浅析深度调峰下电站锅炉的问题和建议

浅析深度调峰下电站锅炉的问题和建议
1.国家电投集团河南电力有限公司技术信息中心河南省郑州市 450001
2.国家电投集团河南电力有限公司沁阳发电分公司河南省开封市 454550
摘要：现阶段随着风电、光伏、水电等新能源的大力发展，在电网中的占比逐年增加，传统火电占比逐渐降低，年利用小时数也在逐年降低。

河南电网影响国家政策推出了电力调峰辅助服务制度，针对深度调峰的机组进行奖励。

电站锅炉在深度调峰中的问题主要包括：炉膛燃烧不稳定、受热面壁温偏差大、辅机振动、空预器堵塞、经济性下降等，主要采取以下措施：稳定煤质、增加暖风器和一二次风加热、双燃料煤仓、稳燃性更好的燃烧器改造等。

关键词：电力调峰；锅炉；问题；措施
0 引言
2019年7月29日，河南能源监管办发布《河南电力调峰辅助服务交易规则（试行）》，实时深度调峰交易采用“阶梯式”报价方式和价格机制，采用负荷率分段式报价，电站机组深度调峰可以获得奖励；河南电力调峰辅助服务交易于2020年1月1日正式启动，2020年6月22日，河南能源监管办发布《河南电力调峰辅助服务交易规则（试行）》修订内容，修改了部分规则。

机组深度调峰成为各家电厂机组运行的常态，有必要研究深度调峰下锅炉的生产问题。

1 某1000MW机组锅炉深度调峰中主要问题
1.1设备概况
锅炉型式：高效超超临界参数变压运行直流炉、单炉膛对冲燃烧、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、露天岛式布置、全钢构架悬吊结构Π型锅炉，设计煤种为贫煤，Vdaf在15-20％之间。

锅炉辅机系统主要包括：2台动叶可调轴流一次风机、2台动叶可调送风机、2台动叶可调引风机；6台中速磨煤机；电袋
除尘器及正压浓相脉冲输灰系统；选择催化还原法SCR脱硝系统；2台旋转式三
分仓空气预热器。

该机组纯凝工况下最低可以调峰到390MW。

1.2问题汇总
1）燃煤成分波动，炉膛燃烧不稳定。

由于当前国内燃煤供应价格偏高，各
家电厂都在进行入炉煤掺烧，造成个别时段炉膛燃烧不稳定，需要投油助燃。

2）受热面壁温偏差大。

该机组在2019年投产，受热面敷设的壁温测量装置
较多，能够很好地反应受热面的温度情况。

在负荷390MW时，各受热面壁温数据
的最大偏差：前螺旋水冷壁温差45℃，前墙上部水冷壁温差82℃，水平烟道底
部水冷壁温差61℃，屏式过热器前屏壁温差95℃，高温过热器壁温差65℃。

从
受热面壁温偏差可以看出低负荷时锅炉汽水系统在受热面不同部位已经出现很大
的不均匀性。

3）再热汽温偏离设计值。

该机组主汽温度在390MW能够达到额定值，但再
热汽温偏离设计值，再热汽温曾经降低到569℃（设计值600），如果继续降低
负荷，再热汽温会进一步降低。

4）制粉系统问题。

该机组在390MW时一般运行三台中速磨煤机（下层两台、中层一台）。

磨出力分别为73、65、64t/h（设计煤种时磨出力97.57t/h，校核
煤种时的设计出力102.2t/h），继续降低负荷，磨煤机煤量下降，中速磨曾经出
现振动情况。

需要配合降低磨煤机风量，同时要注意防止一次风堵管和磨煤机堵磨。

5）风机系统。

负荷390MW，一次风机动叶开度28/34％,电流74/82A；送风
机动叶开度36/42％,电流55/59A；引风机动叶开度36/34％,电流207/198A。

