郭于晖

（广东粤电靖海发电有限公司，广东揭阳 515223）

0 引言

国家发改委、国家能源局印发的《关于提升电力系统调节能力的指导意见》中要求在第十三个五年规划期内，拟完成火电机组机动性改造（含燃料机动性性改造）2.2 亿千瓦，提升电力系统调节能力4600 万千瓦。改造后的机组最小出力达到额定容量的30%～40%，要求一些电厂可以达到国际领先水平，机组不投入稳燃时，机组最小出力应能达到20%～30%。火力发电机组在深度调峰运行时，对于机组的汽机、发电机和锅炉的稳定性、安全性都提出了更高的要求。

1 设备概况

某公司3#、4#汽轮机为超超临界，一次中间再热N1000-25.0/600/600 型汽轮机。发电机为QFSN-1000-2-27，发电机的额定电流为23 949 A，额定电压为27 kV，额定励磁电压为445 kV，额定励磁电流为5173 A。

2 深度调峰运行工况中存在的风险

2.1 低负荷运行，锅炉燃烧恶化

机组在低负荷运行时，因外界所需能量减少，锅炉主控会开始降低给煤量，从而使得燃烧稳定性变差，燃烧器火检会变得不稳定，煤层失去火检跳闸后，锅炉的燃烧工况变化十分剧烈，若处理不妥当极易造成锅炉MFT（Main Fuel Trip，锅炉主燃料跳闸）。

2.2 空预器堵塞和低温腐蚀及脱硝效率下降

本厂规定SCR 脱硝反应器的入口温度应＞290 ℃，且＜410 ℃，当机组负荷降至400 MW 时，进入SCR 脱硝装置的烟气温度会随着燃烧恶化的影响而降低，催化剂的反应活性持续降低，尾部烟道的排烟中的SO2与所喷出的NH3产生化学反应生成硫酸氢铵，而冷凝后的硫酸氢铵呈现出高黏性，从而使得空气预热器的换热波纹板发生脏堵，造成换热效果下降。……