1000MW超超临界机组深度调峰风险分析和控制策略

文_盛广玉 徐州华润电力有限公司

1 设备简介

铜山华润2×1000MW燃煤机组的锅炉设备型号为SG-3044/27.46-M53X，超超临界参数、直流炉、单炉膛、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、切圆燃烧方式塔式炉。锅炉燃烧系统配置6台ZGM133N中速磨煤机正压直吹式制粉系统。在30%～100%负荷范围内以直流方式运行，30%负荷以下，采用带炉水循环泵的再循环方式运行。汽轮机为超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、凝汽式、双背压、八级回热抽气汽轮机，汽轮机型号为N1000-26.25/600/600（TC4F）。机组配置2×50%BMCR汽动调速给水泵和一台启动用30%BMCR电动调速给水泵。旁路系统采用高、低压二级串联旁路，高旁容量为100%BMCR、低旁容量为65%BMCR、再热器安全阀容量为25%BMCR。

2 深度调峰风险分析

2.1 锅炉低负荷燃烧恶化

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，燃烧稳定性和抗扰动能力下降，如发生煤质变差、给煤机断煤、磨煤机跳闸、风机跳闸等异常情况，极易引发锅炉灭火。

2.2 燃烧组织受限

由于受单台磨煤机最低出力限制，负荷降至300MW期间保留2台，最多不超过3台磨煤机运行。若发生煤质突变或断煤、磨煤机跳闸等制粉系统异常，锅炉燃烧扰动过大，极易发生燃烧恶化和炉膛灭火。

2.3 空预器堵塞和低温腐蚀

当负荷降至300MW，SCR装置的入口烟温随之降低，催化剂反应活性下降。为达到超净排放对脱硝效率的要求，喷氨量增大，氨逃逸率上升，烟气中的SO3与NH3发生化学反应生成硫酸氢铵。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。

2.4 分离器进口管道温度偏差大

机组低负荷时，由于工质压力较低，水冷壁质量流速降低，水冷壁水动力稳定性下降，传热效果较差，热偏差增大，导致水冷壁壁温偏差增大，分离器进口管道温度接近MFT保护跳闸值，威胁机组安全运行。

2.5 省煤器汽化

为了提高给水温度，通过技改增加了#0高加，使得低负荷时省煤器进口给水温度得到大幅提高，当给水温度的达到省煤器进水压力下的饱和温度可能造成省煤器内工质的汽化，造成省煤器金属受热面损坏。

2.6 给水流量波动

机组负荷在低负荷时，四抽压力不能满足两台小机供汽，需将一台小机汽源切至辅汽带，辅汽汽源切至冷再供汽，因辅汽和四抽压力存在压差和温差，若切换操作不当，易导致小机出力异常，造成给水流量波动。

2.7 环保参数超标

降负荷过程中，由于燃烧不稳、炉膛烟温下降、负压波动等影响因素易造成烟囱入口硫份、氮氧化物、烟尘等环保参数浓度超标。

3 深度调峰控制策略

3.1 提高锅炉低负荷的稳燃能力

（1）优化制粉系统运行方式

制粉系统的运行方式可以显著提高锅炉低负荷稳燃能力，相对于煤粉分散的燃烧，集中燃烧稳定性更强，热负荷更加集中，低负荷稳燃能力增强。因此在机组深度调峰至300MW期间保持上层D、E、F磨煤机运行，避免制粉系统隔层运行。

（2）一次风量大小的调整

根据给煤量，控制进入磨煤机一次风量在100～110t/h，严格控制磨煤机风煤比，防止一次风量过大造成燃烧器脱火；磨煤机风量调整时控制一次风母管压力不低于8kPa，避免风量过低造成一次风管积粉堵管。

（3）煤粉细度调整

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，在保证磨煤机无振动的前提下，尽可能提高磨煤机旋转分离器的转速，降低煤粉细度。

