李 灏 张小晖 李常富
国家电投集团东北分公司大连发电有限责任公司 辽宁大连 116033
摘要:根据我们国家经济的高速发展，伴随着我们国家低碳相干经济的具体实行,全中国电网装机容量也随之增大,全国内的用电结构也产生了转变,电网调峰幅度和调峰难度加大,为了消纳电网风电、太阳能等新能源的负荷上下波动而放出更大的调节空间，努力避免弃风、弃光问题，2016年6月14日，我们国家能源局决定正式启动灵活性系统的改造示范试点相关的一些项目。我公司进行了与之对应的灵活性技术改造，以进一步提高运行机组的深度调峰空间。
关键词：深度调峰；灵活性改造；负荷；
1.背景介绍
根据我们国家经济的飞速进步及我国人民生活的水平日益提高，全国电网装机容量也相应地增大，全国的用电结构也随之发生了一些变化，造成电网峰谷差的日趋变大，尤其是耗电大的省市，用电峰谷差就更加突出，造成电网调峰幅度和难度越来越大。
近年来，为了提高机组深度调峰的能力，国内火电机组超低排放均完成改造并正式投入运行，确保锅炉NOx、烟尘浓度、SO2浓度达标排放，但受电网发电格局及调峰服务补偿因素影响，机组参与深度调峰势在必行。
2.深调期间运行问题分析
(1)机组深度调峰时，送风机风量控制困难以及低风量引风机抢风等因素，导致锅炉氧量偏高，造成耗氨量增大；
(2)存在脱硝系统氨逃逸率表计故障不准，影响运行人员对氨量判断和调整；
(3)空预器出口排烟温度阶段性的低于空预器与其最低冷端平均温度68.3℃（空气预热器的空气进口平均温度和未修正的烟气出口温度的平均值），易造成空预器的冷端及电除尘产生低温腐化等影响；
(4)深度调峰时，由于总燃料量偏低，易引起磨煤机出口温度偏高(80℃)，造成制粉系统着火或爆燃；
(5)深调时为改善再热温度低问题，采用上层磨运行NOX及液氨量增大；
(6)深调时低风量运行，烟气流向分布不均致使催化剂化学反应不够充分；吹灰过频导致烟气水份含量大,电除尘易发生输灰管道堵灰、灰斗棚灰、落灰管堵塞等故障。
2.1 深度调峰运行问题
2.1.1 脱硝系统方面
我公司脱硝采用选择性催化还原法（SCR），使用氨气原料作为还原剂，催化剂层安装三层，一层备用，催化剂相应吹灰系统采用声波吹灰。深调时主要参数：
(1)SCR进口平均烟温330-340℃，达到催化剂温度（290-420℃）设计值；
(2)催化剂压差：1号机组催化剂平均压差560Pa，2号锅炉催化剂平均压差415Pa，满足设计要求；
(3)催化剂声波吹灰器无故障，保持连续吹灰；
(4)氨气消耗量：1号机组平均93.5t/h；2号机组平均63.5t/h。液氨消耗量明显增大。
原因：
(1)送风机实际出力偏大，锅炉的实际氧量偏高(1号锅炉平均氧量8.6%，2号锅炉平均氧量6.7%)，送风机动叶控制困难（1号锅炉A、B送风机动叶开度分别为8%、3%,2号锅炉A、B送风机动叶开度分别为11%、11%）；
(2)磨煤机运行方式等相关影响，采用上层的磨煤机运行；
(3)锅炉配风的影响，为了升高主再热汽温，关小部分SOFA层风门；
(4)脱硝催化剂活性的影响。
措施：
(1)采用中间三台磨煤机运行；
(2)全开SOFA各层风门；
(3)保持炉底小水封严密、各看火孔关闭，减少炉膛漏风；
(4)调整一次风压，将磨煤机出口温度稳定在58-65℃，调低锅炉氧量；
(5)利用等级检修，根据催化剂的活性，更换催化剂或再生。
2.1.2 空预器系统方面
(1)空预器压差：1号锅炉空预器平均压差为460Pa，2号锅炉空预器平均压差为295Pa，无堵塞现象：
① 防止空预器积灰堵塞措施：每天按照规定，对空预器进行吹灰；
② 利用等级检修，对空预器进行检查、清理积灰、修复损坏的密封条或蓄热板
(2)排烟温度：1号机组实际平均排烟温度为121.5℃，2号机组实际平均排烟温度为125℃。易低于空预器最低冷端平均温度（空预器的空气入口平均温度和未校正的烟气出口温度的平均值）68.3℃。
防止空预器低温腐蚀措施：
① 投入风机入口暖风器，保证空预器最低冷端平均温度大于68.3℃。
2.1.3 制粉系统方面：
深度调峰时，锅炉保持中间三台磨或上三台磨运行，由于总燃料量偏低，1、2号锅炉总燃料量最低在70-80t/h，单台运行磨煤机煤量在24t/h,易引起磨煤机出口温度偏高(80℃)，造成制粉系统着火或爆燃：
保证制粉系统安全运行措施：
(1)保留3台磨煤机运行，但不能隔层运行；
(2)磨煤机出口温度不得超过70℃；
(3)磨煤机入口混合风压不得低于4.5KPa；
(4)磨煤机入口混合风量不得低于85t/h；
