浙江浙能乐清发电有限责任人公司浙江乐清325609
摘要：近几年浙江省以光伏和风能为代表的新能源发展迅速，新能源具有随机性、间歇性和变化快等特点，使电网的调峰难度加深，与此同时，直流特高压的落地使电网潮流分布发生了较大改变，电力供需形势已由相对平衡转为绝对盈余，能源双控政策下大型煤电机组低负荷运行已成为新常态。目前浙江省内30万及以上纯凝燃煤发电机组均已完成40%深调能力验证，乐清电厂4台机组深度调峰至40%负荷也已成为常见工况，本文主要探讨乐清电厂1号锅炉在深度调峰遇到的几个问题及相应对策。
关键词：深度调峰；锅炉；对策
1、概述
浙江浙能乐清发电有限责任公司#1锅炉是上海锅炉厂有限公司生产的超临界、一次中间再热、变压运行直流锅炉。该锅炉为单炉膛、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢结构、全悬吊结构、Π型锅炉。锅炉型号为SG-1980/25.4-M956，主要技术参数见表1[2]。
表1锅炉主要技术参数
过热蒸汽温度采用煤水比和两级喷水减温调节，再热蒸汽温度采用燃烧器摆动调节，再热器进口管道上设有喷水减温器，作为事故备用。
锅炉采用中速磨煤机冷一次风正压直吹式制粉系统。每台锅炉配6台HP1003型中速磨煤机。锅炉采用四角切圆燃烧方式。
机组深度调峰至40%负荷时，锅炉总体运行情况良好，稳然能力能满足要求，但仍存在着SCR进口烟气NOx含量偏高、SCR进口烟温偏低、再热汽温欠温、水冷壁温偏差等问题，给机组安全经济运行带来很大隐患。
2、问题及对策
2.1锅炉水冷壁温超温及两侧偏差大
低负荷时锅炉水冷壁管内工质质量流速降低，局部水冷壁管因吸热偏差易发生汽阻引起超温，同时因火焰中心偏斜、炉膛结焦等问题造成两侧螺旋管、垂直管壁温偏差增大。超温会导致炉管寿命下降甚至爆管。以2019年4月12日为例，#1机组负荷在460MW时，垂直水冷壁温A、B两侧偏差在10℃以内，最高为446℃，螺旋水冷壁温A、B两侧基本无偏差，最高为387℃；机组中午深度调峰至260MW，锅炉垂直水冷壁温A、B两侧偏差逐渐增大，最高至160℃，壁温最高点为526℃，已超过报警值13℃，螺旋水冷壁温A、B两侧偏差也逐渐增大至76℃，最高点为391℃。壁温偏差在减负荷时逐渐增大主要是低负荷时锅炉水动力不足及火焰中心偏斜引起，另外1C、1D磨煤机煤粉分配器出口煤粉浓度分配不均也是造成壁温偏差大的主因。机组每日深度调峰时都会发生此种问题，针对此种运行工况，可采取水煤比调节、磨组优化、加负荷等方法，消除局部水冷壁管汽阻，降低各管屏间的吸热偏差，避免管子过热失效。具体可用对策为：①在保证一定过热度前提下，适当增加给水流量②出现壁温偏差大时，燃烧器摆角尽量不要下摆；至就地检查燃烧器摆角执行机构是否完整，高度是否一致。③适当开大偏置风，防止火焰冲墙。④结合当日煤种掺烧低灰熔点制粉系统套数、锅炉结焦情况和煤仓搭配情况进行综合分析，调整制粉系统运行方式或者加负荷操作。通过以上措施，可有效减小水冷壁温偏差和超温数值，杜绝严重超温引发的爆管和MFT事故的发生。
2.2锅炉再热汽温欠温
深度调峰时，因电网负备用不足，锅炉连续减负荷导致再热汽温下降过快，减负荷到位后，采取各种调节手段后再热汽温迟迟不见回升，导致汽轮机效率降低，能耗增加。通过对#1锅炉4月10日至4月15日几次深度调峰的调查发现，再热汽温在机组连续减至40%负荷时下降至530℃左右，最低至516℃，且低温维持时间长，对比同类型#2机组，同等工况下再热汽温下降至550℃左右，最低至540℃，且汽温回升快。
