國信揚電#4機組干態深度調峰的實施

呂景霖 李華

摘 要：隨著社會的進步和發展，國家電力市場結構發生較大變化，大型機組的調峰任務將趨于常態化。如何在深度調峰過程中優化機組的運行方式，從而使機組更為經濟安全運行，是值得我們去探討的問題。

關鍵詞：大型機組；深度調峰；干態

中圖分類號：TM621 文獻標志碼：A 文章編號：2095-2945（2018）36-0065-02

Abstract： With the progress and development of the society， the structure of the national electricity market has changed greatly， and the task of peak load regulation of large units will tend to be normal. How to optimize the operation mode of the unit in the process of deep peak shaving so as to make the unit run more economically and safely is a problem worthy of our discussion.

Keywords： large unit； deep peak shaving； dry state

引言

近年來，江蘇省風電、光伏新能源裝機規模不斷增加，同時整體受電規模也大幅提升，電網調峰矛盾日益突出。為緩解江蘇省出現的調差缺口矛盾，提升統調機組調峰能力，要求2018年底前全省30萬千瓦及以上統調公用燃煤發電機組調峰深度達到機組額定出力40%的要求，響應時間要求：機組從50%Pe調整至最低技術出力所用時間不超過1.5小時。機組從深度調峰狀態恢復出力至50%Pe的時間不超過1小時。為響應國家政策，深挖機組調峰潛力，我公司在之前二期機組濕態深度調峰運行的基礎上進行優化調整，率先在#4機組實行了干態深度調峰。

1 機組概述

江蘇國信揚州發電有限責任公司#4機組鍋爐由哈爾濱鍋爐廠有限責任公司引進三井巴布科克能源公司技術生產的超臨界變壓運行直流鍋爐，采用帶再循環泵的內置式汽水分離器的啟動系統，本生負荷為30%BMCR（即機組負荷達到180MW），在本生點，鍋爐由再循環運行方式轉換成純直流運行方式，當機組達到270MW時，爐水循環泵應自停。

鍋爐燃燒方式為前后墻對沖燃燒，在機組負荷達到220MW時鍋爐斷油。為了寬負荷脫硝，2017年2月，#4機組提參數改造中對省煤器進行了分級改造，有效的提高了SCR進口煙氣溫度。

2 干態深度調峰方案的制定和實施

#4鍋爐分級省煤器改造后，同樣運行方式下有效的提高了SCR進口煙氣溫度20℃以上，高于SCR催化劑300℃下限要求有45℃以上，裕量較大。哈鍋此類型機組的本生負荷為180MW，通過調研了解，其它同類型機組啟停爐水循環泵啟停邏輯中設定負荷為240MW（手動轉濕態），因此#4機組深度調峰的運行方式可進行優化，即進行干態深度調峰，為此制定了以下主要措施及注意事項：

（1）深度調峰期間爐膛熱負荷低，因此加倉要求底層磨組熱值不低于5000kCal/kg；中層磨組熱值不低于4800kcal/kg，揮發份不低于26%，水份不高于16%（收到基），硫份不得超過0.8%。減負荷至300MW，停運第四臺磨煤機，根據SCR進口NOx及溫度的具體情況，選擇“兩中一下”或“兩下一中”磨組方式。

（2）設備儀控專業應確認300～240MW負荷段給水系

統自動控制邏輯的可行性，在減負荷過程中應做好300至240MW負荷段給水系統自動控制的跟蹤監視。TF方式減負荷至280MW，聯系儀控將省煤器進口流量低保護由501t/h修改為480t/h（后正式修改），各運行參數穩定，確認爐水循環泵已禁止啟動（禁操），緩慢減少煤量減負荷，注意給水自動跟蹤正常，適時調整中心點過熱度，注意煤水匹配，防止過熱器進水。整個減負荷過程中加強省煤器進口流量的監視，確認主給水流量（三取二）均大于560t/h。

（3）加強汽泵進口流量、小機調門開度等參數監視，負荷280MW左右根據汽泵進口流量開啟汽泵的再循環參與調節，保證兩臺汽泵進口流量在正常范圍內且穩定；加強兩臺汽泵運行參數分析，做好兩臺汽泵搶水的事故預想。

（4）減負荷至250MW后，加強CRT火檢及爐膛負壓的監視，加強就地著火情況的檢查，確認著火良好，如果任一燃燒器著火不穩應及時調整，若調整效果不明顯，則投油進行穩燃。

（5）加強各管壁溫度的監視，控制水冷壁的壁溫低于410℃，同時注意一級減溫水的調節，控制屏過溫度不高于590℃，保證減溫器后溫度始終高于飽和溫度。減負荷過程中，如果水冷壁壁溫出現大面積超溫，則可開啟爐水循環泵，增加給水流量，但不進行溢流排放。

3 干態深度調峰試驗的主要參數對比（見表1）

4 干濕態深度調峰對比分析

4.1 安全穩定性

（1）磨組運行方式不同。干態運行中磨組運行方式為“兩下一中，另一中熱備用”；濕態為“一上兩中一下”。由于濕態運行中單臺磨的煤量較低，火檢及就地燃燒均不及干態穩定。

（2）主、再熱汽溫控制。干態運行中主、再熱汽溫正常控制，而濕態運行中由于是A修后第一次進行深度調峰，對SCR進口煙溫無法預估，進行了降再熱汽溫至540℃提高SCR進口煙溫的手段，因此干、濕態汽溫控制均可以正常控制。

（3）給水自動調節正常。干態下，TF方式減負荷過程中給水自動調節正常，減負荷過程中給水自動調節正常，負荷240MW穩定后，省煤器進口流量最小值顯示577t/h，未出現壁溫超溫現象，水冷壁最高溫346℃（限值430℃），屏過最高溫560℃（限值590℃）。

（4）SCR進口煙溫下降。干態運行中，SCR進口煙溫最低A側307℃、B側302℃，均滿足了催化劑使用的允許溫度，鍋爐SCR裝置運行穩定。

（5）煙氣溫度下降。干態運行的空預器出口煙溫較濕態下降18℃左右。

4.2 經濟性

由于干態運行中未啟動爐水循環泵，未進行溢流排放，因此，干態運行方式下煤量平均減少了16T/H，同時濕態運行中爐水循環泵運行電流為39A左右，溢流量大概為150T/H，按照調峰一小時計算大約可節約成本1.5萬元。

5 結論

#4機組深度調峰選擇干態運行方式，在保證鍋爐脫硝系統正常運行的前提下，不僅簡化了深度調峰的操作，而且大大縮短了整個機組減負荷至深度調峰目標負荷的時間，同時降低的機組的發電成本，并在一定程度上減小了機組安全運行的危險點，提升了機組運營能力，為公司的可持續發展增加了新的競爭力。

參考文獻：

[1]《江蘇電網統調發電機組深度調峰技術規范（試行）》電調

〔2017〕198號[Z].3-6.

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