660MW超低排放機組深度調峰運行問題分析

單宗俊

摘要：隨著近年來新能源電力的蓬勃發展，火電機組的“深度調峰”需求十分迫切，未來“深度調峰”很可能會成為火電機組運行常態。某沿海4×660MW超低排放機組經過一段時間深度調峰實際運行，遇到了一系列問題。本文以該電廠為例，從集控運行角度討論“深度調峰”時遇到的主要問題和應對策略。

關鍵詞：深度調峰，超低排放，660MW

近年來，我國新能源電力極速發展，火電機組的調峰形勢十分緊迫。2019年，浙江省300MW及以上常規燃煤機組已全部完成40%額定負荷深度調峰能力認證，但經過一段時間的實際運行，仍然存在一系列問題。本文以某電廠600MW超低排放機組為例，主要從集控運行角度分析和討論深度調峰工況下的主要問題。

1 概述

某電廠Ⅰ期2×660MW鍋爐為超臨界參數，Ⅱ期2×660MW鍋爐為超超臨界參數，均為變壓運行螺旋管圈直流爐，單爐膛、一次中間再熱、四角切圓燃燒方式、平衡通風、固態排渣、全鋼懸吊Π型結構、露天布置燃煤鍋爐；環保設備均經過超低排放改造，配置選擇性催化還原法（SCR）脫硝裝置。

2 深度調峰主要問題及應對策略

2.1 鍋爐螺旋水冷壁壁溫偏差大

某電廠4臺機組深度調峰時，螺旋水冷壁均會出現不同程度的偏差現象，最高壁溫偏差可達80℃以上，局部偶爾出現超溫現象。可能的主要原因為低負荷工況時，機組滑壓壓力低，水冷壁管內工質質量流速降低，水動力穩定性差，局部水冷壁管因吸熱偏差易發生汽阻引起超溫；此外，低負荷時爐膛火焰充滿度不足，水冷壁區域加熱不均勻也會使得水動力穩定性差、局部超溫。

應對策略：設置螺旋水冷壁壁溫偏差大大屏報警，提醒運行人員及時調整；適當調整水煤比，控制給水流量；調整制粉系統集中燃燒、集中配風，提高火焰集中度和均勻度；進行催化劑改造，采用最新的“寬溫催化劑”，提升脫硝系統低溫性能。

2.2 SCR裝置進口煙溫偏低

某電廠SCR裝置進口煙溫設計值357℃；40%負荷工況實際僅可以達到265℃左右，遠遠低于設計值。實際通過采取增加噴氨量的方法，實際脫銷效率仍可以達到95%以上，但此時氨逃逸率增加，需投入空預器連續吹灰以減少空預器堵塞的可能性。

做好負荷預測，優化吹灰方式，減少部分區域吹灰頻次，提高SCR進口煙溫；適當調整配風方式、制粉系統運行方式、煙氣擋板；合理選擇高熱值煤種摻配；在保證水冷壁溫度合理前提下，投入省煤器給水旁路。

2.3 SCR裝置進口NOx濃度偏大

某電廠SCR裝置進口NOx設計值≤320mg/Nm3；40%負荷工況穩定時原煙氣NOx濃度一般在400-500mg/Nm3，超出設計值。不過實際工況中，SCR裝置和煙囪出口NOx濃度基本能控制在要求以下。實際上，比較危險的工況是在高負荷減至40%負荷工況的動態過程中，例如某電廠#1機組曾在330MW減至240MW的過程中，SCR進口NOx含量最高曾達到900mg/Nm3，引起NOx排放短時超標。

應對策略：深度調峰時，調整下層制粉系統集中燃燒、集中配風，控制氧量；盡量避免底層制粉系統停運；合理控制制粉系統風量，必要時減少制粉系統運行臺數；減負荷時提前增加噴氨量，預留控制裕度。

2.4 汽動給水泵再循環門控制品質不佳

眾所周知，汽泵運行時需保證最小汽蝕余量，以保障汽泵的安全運行。機組深調時，給水流量需求小，汽泵進口流量低，因此需要開啟汽泵再循環門。由于50%負荷以上工況運行時汽泵再循環門長期處于關閉狀態，繼續降低負荷，再循環門自動開啟時可能出現卡澀現象；若負荷快速下降時汽泵再循環開啟不及時，可能導致汽泵出力不均、最小氣蝕余量不足等問題，嚴重時可能會引發汽泵跳閘等事故。

應對策略：50%負荷以下時，提前手動緩慢開啟一臺汽泵（首選MFT汽泵）再循環電動門至30%以上，控制給水流量穩定；優化汽泵再循環滴自動開啟邏輯；閥門卡澀或給水流量波動大時，增加報警信號，及時提醒運行人員干預。

2.5 其他問題

除上述影響機組安全運行和環保重要參數的問題外，深度調峰還有吹灰蒸汽參數不足、全廠輔汽參數和供熱蒸汽參數偏低、機組經濟性差等問題。

應對策略：針對吹灰蒸汽參數不足，可以通過與調度溝通，合理分配不同機組的負荷，逐臺機組進行吹灰；針對輔汽和供熱參數偏低，可以通過切換至高參數的機組供全廠輔汽和對外供熱，確保軸封供汽、對外供熱參數滿足要求。針對機組經濟性差，可以調整循環水泵運行方式、凝結水泵深度變頻、優化各調整閥門調節曲線以節能減排。

3 總結

隨著光伏等不穩定性新能源的進一步增長，火電機組的“深度調峰”將越來越常態化，短期內遇到的問題已經逐漸凸顯，長期深度調峰運行的問題也會慢慢呈現。希望本文的分析能為其他深度調峰的火電機組提供參考。

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（作者單位：浙江浙能樂清發電有限責任公司）