实
际运行中根据燃煤成分变化，锅炉风量和风机参数存在波动，如果入炉燃煤发热
量和挥发份均较高时，则风机动叶开度会进一步降低。

随着空预器堵塞的加重，
风机全压增加，风机不稳定性提高。

6）脱硝系统。

锅炉设计说明书关于NOX排放浓度是不超过350mg/Nm3
（O2=6％，设计煤种），实际SCR两侧入口NO X排放浓度一般在500-600mg/Nm3之
间，存在波动，最高达到1000mg/Nm3以上。

SCR反应器A/B侧入口烟气温度
318/332℃，SCR反应器入口烟气温度直接决定催化剂的反应，一般应高于320℃。

7）飞灰和底渣含碳量：锅炉低负荷运行时飞灰和底渣含碳量较高，且数据
波动较大。

底渣含碳量一般在10℅以上，飞灰含碳量一般在5℅。

2 分析
2.1 锅炉燃烧稳定性变差
对于设计为烟煤的锅炉最低稳燃负荷，一般在30%BMCR左右，贫煤锅炉的最
低稳燃负荷会高5-10%BMCR左右，但是从运行的安全性角度出发，电厂控制的最
低稳燃负荷一般会有5%额定负荷的富余量，锅炉设计说明书一般将最低稳燃负荷
确定为50℅额定负荷。

深度调峰运行时，锅炉负荷下降较多，炉膛温度下降，煤
粉着火困难，火焰稳定性差，存在炉膛灭火放炮的重大隐患，应加强配煤管理，
改善入炉煤质，必要时储备优质煤种作为调峰时燃用煤种。

2.2 锅炉受热面超温
锅炉低负荷下炉膛火焰充满度较差，存在偏烧可能性，且工质流量低，水动
力特性变差，易发生水冷壁等受热面超温现象，尤其当直流锅炉湿态/干态转换
时其受热面超温现象较为突出。

一般认为汽包锅炉由于循环倍率较高，锅炉水冷
壁管偏差较小、但炉内三大管排壁温偏差较大，而直流锅炉水冷壁壁温偏差相对
较大，因此，应对直流锅炉增加水冷壁壁温测量装置，及时发现温度偏差。

2.3 蒸汽参数严重偏低
蒸汽参数严重偏低会影响汽轮机的运行安全。

例如低负荷时由于对流换热降低，多家电厂出现再热汽温低现象，可考虑通过增加受热面、实施烟气再循环改
造等方式来提高蒸汽参数。

2.4给水流量波动
深度调峰过程中随着负荷的降低，给水泵汽源压力以及给水流量不断的降低，机组为了保护锅炉一般都设置了给水流量低保护，多厂在深度调峰期间已发生因
运行人员操作不当造成机组跳闸，应注意:
1）深度调峰过程中若机组负荷小于50℅BMCR，可对小机汽源切换，切汽源
过程尽快在负荷高时进行，注意检查小机进汽调门动作正常。

2）深度调峰过程中当给水泵流量接近给水泵最小流量阀开启值时应严密监
视最小流量阀动作情况，多厂已发生因汽泵最小流量阀偷开造成给水流量波动引
起机组跳闸，因此当给水泵流量接近给水泵最小流量阀开启值时应严密监视，必
要时可提前开启给水泵最小流量阀至固定开度，已达到稳定给水的目的。

2.5尾部水平烟道积灰
锅炉深度调峰至40%额定负荷以下时，水平烟道风速一般降低至8m/s以下，
烟道积灰将趋于严重，长期低负荷运行需要考虑烟道积灰后烟道载荷增加，开展
烟道结构强度和基础校核，必要时增加除灰清灰装置，重点包括：炉膛出口水平
烟道区域增加吹灰器；省煤器灰斗增加排灰渣装置。

2.6氮氧化物及烟尘排放超标
低负荷时脱硝装置入口的烟温降低，一般认为SCR脱硝装置入口烟气温度应
高于300℃，否则脱硝催化剂效率会降低，有时虽然可以通过增加喷氨量来达到
排放标准，但是，对烟道内设备不利，也会造成脱硝催化剂寿命大幅缩短。

