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摘要：分析了哈锅1000MWπ型炉300MW深度调峰可能存在的问题，并逐条提出技改建议及调整手段，保证机组300MW深度调峰时安全稳定运行。
关键词：1000MW π型炉 深度调峰
随着未来可再生能源的进一步发展和电力市场改革的推进，现役火电机组发电利用小时大幅下降，火电成为调峰机组是所有火电厂将要面临的常态。哈锅1000MWπ型炉深度调峰最低负荷如果定在300MW，深度调峰存在的问题及分析如下：
1水冷壁超温
水冷壁的超温与哈锅1000MW级Π型炉的双切圆燃烧的冷热角分布有关，炉前2、3号角为热角，热量集中。由于1、4、6、7号角燃烧器和二次风喷口射流行程较长，到达前、后墙附近时，射流速度已衰减至较低，对2、3、5、8号角燃烧器和二次风喷口射流的冲击作用较弱，故2、3、5、8号角射流的偏转较小;而2、3、5、8号角燃烧器和二次风喷口射流行程较短，在到达1、4、6、7 号角附近时，射流刚度仍较大，故1、4、6、7号角射流受到冲击比较强烈，偏转程度比较大。因此，主燃区气流旋转形成2个斜椭圆形，长轴分别指向2、8号角和3、5号角。详见图1.实际燃烧切圆示意图。
因此炉内空气动力场呈双椭圆形分布，运行中水冷壁炉前墙2、3号角，右侧5号角，左侧墙8角，超温问题比较突出。低负荷水动力变差，水冷壁温度偏高。采用如下措施：（1）水冷壁水动力特性试验核算进口节流孔管径，重新调整进口节流孔管径;（2）前墙1、2、3、4号角燃烧器进口煤粉管道加装可调缩孔，从燃烧侧调整。
2烟气温度过低
1、SCR进口温度过低问题。400MW时，通过调整吹灰、掺烧印尼煤等方式，SCR进口温度300℃左右。负荷300MW，SCR进口温度280℃，有20℃的缺口，需要相应技改。
2、一期空预器排烟温度偏低，在冬季500MW时，排烟低至92℃，存在空预器低温腐蚀与硫酸氢氨堵塞风险，根据多年观察，机组每经过一个春节，差压都有所上升100～200Pa。且此过程不可逆，暂时还未有好的解决方案。
提高锅炉烟气温度可以解决上述两个问题，主要有以下六种方式：①设置烟气侧旁路;②设置给水侧旁路;③省煤器分段布置;④增设0号高加提高给水温度;⑤省煤器热水再循环;⑥减少省煤器换热面积。
结合五种方案比较，可选择设置烟气侧旁路的方案，该方案提升烟气温度明显。该方案抽烟口设置在尾部后烟井省煤器进口以获得高温的烟气，在后烟井后墙包覆管上开孔将烟气引出，并连接至省煤器出口烟道上，提高脱硝系统的烟气的温度。以满足脱硝系统正常工作的温度要求。旁路烟道入口处设置关闭挡板，在省煤器出口烟道处设置调节挡板，用于控制主烟道的阻力，调节旁路烟气量。
表2为国投天津北疆电厂一期机组烟气旁路改造后，温度对照图，低负荷情况下能达到20℃以上温升的效果：
烟气旁路期间运行时，排烟温度有不同程度升高，有利于改善空预器的进口温度，防止硫酸氢氨在空预器中间段蓄热原件大量积聚，防止空预器差压过大。
3制粉系统安全性：
制粉系统的安全性，火检的问题。300MW时三台磨运行，煤量低，单只燃烧器的煤粉浓度下降，火检强度有一定程度下降，原烟气的NOX高，两台磨运行时，磨煤机运行台数少，制粉系统的可靠性下降。
4协调优化问题
协调需要优化。CCS方式之前调试负荷为400MW至1000MW，降到300MW，需要重新调试优化，一般过热度在5℃左右，协调控制较难，特别是给水流量的调节，给水流量低，容易出现给水流量波动。需要考虑是否需要退出一台汽泵，并一台电泵的情况。
5部分参数的经济性：
1、主、再汽温无法达到要求，经济性差。根据运行经验主、再汽温估计550℃左右。
2、主机真空较差。400MW时主机振动偏低，为控制主机振动，人为降低真空，会降低部分机组经济性。
6結论与改造建议：
1、采用主蒸汽供热，在电负荷300MW时，可以供100MW的热负荷，接近300T/H的供热量，这样，锅炉的热负荷可以维持在400MW，对锅炉侧燃烧影响较少。
2、采用锅炉省煤器烟气旁路，使得深度调峰阶段，高、低温烟气混合，保证脱硝系统进口烟气温度大于300℃，同时能一定幅度提高排烟温度，减缓低温腐蚀，降低空预器差压。
作者简介：
李冬（1982-），男，国家能源集团泰州发电有限公司运行部锅炉运行主管，2005年毕业于华北电力大学，工程师，主要从事火电机组锅炉运行及优化方面研究.