(5)保持供油泵连续运行，当出现磨煤机跳闸时，OA层油枪自投;
(6)磨煤机、给煤机蒸汽消防系统投入备用。
2.1.4 电除尘系统方面
超低排放要求和机组深调后，由于机组本身运行工况及运行调整受限等因素，导致脱硝喷嘴堵塞、锅炉烟气分布不均匀、催化剂失效、氨逃逸率大,锅炉烟气的湿度增大、温度降低，并且烟气中的硫酸铵及亚硫酸氨含量增加。极易造成除尘器本体被附着物腐蚀，进而出现电除尘漏风率提高。极板极线灰板结、腐蚀、挂灰、长期运行将会导致电除尘效率降低。另外由于烟气湿度增大，粉煤灰的含水率增加，灰的流动性变差。特别是三、四、五、六电场气力输灰易出现输灰管道堵灰、灰斗棚灰、落灰管堵塞等故障。
针对上述问题采取如下措施以减少对锅炉除灰系统设备的影响：
(1)适当增加极板、极线电磁振打的强度及频率、对每个电场每天固定时段分别采取断电振打模式对极板极线进行强制清灰，以减轻灰在极板极线上发生板结、粘贴的状况。
(2)加强电除尘电场运行中的参数的调整，各电场二次电压保持50—55Kv运行，使电除尘在接近于电场火花放电的电压下运行，使电除尘获得尽较高的电晕功率，达到比较之好的运行状态，确保粉尘排放达标。
(3)对三、四、五、六电场灰斗加热值适当增加，提高灰温以避免灰潮产生的灰斗棚灰及落灰管及输灰管路堵塞现象的发生。
(4)缩短三、四、五、六电场输灰仓泵的装灰时间，减少灰在仓泵内的驻留时间，避免灰在仓泵内由于温度降低发生返潮现象，造成仓泵内壁粘灰、输灰管路堵塞的故障。
(5)适当提高低负荷下锅炉排烟温度，确保烟气在电除尘内不发生低温结露现象，避免产生低温腐蚀。
(6)针对电除尘本体保温进行全面排查，使电除尘及灰斗保温处于良好状态、减少烟气在除尘器内的温降，避免电除尘内部低温产生结露，造成设备发生腐蚀、粘灰板结、降低电除尘的除尘效率。
(7)利用机组停机检修期检查电除尘布风均流设备完好，保证锅炉烟气在电除尘流通截面上流动速度及流量分布均匀。
(8)查明电除尘本体无漏风，各相关人孔门密封严紧，电除尘漏风率≤3%,消除漏风过大引起电除尘内部低温结露，使电除尘金属部件被腐化、极板极线裹灰及灰板结、粉煤灰受潮灰斗棚灰、仓泵内壁粘灰、落灰管及输灰管路堵住不通现象。
(9)机组深调使电除尘及空压机厂用电率升高影响机组运行经济性。
3.相关技术改造项目
3.1低负荷燃烧器改造
针对深调期间机组锅炉要求降低NOx、提高低负荷稳燃能力及高效燃烧的特点，考虑采用哈尔滨博深科技发展有限公司的自研发并且经过广泛地应用验证的“分拉垂直亲和浓淡煤粉燃烧”立体分级低氮燃烧技术进行改造，保证在降低NOx的同时，保证锅炉燃尽、燃烧稳定性好、炉内避免、减缓结渣和高温腐蚀，提高锅炉效率，并具有宽广煤质适应性。在获取优良的锅炉机组综合运行性能，同时能做到满足对煤质性状变化的范围较大的煤质稳燃和高效燃烧的需要，做到节能和减排并举，一次优化改进的同时达到多项要求。主要从以下几个方面进行改造：
① 锅炉热力计算
② 水动力校核
③ 燃烧器上部分层
3.2 低负荷单侧送风机运行
为了进一步节能降耗以及控制锅炉氧量降低NOX排放，根据长期运行数据采集与分析，结合现场实际情况，通过试验后施行低负荷期间单侧送风机运行，暂时发现问题是风机停运侧空预器出口温度略有上升，进而影响空预器电流摆动。
3.3 超细粉动态分离器改造
煤粉细度对着火温度的影响比较清晰、明显,对应其中的煤粉云团,内部的小颗粒团的热容量较小，能直接迅速加热到着火温度。同时着火温度是随着其中煤粉的质量浓度的提高而相应降低，所以在磨煤机相同出力条件下，适当降低风量也可以促进锅炉低负荷稳燃问题的解决。
采用磨煤机动静组合旋转分离器，可以保证煤粉偏差，提高煤粉细度、均匀性，煤粉细度提高，燃烬率提高，燃烧充分，降低飞灰含碳量，可以实施深度分级，降低NOx排放量； 同时，煤粉细度高，比表面积大，煤粉燃烬速度快，碳是表面反应，容易与氧接触，减少锅炉NOx气排放量。
4.结语
随着环保形势的日益严峻，为了发展清洁能源，在当前经济环境下煤电企业发电量正呈现着逐年下降的趋势，未来电网深度调峰的次数及时间会逐渐增加。机组的深度调峰任务形势会愈发严峻，现阶段深度调峰所带来的影响与隐患还未全部显现，在之后的时间里，还应进行相关试验，测量采集数据，分析并消除可能存在的安全隐患，为以后迎接更多深度调峰任务的到来做好充足准备。
参考文献
[1]唐海峰，华正生，王勇，等.供热机组深度调峰能力提高方法研究进展概述[J].科技创新导报,2015,14：15,16,19.
[2]邢振中,冷杰,张永兴,等.火力发电机组深度调峰技术研究[J].东北电力技术,2014,04.