深度
调峰时，烟气温度降低，静电除尘器随着烟气温度的降低而除尘效率提高，但是
烟气温度如果低于烟气露点时，腐蚀性物质会腐蚀除尘器的内部设备。

烟气温度
低时，袋式除尘器布袋表面易出现氨沉积或者积灰。

针对深度调峰提高脱硝装置
及静电除尘器入口烟温的改造技术，目前应用较为广泛的是采取省煤器外部烟气
旁路方案。

其优点一方面是省煤器外部烟气旁路调整灵活，烟温提升幅度大，基
本可实现机组并网前投入脱硝；另一方面改造投资相对较低，唯一的不足就是旁
路烟气挡板开启时，排烟温度将升高，锅炉热效率有所降低。

2.7深度调峰过程中的经济性分析
深度调峰时机组低负荷运行，主机设备的最佳效率范围一般选择85-90％之间，深度调峰时主机效率一般会下降较多；各辅机设备偏离设计工况，直接影响辅机的做功效率，增大了供电煤耗、厂用电率；锅炉排烟温度更低容易发生空气预热器腐蚀堵塞，风烟系统阻力增大会影响机组的经济性。

2.8 锅炉膜式受热面鳍片裂纹
锅炉深度调峰时受热面内汽水介质流量易出现偏差，对管道的冷却效果差异逐步显现，而且炉膛内的燃烧易出现热偏差，局部受热面管道间会产生热应力，膜式受热面管间由鳍片连接，而且鳍片厚度较大，例如某1000MW机组锅炉的水冷壁鳍片厚度达6mm，深度调峰时膜式受热面处于收缩阶段，应关注应力集中问题，尤其是直流锅炉，目前沁阳的锅炉水冷壁壁温测点较多，其他电厂的壁温测点均不足以全面反映水冷壁偏差情况。

应从以下方面注意：
1）运行期间应注意控制直流锅炉的过热度，控制水冷壁的蒸发段区域，稳定燃烧，尽量做到炉内的均匀燃烧，减小热偏差。

2）停炉检修期间应检查膜式受热面表面平整度和鳍片裂纹，按照锅炉验收标准复查受热面数据[2]95，并确定个别标准点，记录变化值。

必要时考虑在水冷壁个别变形较大的部位增加壁温测点。

3 建议
3.1因地制宜确定深度调峰的目标负荷
各家电厂锅炉主辅机设备不同，调峰负荷存在偏差，主要有以下影响因素：
1）燃煤。

烟煤易于燃烧，相应调峰负荷会更低一些，而贫煤/无烟煤锅炉的调峰能力比较弱，不利于进行深度调峰。

2）制粉系统方式。

中储式制粉系统由于一次风温度较高，相对易于调峰；钢球直吹式磨煤机由于煤种适应性较强、不易振动等特点，锅炉调峰深度一般优于中速磨辊式磨煤机。

3）风机裕量。

有些电厂风机裕量太大，深度调峰时风机执行器开度很小，
风机运行稳定性不高，而且风机效率较低。

4）直流/循环锅炉差异。

直流锅炉的干/湿转化过程存在水动力不稳定现象，所以，建议直流锅炉在低负荷尽量不转湿态运行。

3.2 制粉系统
双进双出磨煤机费电、占用空间较大，但是易控制煤粉细度和煤粉均匀性，
且低负荷时不存在磨煤机振动现象。

而采用中速磨煤机，煤粉细度和煤粉均匀性
相对较差，尤其是锅炉低负荷时，挥发分较高的煤一般硬度较低，更容易造成磨
煤机振动。

另外，由于存在原煤仓断煤灭火风险，低负荷倾向于至少运行三台制
粉系统，锅炉低负荷时一次风量太大。

以上两个方面影响机组深调稳燃能力。

3.3煤仓
建议现场调研双燃料煤仓改造（即在传统煤仓中部增加钢板，将煤仓分割为
两部分，下部分别安装插板），实现煤仓中始终有一半是高挥发分煤种，适应深
度调峰需要。

