300MW机组锅炉深度调峰运行优化

300MW机组锅炉深度调峰运行优化
摘要：本篇论文主要针对陕西能源集团有限公司清水川发电公司一期2×300MW
机组锅炉在深度调峰运行时存在问题，提出了锅炉运行优化，通过优化运行，解
决机组存在问题，使该机组达到深度调峰的能力
关键词：300MW机组；锅炉运行；系统优化
1.背景概述
近年来，随着我国电力市场和国家能源政策的不断变化，火力发电厂在电力
结构中所占比例开始下降，火力发电厂发电量和年利用小时数大幅降低，特别是
陕北地区，受限于电网输电能力和快速崛起的新能源发电，火力发电受到压力更
加强烈。

但是火力发电有着其他能源没有的优势，运行稳定可靠，成本较低，调
峰能力较强。

因此火力发电厂具有深度调峰能力将是火力发电厂未来在电力市场
求得生存的法宝。

清水川发电公司一期2×300MW机组锅炉是上海电气集团上海锅炉有限公司
生产的亚临界压力自然循环燃煤汽包锅炉，型号为SG-1065/17.2-M890，每台锅
炉设计5套正压冷一次风直吹式制粉系统，每台磨煤机出口4个一次风管对应一
层燃烧器，炉膛采用直流燃烧器四角切圆燃烧。

2008年4月投入商业运行，2012年和2013年一、二号锅炉分别进行低氮燃烧器和脱硝改造。

2017年6月一号机
组完成超低排放改造。

2.影响机组深度调峰能力的因素
2.1 低负荷锅炉燃烧稳定
毫无疑问，300MW机组锅炉深度调峰，最核心的问题是锅炉低负荷要求燃烧稳定，否则频繁灭火则无法实现低负荷深度调峰的目标。

清水川发电公司燃煤采
用冯家塔煤矿烟煤，该煤低位发热量18.5MJ/kg，含碳量41%，挥发分27%，灰
分30%，属于品质较差烟煤。

上海锅炉厂设计时已考虑该煤质对锅炉的影响。

因
此机组燃用该煤质时最低稳燃负荷为150MW。

但是深度调峰要求锅炉能在更低
负荷稳定运行。

根据实际运行经验，负荷低至140MW以下，锅炉必须投等离子
或油燃烧器助燃。

但是目前投大油枪时会对电除尘和石灰石脱硫浆液造成污染，
因此必须重视稳燃改造。

附图：锅炉燃烧器示意图
2.2 低负荷脱硝投运难
该锅炉脱硝采用SCR工艺法脱硝，还原剂采用液氨。

SCR催化剂有一定反应
温度要求。

要求催化剂入口烟温在280-420℃之间，才能保证脱硝效率和满足环
保对NOx排放要求。

目前150MW运行时锅炉SCR入口烟温能保证在285℃以上，但是如果再深度调峰，SCR脱硝装置入口烟温将下降至催化剂最低要求温度以下，脱硝装置无法投运，排放超标环保局会对发电企业罚款，这是得不偿失的。

也是
我们极力要避免出现这样的问题。

2.3 低负荷再热汽温低
清水川发电公司一期一、二号锅炉均存在低负荷再热汽温低的共性问题。

通
过运行人员不断调整和试验，150MW运行工况锅炉再热汽温仅能达到530℃左右，但是机组减负荷速度较快时，再热汽温下降幅度较大。

如果减负荷深度调峰，锅
炉再热汽温将下降更低，对汽轮机末级叶片安全运行构成威胁，必须解决这个问
题。

2.4 后屏过热器超温
清水川发电公司一、二号锅炉在低负荷运行时存在后屏过左6屏受热面易超
温问题，经过运行中不断试验和观察，锅炉低负荷过热器，再热器壁温明显左侧
比右侧高20℃，紧凑燃尽风CCOFA和高低位燃尽风二次风挡板开度大小对后屏
过左6屏壁温有明显影响。

说明锅炉炉膛出口低负荷烟气分布不均，造成过热器
左右受热面出现受热偏差，如果低负荷锅炉出口烟气偏斜问题得不到解决，会影
响深度调峰时锅炉受热面安全。

2.5 AGC自动调节性能不尽人意
清水川发电公司一、二号机组DCS控制系统采用北京和利时控制有限公司生
产的HOLLIAS-MACS系统，该控制系统在机组维持基本负荷时控制效果较好。

2012年低氮燃烧器改造后，锅炉低氮燃烧器采用分区燃烧，在主燃烧区轻微缺氧
燃烧，直到燃烧气流上升至高低温燃尽风区才完全燃尽，煤粉在炉内燃烧推迟，
火焰在高度方向延长。

