660MW燃煤机组深度调峰至60MW探索和实践

摘要：随着新能源装机容量快速增加，燃煤机组面对频繁日间启停调峰等极端情况，不仅耗费大量人力物力，对机组长期安全运行也埋下隐患，对于大量机组启停调峰也对电网晚高峰保证充足容量也带来了更多不确定性。通过对660MW超超临界燃煤机组深度调峰至10%（60MW）的探索，切圆燃烧锅炉只用少油点火装置、转湿态、不开旁路情况下，安全、环保、连续稳定运行。经济性方面比启停调峰划算。

关键词：超临界机组；深度调峰至10%；切圆燃烧；启停调峰

0 引言

许昌龙岗发电有限责任公司（以后简称公司）660MW机组2023年进行机组25%（165MW）的灵活性改造，主要包括燃烧系统、制粉系统和省煤器（复合）热水再循环改造，通过不断运行优化，实现了机组在25%负荷不投油不开旁路不输水的方式下稳定运行。但是面对频繁日渐启停调峰等极端情况，不仅耗费大量人力物力，对机组长期安全运行也埋下隐患，对于大量机组启停调峰也对电网晚高峰保证充足容量也带来了更多不确定性。公司针对此种情况，采取10%超低负荷在网运行避免机组启停。

1 调峰探索和实践

1.1 机组概况

1.1.1 锅炉概述

公司660MW超超临界机组锅炉为上海锅炉厂有限公司制造的国产超超临界参数变压直流炉、一次再热、平衡通风、半露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉，本锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，采用单炉膛四角切圆燃烧方式、设计煤种为周边地方混煤以贫瘦煤为主。

制粉系统选用中速磨煤机冷一次风机正压直吹式系统，锅炉配 6 台中速磨煤机编号ABCDEF，位置由下至上依次布置。

1.1.2 汽轮机概述

公司660MW汽轮机为哈尔滨汽轮机厂制造的660MW超超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、反动凝汽式汽轮机。机组设计出力为 660MW，设计主蒸汽压力为25MPa，主蒸汽温度为600℃，再热蒸汽温度为600℃。

1.1.3 发电机概述

公司660MW发电机组为哈尔滨电机厂有限责任公司制造的QFSN-660-2型三相交流隐极式同步汽轮发电机。发电机额定功率660MW，额定容量733.33MVA，额定功率因数0.9（滞后），最大连续输出功率700.4MW，发电机在额定工况下效率为98.95％。

1.2 灵活性改造内容

1.2.1 原煤仓改造

A、B、C、D原煤仓由原来的锥形煤斗改为虾米曲线一体化防堵清堵煤斗，给煤机上插板手动门改为双向气动插板门，每台原煤仓增加六个仓壁振打气锤。

1.2.2 燃烧系统改造

将 B、C 层燃烧器进行分级改造：原燃烧器主体结构不变，断面维持改造前的布置。同时通过在 B、C 层水冷壁区域增加卫燃带，减小水冷壁吸热，提高燃烧温度，以提高低负荷稳燃能力。

1.2.3 制粉系统改造

为适应机组频繁变化时煤粉细度随时调整的需求，同步将 B、C 层燃烧器对应的磨煤机进行动态分离器改造。

1.2.4 省煤器（复合）热水再循环改造

1.2.4.1 脱硝系统现状

机组烟气脱硝采用选择性催化还原法（SCR）脱硝装置，催化剂层数按“两层运行一层备用（2+1）”设计。

机组超低排放改造期间对原SCR脱硝反应器进行了截面扩容，使脱硝反应器内烟气流速降低至5m/s以下。超低排放改造后，第三层催化剂（备用层）已加装并投入使用，改造期间对第一层催化剂进行更换，同时对第二层催化剂运行状况进行活性测试（西安启源），完成第二层、第三层催化剂的增补工作。脱硝投运温度为320℃。

根据锅炉已运行的负荷，锅炉深调至40%ECR负荷，脱硝入口平均烟温约315℃；锅炉停机至 34%ECR 负荷时，脱硝入口平均烟温在294℃左右。改造后保证机组调峰至25%ECR负荷时，脱硝SCR反应器入口烟气温度≥310℃。