3.4炉水循环泵和给水泵
建议对深调中直流锅炉转湿态运行开展专项研究。

直流锅炉深调转湿态后，
有的锅炉配有炉水循环泵，会有利于保证水冷壁水动力安全，降低受热面热偏差，防止超温。

有的电厂给水系统配置2台50%容量汽泵，有的配置1台100%容量汽泵+30%
容量启动电泵，有的配置2台50%容量汽泵+1台30%容量电泵。

给水泵的不同配
置方式也制约锅炉调峰负荷的深度，应考虑40％％BMCR以下负荷时的给水稳定
问题，特别是汽泵的汽源稳定和最小流量保护问题。

3.5暖风器和一、二次风加热
风机出口增加增加暖风器可以提升烟气温度、降低低负荷时的空预器堵塞；
增加一、二次风加热装置，可以提升磨煤机干燥出力，降低一次风量，同时温度
更高的二次风有利于稳定燃烧。

3.6烟气旁路
脱硝催化剂要求的烟气温度一般在290 ℃以上，为了保证SCR脱硝入口烟气
温度，将限制锅炉深调负荷。

各厂深调中要重点观察脱硝入口烟温，考虑进行烟
气旁路改造。

3.7入炉煤成分
某电厂600MW机组纯凝工况深调负荷能够达到80MW，该厂严格控制深调负荷
时的入炉煤成分，入炉煤的稳定和易燃性是深度调峰的基础，需要采购一定比例
高挥发分烟煤，作为调峰稳燃煤种。

只有入炉煤成分有保证、锅炉燃烧稳定性有
保证，运行人员才敢于进行更低调峰负荷的尝试。

锅炉深度调峰时生产人员承担
了更大的风险，应该奖励参与深度调峰的人员，提高积极性，积极发现问题、逐
步解决问题，提高我们自己机组的调峰能力。

3.8脱硝喷氨优化
锅炉低负荷时烟气温度较低，尾部烟道流场、温度场和浓度场分布更不均匀，脱硝氨逃逸更加突出，导致空预器易堵塞，风机调节机构卡涩等风险加速积累。

建议开展深调负荷下精准喷氨改造、增加NOX测量装置，建立与更加明确的主要
运行参数控制指标和检修控制指标，控制烟气中的氨逃逸量，定期开展氨逃逸测
试工作，重视氨逃逸的危害。

3.9停运单侧风机试验
为了在低负荷时降低烟气中O2，需要停运单侧风机，但是轴流风机并风机时
易出现振动等异常，所以要重视，根据设计属性积累经验。

同时如果停运单侧风机，应检查风机挡板开关严密，备用风机采取防倒转措施等。

3.10经济型问题
建议对深度调峰负荷下的煤耗进行测试和计算。

掌握深度调峰时的机组经济性指标，进行风机效率试验，在低负荷时锅炉风机运行参数较低，一般都在较低的效率范围内运行，为了检验风机的运行效果，可以开展风机效率试验。

4 总结
在当前电网的大形势下，火电机组需要进行深度调峰方面的尝试，但也应该立足自身设备的实际情况，明确与对标机组的设备、燃料等差异因素，确定合理的调峰目标，同时根据调峰过程中发现的问题进行改造。

深度调峰时机组的煤耗指标较差，需要平衡安全性、经济性和深调收益等影响因素。

参考文献
[1]DL/T 904-2015 火力发电厂技术经济指标计算方法[M]．1版．北京：中国电力出版社，2015．
[2]DL/T 5210.2-2018电力建设施工质量验收规程第2部分：锅炉机组[M]．1版．北京：中国电力出版社，2018．
投稿日期：2022-04-03,
作者简介：
李凯（1976—），男，工学学士，高级工程师，长期从事电厂锅炉设备的运行、维护和测试等工作。

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