#1锅炉在深度调峰时，再热汽温下降过快与锅炉燃烧特性、协调响应速度等因素有关，运行可采取增大上层SOFA风量、提高燃烧器摆角、提高过热度、停运下层制粉系统等措施来尽量提高再热汽温。
2.3SCR进口烟气NOx含量偏高
#1锅炉在连续减至40%负荷时，SCR进口烟气NOx含量可由正常的250mg/Nm3上升至900mg/Nm3，如下图为典型的运行工况：
2019年4月12日#1机组深度调峰时锅炉SCR进口烟气NOx含量
锅炉燃烧过程中生成的NOx一般可分为三类，即燃料型NOx、热力型NOx、快速型NOx。燃料型NOx是燃料中的氮化合物在燃烧过程中热分解后氧化而成的，主要取决于空气燃料混合比，较少依赖于反应温度，占总量的60%～80%;热力型NOx是氮气高温氧化而成，反应速度随温度的升高而加速，当煤粉炉中的温度升至1600℃时，热力型NOx在温度足够高时可达20%;快速型NOx所占比例很小，基本可以忽略。影响NOx生成量的因素一般有:火焰温度;燃烧区段氧浓度;燃烧产物在高温区的停留时间;燃料中氮的含量;燃料比。锅炉连续减负荷时，煤量减少，炉膛燃烧区温度降低;对于受温度影响的热力型NOx所占生成总量比例较小，因此可以排除火焰温度和停留时间原因。所以锅炉降负荷时NOx大幅生成的主要原因在于锅炉燃烧区氧浓度升高[1]，热力型NOx大量生成。
针对#1锅炉特性，采取①氧量控制优化（提前手动减氧量）②降低火焰中心，如保留下层制粉系统，降低燃烧器摆角③提前将SCR出口NOx指标做低，防止连续减负荷时时均值超标④根据减负荷趋势尽早停运上层制粉系统，适当关小备磨冷风通道⑤合理分配二次风，在保证炉膛与风箱差压前提下，开大上层SOFA风，降低NOx生成量。采取以上措施可以有效降低深度调峰时SCR进口烟气NOx含量。
2.4脱硝效率低
在选择性催化还原工艺中，NOx在催化剂的作用下与NH3反应产生还原，生成N2和H2O。#1机组深度调峰时，SCR进口烟温下降较快，SCR进口烟温往往低于催化剂运行温度的下限运行，催化剂活性降低，极大地降低了化学反应的效率，为维持出口NOx含量不超标，脱硝效率不低于90%，两侧喷氨量往往在100kg/h以上，已达到SCR设计喷氨最大值，容易引起下游空预器堵塞和氨逃逸率增加。运行中可采取以下措施来提高脱硝效率：①加强负荷预测，提前考虑吹灰方式优化，减少部分区域吹灰频次；结合实际运行情况做好运行调整，如：配风方式、制粉系统运行方式、燃烧器摆角、烟气挡板、省煤器给水旁路、暖风器、烟气旁路挡板，合理选择煤种掺配等。②及时进行喷氨均匀性调整，做好脱硝系统及空预器等下游设备的运行监视和过程评估。③必要时研究考虑提高SCR进口烟温的技术改造措施，如分级省煤器、#0高加、烟气旁路挡板、宽温高效催化剂、暖风器等。
3.结语
40%负荷已是#1锅炉运行最低技术出力，稳燃是该工况下最重要的问题，但当前该机组在40%负荷是能够满足稳定燃烧的，也未发生过燃烧不稳的问题，以上讨论的几个问题对锅炉运行也相当重要，当然还有其它如辅机跳闸、干湿态转换等问题，但若能解决上述四个问题，则#1锅炉就足以胜任电网常态性深度调峰工作的需求。
参考文献
[1]黄卫军，於晓博，朱延海，王海峰.锅炉降负荷NOx大幅生成原因分析及对策.电力科技于环保，2014.
[2]浙能乐清发电有限公司.锅炉运行规程.2016.