（浙江浙能乐清发电有限责任公司浙江温州325000）
摘要：受电源结构变化、交直流特高压的发展的影响，浙江电网调峰压力不断增大，浙江省政府先后出台了一系列地方文件，以规范和推动燃煤机组深度调峰工作的顺利进行，火电机组的深度调峰即将成为新常态。某沿海4×660MW超低排放火电机组经过一段时间深度调峰实际运行，遇到了一系列问题。本文以该电厂为例，从运行角度讨论深度调峰给机组带来的风险和应对措施。
关键词：深度调峰；火电；超低排放；660MW
0引言
近年来，受电力供应量持续增长、外购电规模不断扩大与省内电力消费增速放缓的双重挤压，浙江省电力由供需矛盾转化为调峰矛盾[1]。2019年某电厂660MW超临界燃煤机组、660MW超超临界燃煤机组完成40%额定负荷深度调峰能力认证，并参与深度调峰。在实践中，深度调峰给机组运行带来的风险逐渐暴露，本文从运行调整角度出发，浅析了风险产生原因，并提出应对措施，可为同类型机组深度调峰运行提供参考。
1概述
某电厂Ⅰ期2×660MW锅炉为超临界参数，Ⅱ期2×660MW锅炉为超超临界参数，均为变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊Π型结构、露天布置燃煤锅炉；环保设备均经过超低排放改造，配置选择性催化还原法（SCR）脱硝装置。
2深度调峰风险分析与应对措施
2.1锅炉燃烧不稳
该电厂Ⅰ期、Ⅱ期锅炉型号分别为SG-1913/25.4-M956、SG-2031/26.15-M623，设计煤种均为神府东胜煤田活鸡兔煤，根据厂家资料，当燃用设计煤种时，锅炉不投油最低稳定燃烧负荷为30%BMCR。实际情况中，受制粉系统布置、一次风温度、燃烧器角度等因素影响，深度调峰期间制粉系统火检会有一定程度下降。
应对措施：
1)做好入炉煤质控制，尽量燃用挥发分稍高，水分低的煤种；
2)机组AGC投入时，检查机组减负荷至300/330MW时，机组减负荷速率自动由12MW/min改为7.2MW/min；
3)尽量保留A磨运行，负荷＜50%时启动等离子点火装置，保持A磨给煤量大于25t/h；
4)制粉系统集中运行，保留运行的燃烧器应尽量邻近，并根据负荷情况调整各磨煤机出力；
5)根据煤种情况控制一次风量，既要避免一次风量过大导致煤粉浓度过低，又要避免一次风量过小导致堵管；
6)二次风调整应平稳，可适当提高氧量；
7)锅炉燃油系统应可靠备用，当锅炉出现炉膛负压大幅晃动，燃烧器火检不稳等情况时应及时投油助燃。
2.2SCR进口烟温偏低
该电厂SCR装置进口烟温设计值为357℃，在深度调峰至40%负荷时，SCR进口烟温仅能达到270℃左右，远低于设计值，催化剂活性不够，氨和NOx未能完全反应。为保证环保指标，喷氨量增大，氨逃逸率上升，又会进一步引起空预器堵塞。
应对措施：
1)根据减负荷趋势尽早停运上层制粉系统；
2)适当开大上层SOFA风；
3)及时投运省煤器给水旁路，提高反应器进口烟温，增加催化剂活性；
4)机组减至50%负荷时，关注空预器差压变化，保持空预器连续吹灰，确保硫酸氢铵不聚积；
5)机组负荷指令低于35%时，可以考虑开启汽机旁路进一步降低负荷，保持锅炉热负荷不降，确保SCR装置进口烟温不至太低。
图1为SCR装置进口NOx浓度随负荷变化情况，可以明显看出，在深度调峰过程中，采取上述措施后SCR进口NOx浓度明显下降，可以有效减少后续催化还原反应所需的喷氨量。
2.3直流炉水动力下降
该电厂直流炉在低负荷下水动力下降，水冷壁管内工质质量流速降低，螺旋、垂直段水冷壁壁温均会出现不同程度的偏差现象，局部水冷壁管因吸热偏差易发生汽阻引起超温[2]。
应对措施：
1)在保证一定过热度前提下，适当增加给水流量；
2)监视二次风和炉膛差压，适当开大偏置风，防止二次风刚性不够导致火焰贴墙；
3)调节无效时及时进行加负荷操作。
图1
图2为水冷壁区域壁温温差随负荷变化情况，在深度调峰过程中如不采取措施，壁温温差最大可达近100℃，增加给水量或开大偏置风后壁温温差得到明显减小。
图2
2.4高低加水位控制品质不佳
当机组低负荷运行时，由于各段抽汽压力较低且相邻段蒸汽压差减小，使得相邻高、低压加热器间疏水差压同步减小，正常疏水动力不足。进而引起正常疏水调阀调节品质下降，热耗增加，疏水不畅。
应对措施：
1)降负荷过程加强高低加疏水监视，疏水不畅时提前切至事故疏水，并做好疏水扩容器温度监视和控制；
2)分析加热器疏水管路沿程阻力，对阻力大的管路进行优化；
3)将加强事故疏水阀设备管理，避免卡涩。
2.5给水泵再循环阀控制品质不佳
机组深调时，给水流量随负荷降低，为保证给水泵最小汽蚀余量[2]，需适当开启给泵再循环阀。负荷快速下降时开启不及时可能导致汽泵出力不均、最小气蚀余量不足，给泵再循环阀频繁开关也容易导致阀芯冲刷。如手动开关操作不当还会引起给水流量波动，甚至引起机组跳闸。
应对措施：
1.50%负荷时，提前手动开启一台给泵再循环阀，操作应平稳缓慢，关注给水流量；
2.优化给泵再循环阀自动开启逻辑；
3.加强给泵再循环阀的巡查，保证阀门开关顺畅，如有问题及时消缺。
2.6主要辅机跳闸影响
深调期间辅机跳闸对锅炉运行工况扰动较大，存在一定安全风险，如水煤比失调、炉管超温、灭火、炉压和风量大幅扰动等。运行人员在深调负荷下，主要辅机跳闸跳闸影响及处置经验也有待积累。
应对措施：
1)结合检修及调停计划试点开展制粉系统、一次风机、送/引风机、给泵跳闸试验，综合评估辅机跳闸对机组影响，并综合考虑优化措施；
2)制定完善机组深调主要辅机跳闸的处置措施。
3总结
燃煤机组的深度调峰对火电是一项重大的技术变革，也是国家电源结构优化的必然结果，如何保证机组深度调峰期间安全、稳定、经济的运行，将会是燃煤机组今后的重要课题。
参考文献：
[1]王茂贵,吕洪坤,李剑,浙江省燃煤深度调峰综述.浙江电力,1007-1881（2019）05-0090-08
[2]徐上峰.文丘里射流器对改善离心泵入口汽蚀余量的应用分析[J].石油化工设计,2018,35(03):47-48+7.