烧热损失及排烟热损失增加。

3 采取的措施及建议

3.1 保障原煤品质，加强炉内燃烧调整。

1）在深度调峰低负荷的工况下，加强原煤管理，增加煤质检测频率，保障原煤品质，对3号炉而言，入炉煤的收到基低位发热量宜大于5000 大卡，空气干燥基挥发分大于30%，灰分小于15%。

2）在深度调峰低负荷的工况下，保持煤粉细度、风量、炉膛氧量、一次风压、磨煤机出口风温处于最优位置[5]，油枪处于正常备用状态，遇到燃烧不稳立即投入油枪稳燃，一旦出现堵煤现象，立即处理，最大程度减轻因此造成的炉内燃烧不稳影响。

3.2 加强给水指令监视

在深度调峰低负荷的工况下，运行人员增强监盘质量，一旦发现给水出现剧烈波动时，果断将自动切除，改为手动调节，依据水位及过热度准确判断给水水位[4]。

3.3 提高辅汽参数，优化小机进汽汽源自动切换逻辑

1）在深度调峰低负荷的工况下，保证辅汽可靠备用，增加冷段再热蒸汽至辅汽联箱进汽量，提高辅汽参数。

2）在深度调峰低负荷的工况下，优化小机进汽汽源自动切换逻辑，实现小机安全稳定运行，保障给水安全。

3.4 增加烟气旁路，提高火焰中心

机组深度调峰前，暂停锅炉吹灰，以维持较高的排烟温度；对燃煤锅炉尾部烟道进行改造，增加SCR旁路，在深度调峰低负荷的工况下，根据SCR 入口烟气温度的变化，调节SCR 旁路门开度；在深度调峰低负荷的工况下，通过调整燃烧器摆角，风量，燃尽风门开度等，提升炉膛火焰中心高度，增加SCR 入口烟温，保证脱硝效率，防止环保指标超限。

3.5 改造风机及风烟系统

在深度调峰低负荷的工况下，3 号机组已出现轻微喘振，存在失速风险，对此，电厂及时联系风机厂家，对现有风机及风烟系统进行改造，以增强风机在深度调峰低负荷工况下的适应能力，从改造的效果判断，深度调峰工况下，风机已能正常运行，没有出现喘振及失速问题。

3.6 合理利用烟气挡板，提高火焰中心位置

在深度调峰低负荷的工况下，主烟道烟气挡板开度适当增加，同时关小低温过热器烟气挡板，保证再热汽温；就3号机组而言，将燃烧器喷口摆角调整为+60%，使炉膛火焰中心上移[5]，增加高温再热器吸热量，提高再热汽温；整个过程中保证再热蒸汽有一定的过热度，防止汽轮机发生水冲击事故。

3.7 加强燃烧调整力度

在机组进行深度调峰前，该厂便联系相关科研院所，对3号机组低负荷工况下进行燃烧调整试验[5]，通过适当降低煤粉细度、改变磨组运行方式、提高磨煤机出口风温、降低一次风速、调整运行氧量及燃烧器摆角等一系列措施[6]，降低了飞灰、炉渣含碳量，减少了排烟损失，使得实测锅炉效率从92.16%上升为92.46%，修正后锅炉热效率从92.10% 上升为92.41%。

4 结语

总之，大型燃煤机组在深度调峰低负荷的工况下，机组的众多设备、系统都脱离设计参数之外，所以造成机组的设备、系统或多或少受到影响，导致机组出现安全隐患和经济损失，也正因此，我们更应当总结燃煤机组深度调峰过程中出现的问题，然后针对性的采取措施，以保障机组安全经济运行，最大限度的发挥火电机组“兜底”保供作用，肩负起国家向新能源电力转型的历史使命。