300MW循环流化床锅炉机组深度调峰探讨

薛红军

陕西新元洁能有限公司 陕西 府谷 719400

摘要：随着节能环保意识不断增强，诸多新能源（如风电、太阳能、水电等）技术的快速发展应用，能源结构比例发生很大的改变，加之“双碳”概念的提出，到力争2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和的重大战略决策，逐步压缩了火电企业的生存空间。为适应电力市场发展需求,快速推动了火电企业参与深度调峰的进程，机组深度调峰的运维已经成为发电企业常态化管理的重要内容之一。如何保证机组安全、环保、经济运行，将机组深度调峰成果固化将作为企业长期探索目标。

本文将以某电厂300MW机组深度调峰为例，对机组深度调峰所产生的各种影响及预期事故进行分析浅谈，确保锅炉的安全、环保、经济运行。

关键词：循环流化床锅炉、300MW、深度调峰、双碳、安全、环保

1. 设备概述

某电厂为2×300MW亚临界循环流化床锅炉机组。锅炉型号是DG1058/17.4-Ⅱ1，由东方锅炉（集团）股份有限公司生产，型式为单炉膛、单汽包、自然循环、一次中间再热、汽冷式旋风分离器、循环流化床锅炉。

表1：锅炉容量和参数

汽轮机型号是NZK300－16.67/538/538，由上海电气集团公司生产，型式是亚临界、单轴、双缸双排汽、一次中间再热、直接空冷凝汽式汽轮机。

发电机为上海发电机厂制造的QFSN-300-2三相隐极式同步发电机，冷却方式为水氢氢，即定子线圈和出线瓷套管水内冷，转子线圈氢内冷，定子铁芯及结构件氢表冷。

脱硫方式为炉内喷石灰石粉加炉后半干法（电石渣）。

脱硝方式为炉内SNCR（尿素）加炉后臭氧系统(COA)。

2. 深度调峰目的

某电厂地处陕北区域，是陕西电网的末端，远离电网负荷中心；电厂受电网结构和新能源消纳两方面的影响，长期处于单机运行状态，利用小时数少，负荷率低；盈利能力弱，经营压力大，介于上述情况，希望通过机组深度调峰服务市场，减轻经营压力。

3. 机组深度调峰30%额定负荷风险点

1. 机组AGC、AVC无法适应深调的风险。

2. 机组主保护不适应深调风险。

3. 汽包水位可能自动退出，水位不稳的风险。

4. 主蒸汽流量小，锅炉过、再热器受热面管壁超温风险。

5. 锅炉旋风分离器入口烟道温度低，尿素反应温度低于最佳窗口反应温度，脱硝效率低，氨逃逸大，NO_x排放超标风险。

6. 再热器蒸汽温度存在偏低风险。

7. 二次风机出口压力低，烟气反窜，二次风管烧红风险。

8. 锅炉风量偏低，脱硫塔退床风险。

9. 主蒸汽压力、温度偏低，汽轮机轴封压力偏低，轴封漏气风险。

4. 机组深度调峰30%额定负荷数据采集

表2：入炉煤工业分析及粒度

表3：飞灰炉渣化验

表:4：90MW负荷段各项参数

5. 机组深度调峰30%额定负荷结论

机组深度调峰30%额定负荷90MW时，锅炉燃烧稳定，各项参数正常。石灰石、电石渣用量较少，几乎未投，SO₂排放达标；尿素流量在0.2－0.3m³/h,氨逃逸小于8ppm,COA运行平均功率为398kw，COA运行平均流量为298Nm³/h，NO_X排放达标；

汽轮发电机振动正常，各轴承温度、回油温度均在合格范围内，各辅机设备运行正常，各加热器水位、压差均正常、稳定。

发电机各部温度正常，AVC动作正常，发电机定子电压及6KV电压正常，一次调频运行正常。

6. 机组深度调峰30%额定负荷需要优化的主、辅保护逻辑

1. AGC指令信号量程由130MW-320MW修改为80MW-320MW，省调处修改一致。

2. AGC允许投入条件中负荷大于145MW允许投入定值改为85MW。

3. AGC自动切除条件中负荷小于140MW自动切除定值改为80MW。

4. 一次调频自动切除条件中负荷小于140MW自动切除定值改为85MW。

5. 负荷低于120MW时,MFT:"总风量低"保护自动退。

6. 负荷低于120MW时,BT:"二次风机全停"保护自动退出。

7. 一次风量低于18万Nm³/h延时20s跳给煤机,修改为一次风量低于16万Nm³/h延时20s跳给煤机。

7. 机组深度调峰30%额定负荷措施优化及成果固化

1. 机组深调时注意事项

1. 做好单台二次风机、单体给水泵运行跳闸事故预想。

2. 严禁金属壁温超温，若金属壁温超温时。

3. 深调时调整需缓慢多次操作，严禁大幅度调整。

4. 严禁床温、氧量大幅波动，防止由于床温及氧量波动导致氨逃逸及NOX超标。

5. 深调变工况时，及时通知灰硫，做好炉内炉外协调配合。

6. 严禁氨逃逸及环保参数超标,减负荷过程中,炉后COA功率提前增大且优先使用COA。

7. 严密监视锅炉翻床，若有翻床现象，加大排渣量，适当增加一次风。

8. 单台二次风机运行，时刻保证二次风机出口压力大于炉膛密相区压力0.2KPa，防止烟气反窜烧损二次风风管及管道。

9. 一次风量减至18万Nm3/h左右时,注意锅炉各区域床温变化,若有个别测点突变,应及时增加一次风量,防止结焦发生。

2. 机组深调负荷90MW时参数调整目标

1. 降负荷至90MW，降负荷率为2MW/min。

2. 主蒸汽压力7.5-8MPa之间,CCS阀位指令≥40%。

3. 主蒸汽温度540℃，再热蒸汽温度530℃；二级减温水前温度≤482℃。(若金属壁温超温时，可适当放低主蒸汽温度)。

4. 一次风18万Nm³/h，二次风12万Nm³/h。

5. 锅炉氧量控制在2-2.5左右，风室压力8.5—9KPa,床压5KPa左右。

6. 播煤风关至20%，上、下二次风调门关至10%，单台二次风机运行时入口调门关至25%。

7. 尿素流量＜0.2mg/m³，氨逃逸＜8ppm，COA功率400KW。（优先使用COA）。

8. 机组深度调峰30%额定负荷时建议

由于现阶段大量掺烧湿煤泥，建议后期做锅炉燃烧优化试验及深调期间掺烧湿煤泥试验。

参考文献：

1. 翟琳瑞, 郭才旺. 330MW循环流化床机组深度调峰试验研究[J]. 山东工业技术, 2019, 279(01):197.