原有的二次风挡板自动和燃料控制并未考虑低氮燃烧方式，因此低氮燃烧器改造后在锅炉自动控制方面还存在需要改进的地方。

锅炉燃料自
动和二次风挡板自动必须适应锅炉低氮燃烧器改造后燃烧特性和惯性。

随着电网
调度将AGC投入后，发电机组对AGC指令的响应速度和负荷，汽压爬坡速度方
面控制还不尽人意，无法达到较好的控制效果。

机组控制系统对AGC指令的快速
响应和跟踪是深度调峰的必要条件之一，如果控制系统自动调节性能不好，将直
接影响机组调峰能力。

3.锅炉运行优化
3.1 低负荷稳燃和再热汽温偏低解决思路
锅炉厂最初设计低负荷稳燃技术主要采用大油枪助燃，上下浓淡燃烧器，促
使燃烧器喷嘴口附近形成高氧量，高煤粉浓度，高温回流区，达到锅炉燃烧器稳
燃目的。

后来电厂将A层燃烧器改造为等离子燃烧器，作为启停炉点火装置和低
负荷稳燃器。

但是存在等离子点火器寿命短，维护备品消耗大问题。

针对这个问
题有两个思路：一、经过运行人员试验，低负荷锅炉可以运行C、D、E制粉系统，解决锅炉低负荷再热汽温和烟温偏低问题。

可以利用原有的BC层油枪燃油系统，改造为微油燃烧器，作为低负荷助燃手段，节省设备投资，又能达到提高火焰中心，提升再热汽温目的。

微油低负荷稳燃对电除尘和脱硫浆液的影响可以忽略不计。

二、近年来富氧燃烧技术在锅炉上已经应用。

可以考虑结合后面臭氧脱硝改造，将A或B层燃烧器改造为富氧燃烧器，可以保证锅炉在更低负荷实现稳燃目的。

3.2 低负荷脱硝烟温低解决思路
低负荷烟温低SCR无法投运。

各电厂为实现低负荷脱硝装置投运目的，省煤
器分级布置，省煤器给水旁路，省煤器热水再循环、省煤器烟气旁路等技术纷纷
亮相，但是脱硝低负荷投运改造必须根据本厂实际情况，因地制宜。

清水川一期
两台机组由于是已建成机组，受制于各项条件制约，不宜进行上述改造技术。

西
安热工院推出的臭氧活性分子脱硝技术可以作为SCR脱硝技术的补充，实现低负
荷甚至全负荷脱硝目的。

SNCR+SCR技术也是一项超低负荷投运脱硝装置的一项
选择，可以满足深度调峰工况下锅炉脱硝装置投运的要求。

3.3 解决低负荷锅炉后屏过超温问题思路
根据运行经验，这个问题主要是锅炉炉膛出口烟气流场出现分布不均。

锅炉
停炉检修时，必须对锅炉燃烧器和二次风挡板进行检查校验，邀请电科院或热工
研究院对锅炉制粉系统出口一次风管要进行冷热态调平。

还可以进行冷态动力场试验，找出锅炉低负荷炉膛出口烟气不均的原因并针对性消除。

3.4 AGC自动调节品质不理想的解决思路
锅炉燃烧自动调节品质不理想，应该分析造成自动调节不好的主要因素。

低氮燃烧器改造后煤粉在炉内燃烧推迟，燃料自动应根据新的特性重新设置自动调节参数。

另外二次风配风已经和原有配风方式差别很大，原来二次风挡板自动主要根据给煤机转速和二次风风箱压差来设定开度，但是低氮燃烧器要照顾氮氧化物控制，必须根据现有二次风配风方式制定自动控制逻辑。

锅炉总风量的控制逻辑也要相应改进，以满足低氮和燃烧快速稳定的目的，保证锅炉汽压满足负荷增减的要求。

这项工作需要热工院或电科院和电厂运行，热工自动人员在实际调试中不断试验、总结和改进来完成。

4 综述
随着各火电厂对超低负荷运行技术的重视和应用，锅炉低负荷运行优化是一项有意义的工作。

它可以为火力发电厂实现调峰调频，满足电网日以精确的要求提供技术支持。

值得有关单位进行研究探讨。