（4）氧量调整

锅炉运行中，炉内合理的氧量有利于提高锅炉低负荷稳燃能力。在保证固体、气态可燃物完全燃烧的前提下，可以适当降低氧量运行。试验表明，当负荷降至300MW，锅炉总风量控制在1200～1300t/h为宜。

（5）配风调整

针对四角切圆燃烧锅炉，低负荷时应适当关小周界风开度，降低煤粉着火热，同时运行磨对应的辅助风挡板合适，不宜过大或过小。可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。

（6）炉底水封监视

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，杜绝因水封破坏炉底冷风漏入威胁锅炉燃烧安全。

3.2 预防空预器堵塞和低温腐蚀

通过技改增加了#0高加，大大提高了低负荷时的给水温度，使SCR装置入口烟温大大提高，提高了低负荷时SCR催化剂的活性。运行人员在调整喷氨调节阀时，尤其是在低负荷下，在保证烟囱入口NOx排放浓度和脱硝效率达标的情况下，尽量将喷氨量控制理论最小耗氨量附近，不允许长时间维持最大耗氨量运行，同时密切监视氨逃逸率不超过3PPM。

3.3 减小分离器进口管道温度偏差

据运行试验和实践表明，超超临界锅炉在低负荷，采用底层磨运行方式时，由于水冷壁辐射吸热量相对增加，中间点温度提前，分配集箱进口管道温度相对提高，距离保护跳闸温度更近；而采用上层磨运行方式时，炉膛火焰中心上移，水冷壁辐射吸热量相对减少，工质焓值和过热度都较低，水冷壁的工质水动力特性相对较好，分配集箱进口管道温度偏差降低，且分配集箱进口管道温度偏差减小，距离保护温度有较大的裕度，保证了机组在低负荷时的安全性。

3.4 避免省煤器汽化

增加了#0高加，在提高给水温度的同时，增加了省煤器低负荷运行时的安全风险，为避免省煤器汽化，在保证SCR入口温度满足催化剂最低允许温度前提下，降低#0加入口抽汽压力，保证省煤器入口过冷度在5℃以上。

3.5 保持给水流量稳定

小机切汽源过程尽可能在负荷高时进行，切换汽源时要充分暖管，辅汽至小机电动门在就地采取间断开启方式进行操作，并严密注意检查小机进汽调阀动作情况，小机转速、流量稳定，防止在切换过程中辅汽和四抽串汽造成小机不出力，导致给水流量低保护动作。深度调峰过程中，当机组负荷降至400MW时，应手动逐渐将两台汽泵再循环调阀全开，调整过程中不宜大幅增减给水流量，保证过热度和省煤器过冷度稳定。当负荷降至350MW时，当两台汽泵运行时，即使两台汽泵再循环调阀全开，给水指令已降至0，所以在负荷降至400MW，须先行退出一台汽泵运行。

3.6 控制环保参数不超标

（1）防止硫份浓度超标

深度调峰期间，负荷低，煤种的硫份低，要提前向环保部门报备，避免因烟囱入口SO2到0造成环保考核事件发生。

（2）防止NOx浓度超标

在保证汽轮机应力裕度的前提下，尽量提高主、再热气温，将燃烧器摆角适当上摆，提高火焰中心位置高度，提高炉膛出口烟温，维持SCR入口烟温在最低跳闸值之上；密切监视脱硝入口烟温变化情况，保证SCR入口烟温291℃以上，喷氨控制自动调节不灵敏时及时切至手动，保证烟囱入口NOx不超标。

（3）防止烟尘浓度超标

降负荷过程中保证炉膛风量、引风机运行稳定，避免炉膛负压出现大幅波动，同时加强电除尘进、出口温度监视，防止因煤粉不完全燃烧，煤粉在电除尘内部堆积，造成二次燃烧事故和烟尘排放浓度超标。

4 结束语

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策略，能够大大降低深度调峰带来的安全风险。然而，由于机组先天设计等因素，仍然存在设备低负荷下适应性差的问题，制约其深度调峰能力，如何从机组自身设备出发，寻求适合机组自身特点的安全、经济运行方案也是各火电厂需要关注的重点。