某电厂660MW机组深度调峰至200MW运行状况分析

摘要：为试验某电厂660MW超超临界机组深度调峰潜力，探索低负荷下较长时间运行下主要锅炉运行参数的变化规律，SCR入口烟温的运行规律，本文以某电厂660MW机组深度调峰至200MW运行状况进行分析。

关键词：深度调峰;超超临界机组

引言

浙江省电网负荷年峰谷差与昼夜峰谷差问题日益严重，电网调峰压力逐步增大，机组调峰幅度和调峰频率日益加大。[1]為试验某电厂660MW超超临界机组的深度调峰潜力，探索低负荷下较长时间运行下主要锅炉运行参数的变化规律，SCR入口烟温的运行规律等，在该机组开展深度调峰试验。

1 概述

某电厂660MW电厂燃煤锅炉为超临界参数、螺旋炉膛、一次中间再热、平衡通风、四角切圆燃烧方式、固态排渣、全钢构架、露天布置的型锅炉，锅炉型号：SG-2031/26.15-M623。炉膛由膜式壁组成。从炉膛冷灰斗进口（标高8300mm）到标高51873mm处炉膛四周采用螺旋管圈，在此上方为垂直管圈。炉膛上部布置有前屏过热器和后屏过热器，水平烟道依次布置高温再热器和高温过热器，尾部烟道布置有低温再热器和省煤器。炉膛由膜式壁组成。从炉膛冷灰斗进口（标高8300mm）到标高51873mm处炉膛四周采用螺旋管圈，在此上方为垂直管圈。炉膛上部布置有前屏过热器和后屏过热器，水平烟道依次布置高温再热器和高温过热器，尾部烟道布置有低温再热器和省煤器。锅炉设24只直流式燃烧器分6层布置于炉膛下部四角，煤粉和空气从四角送入，在炉膛中呈切圆方式燃烧。燃烧器的上部设有SOFA风，以降低炉内NOx的生成量。尾部烟道下方设置两台转子直径为13494mm三分仓容克式空气预热器。炉底排渣系统采用机械除渣方式。

2 试验运行工况

运行工况如下： A/B/C/D制粉系统运行，全厂辅汽由邻机供给，协调投入，一次调频投入，A/B两台汽泵并列运行，汽源均为四抽。保持两台引风机、两台送风机、两台一次风机运行。13：05 值长令负荷减至250MW，投入A制粉系统等离子稳燃，开启B汽泵再循环调整门，投入空预器连续吹灰。13：10 停运D制粉系统。13：50 值长令：负荷减至200MW，投入AB层#1、#3油枪。13：58 锅炉由干态转至湿态运行，负荷为220MW，并撤出协调控制。15：00 值长令：负荷加至330MW。15：25 锅炉由湿态转回干态运行，负荷为250MW，15：26 投入协调，负荷加至330MW。15：28 撤出AB层油枪，撤出A制粉系统等离子，关闭B汽泵再循环调整门，投入AGC。

3 问题分析及建议

（1）本次深度调峰试验中试验机组最低负荷至193MW，随着机组负荷降低，SCR脱硝系统进口烟温逐渐降低，SCR进口烟温最低低至275℃，进口NOx及进口基准NOx偏差较大，怀疑测点已经失准，由于进口NOx基准及进口氧量偏高，导致出口NOx多次超限。另外，期间SCR进口烟温长时间低至280℃左右运行，SCR仍未退出，对SCR催化剂可能有不良影响，脱硝效率会降低并且可能导致氨逃逸引起空预器堵塞，会影响机组正常运行。

（2）负荷到200MW时，锅炉总煤量偏低，容易发生燃烧不稳情况，必须采取有效的稳燃措施，由于试验机组最底层A制粉系统设有等离子稳燃，并且投入了油枪稳定燃烧，负荷将至200MW时，燃烧未出现恶化情况[2]。

（3） 负荷到200MW时，给水流量仍有650t/h（自动情况下的水冷壁流量低限值573.2t/h），两台小机气源仍由本机四抽供给，管道调整门未参与调节，排气温度在25℃，在正常范围内没有上升。所以低负荷下压力仍满足条件。负荷减至250MW以下后，凝泵变频转速维持在1108r/min，就地正常检查无异常;负荷减至250MW以下后，除氧器水位主调整门关至0%后，副调整门仍是100%的开度，撤出主调整门自动后，副调整门才能参与调节。

（4）正常运行状况下，机组轴封可以实现自密封运行方式，但是由于深度调峰工况下，自密封轴封汽温度及压力达不到要求参数，期间试验机组轴封供汽母管温度低于250℃，因此需要采取其他手段将轴封汽调整至正常参数，保证汽轮机正常运行。

（5）锅炉由干态转至湿态前，需要对汽水分离器#1、#2门进行暖阀，保证能正常开启;试验机组配备炉水循环泵，试验期间未启动炉水循环泵，由于给水流量仍满足运行要求，且未出现水动力循环恶化情况。

参考文献

[1]浙江省能源局.浙江电力发展“十三五”规划[R/OL].（2016-8-30）.http：//www.zjdpc.gov.cn/art/2016/9/19/art_8_1715438.html.

[2]王茂贵，吕洪坤，李 剑.浙江省燃煤机组深度调峰综述.浙江电力，2019，38（5）：90-97.

作者简介：李健成（1990-），男，广东中山人，助理工程师，主要从事电厂运行工作。