关键词：1000MW π型炉 深度调峰
随着未来可再生能源的进一步发展和电力市场改革的推进，现役火电机组发电利用小时大幅下降，火电成为调峰机组是所有火电厂将要面临的常态。哈锅1000MWπ型炉深度调峰最低负荷如果定在300MW，深度调峰存在的问题及分析如下：
1水冷壁超温
水冷壁的超温与哈锅1000MW级Π型炉的双切圆燃烧的冷热角分布有关，炉前2、3号角为热角，热量集中。由于1、4、6、7号角燃烧器和二次风喷口射流行程较长，到达前、后墙附近时，射流速度已衰减至较低，对2、3、5、8号角燃烧器和二次风喷口射流的冲击作用较弱，故2、3、5、8号角射流的偏转较小;而2、3、5、8号角燃烧器和二次风喷口射流行程较短，在到达1、4、6、7 号角附近时，射流刚度仍较大，故1、4、6、7号角射流受到冲击比较强烈，偏转程度比较大。因此，主燃区气流旋转形成2个斜椭圆形，长轴分别指向2、8号角和3、5号角。详见图1.实际燃烧切圆示意图。
因此炉内空气动力场呈双椭圆形分布，运行中水冷壁炉前墙2、3号角，右侧5号角，左侧墙8角，超温问题比较突出。低负荷水动力变差，水冷壁温度偏高。采用如下措施：（1）水冷壁水动力特性试验核算进口节流孔管径，重新调整进口节流孔管径;（2）前墙1、2、3、4号角燃烧器进口煤粉管道加装可调缩孔，从燃烧侧调整。
2烟气温度过低
1、SCR进口温度过低问题。400MW时，通过调整吹灰、掺烧印尼煤等方式，SCR进口温度300℃左右。负荷300MW，SCR进口温度280℃，有20℃的缺口，需要相应技改。
2、一期空预器排烟温度偏低，在冬季500MW时，排烟低至92℃，存在空预器低温腐蚀与硫酸氢氨堵塞风险，根据多年观察，机组每经过一个春节，差压都有所上升100～200Pa。且此过程不可逆，暂时还未有好的解决方案。
提高锅炉烟气温度可以解决上述两个问题，主要有以下六种方式：①设置烟气侧旁路;②设置给水侧旁路;③省煤器分段布置;④增设0号高加提高给水温度;⑤省煤器热水再循环;⑥减少省煤器换热面积。
结合五种方案比较，可选择设置烟气侧旁路的方案，该方案提升烟气温度明显。该方案抽烟口设置在尾部后烟井省煤器进口以获得高温的烟气，在后烟井后墙包覆管上开孔将烟气引出，并连接至省煤器出口烟道上，提高脱硝系统的烟气的温度。以满足脱硝系统正常工作的温度要求。旁路烟道入口处设置关闭挡板，在省煤器出口烟道处设置调节挡板，用于控制主烟道的阻力，调节旁路烟气量。
表2为国投天津北疆电厂一期机组烟气旁路改造后，温度对照图，低负荷情况下能达到20℃以上温升的效果：
烟气旁路期间运行时，排烟温度有不同程度升高，有利于改善空预器的进口温度，防止硫酸氢氨在空预器中间段蓄热原件大量积聚，防止空预器差压过大。
3制粉系统安全性：
制粉系统的安全性，火检的问题。300MW时三台磨运行，煤量低，单只燃烧器的煤粉浓度下降，火检强度有一定程度下降，原烟气的NOX高，两台磨运行时，磨煤机运行台数少，制粉系统的可靠性下降。
4协调优化问题
协调需要优化。CCS方式之前调试负荷为400MW至1000MW，降到300MW，需要重新调试优化，一般过热度在5℃左右，协调控制较难，特别是给水流量的调节，给水流量低，容易出现给水流量波动。需要考虑是否需要退出一台汽泵，并一台电泵的情况。
5部分参数的经济性：
1、主、再汽温无法达到要求，经济性差。根据运行经验主、再汽温估计550℃左右。
2、主机真空较差。400MW时主机振动偏低，为控制主机振动，人为降低真空，会降低部分机组经济性。
6結论与改造建议：
1、采用主蒸汽供热，在电负荷300MW时，可以供100MW的热负荷，接近300T/H的供热量，这样，锅炉的热负荷可以维持在400MW，对锅炉侧燃烧影响较少。
2、采用锅炉省煤器烟气旁路，使得深度调峰阶段，高、低温烟气混合，保证脱硝系统进口烟气温度大于300℃，同时能一定幅度提高排烟温度，减缓低温腐蚀，降低空预器差压。
作者简介：
李冬（1982-），男，国家能源集团泰州发电有限公司运行部锅炉运行主管，2005年毕业于华北电力大学，工程师，主要从事火电机组锅炉运行及优化方面研究.