1.2.4.2 省煤器（复合）热水再循环改造方案

省煤器（复合）热水再循环，即是利用原有炉水循环泵，新增省煤器简单水旁路系统和强制再循环系统。当脱硝进口烟温降至最低许用温度前，首先投用水旁路，通过改变进入省煤器的水量减少吸热，进而提高烟温，效果与烟气旁路相同。当负荷继续降低，为防范省煤器内水温持续上升的汽化风险，启动炉水循环泵，通过增加省煤器内部水流量，提高整体水温，降低温升的方法进一步减少其吸热；本方案会提高省煤器出口水温度，使省煤器工质过冷度降低，容易产生沸腾现象，影响安全，保证省煤器出口工质有足够的过冷度。

1.3 改造后25%常态化深度调峰结论

机组蒸发量448.2t/h、负荷 165MW 工况下不投油、不开疏水、不开旁路，省煤器悬吊管出口水温过冷度为36℃，SCR 入口烟温 310℃，水冷壁、过热器、再热器无超温，保证省煤器悬吊管出口水温过冷度 10℃以上、不发生超温及振动现象，水冷壁、再热器、过热器不发生超温现象及脱硝入口烟温 ≥310℃，期间观察锅炉火检强度、炉膛负压波动正常，机组安全稳定运行。

1.4改造后极端情况下深度调峰

此类极端情况下，对机组各系统带来的问题较多，如：如何保证锅炉稳燃、保证管壁温度不超限、脱硝入口烟气温度负荷要求、减负荷过程中高低加水位波动大、汽泵的汽源及转速如何满足等等问题，运行人员通过调整及优化解决以上难点，针对锅炉稳燃，主要是开展煤质掺配试验确定适烧煤种，机组设计煤种地方周边贫瘦煤，干燥无灰基挥发份17%，低负荷燃烧稳定性、抗干扰能力差，经过不断掺烧试验，确定下两层磨煤机使用干燥无灰基30%以上的长烟煤，热值在4900大卡，并投入气化小油枪。

在控制壁温方面，负荷在15万左右进行干湿态转换，通过炉水泵运行，一方面保证充足流量，一方面提高脱硝入口烟气温度；针对降低负荷过程中高低加水位波动、串汽导致疏水管道震动情况，提前适当降低水位，通过运用危机疏水调整水位等方式有效避免因水位波动大高加切除、管道震动等问题；低负荷为保证汽泵转速和汽源稳定，通过使用临机高压汽源，提升汽泵压头等方式保证汽泵稳定运行。通过对减超低负荷过程中各项问题的逐项分析，制定措施，打通堵点，将机组负荷控制在60MW，避免频繁启停调峰。

1.4.1 操作前具体工况

2024年4月9日午时，最低调峰负荷60MW，A、B制粉系统运行，煤量52t/h，A/B仓（4766Kcal/kg、挥发分27.99%、硫份0.55%）烟煤，小油枪在投入，A/B汽泵运行，顺序阀方式，采取老厂辅汽串带本机辅汽及小机的方式。

1.4.2 主要操作及遇见问题

1.调整前工况：机组负荷165MW，A/B/C三台磨煤机运行，煤量90t/h，主蒸汽流量510t/h，炉水泵干态再循环运行，省煤器旁路30%，上水主路在关闭，上水旁路调门关至80%，汽机偏置设定+1.75，保证汽泵转速在3050r/min投自动。

2 结论

机组蒸发量213t/h、负荷 60MW 工况，A/B两台磨煤机用长烟煤，投入少油点火不开旁路， 机跟随方式，SCR 入口烟温 310℃，水冷壁、过热器、再热器无超温，保证省煤器悬吊管出口水温过冷度19℃、不发生超温及振动现象，保证水冷壁、再热器、过热器不发生超温现象，期间观察锅炉火检强度、炉膛负压波动正常，机组安全稳定运行。

参考文献

[1]秦小阳.600MW超临界火电机组不投油深度调峰技术分析应用[J].中国电业：技术版，2015.

[2]王战锋，巩时尚，秦楠.660 MW 超超临界机组低负荷稳燃试验研究[J].电力勘测设计，2019（9）：42-47.

作者简介：李恒（1989—）男，汉族，河南省郑州市惠济区岗李村，本科，中级职称，许昌龙岗发电有限责任公司，主要从事发电厂集控运行工作。