600 MW 超臨界火電機組不投油深度調峰技術分析

強 均

（江蘇國信靖江發電有限公司，江蘇泰州 214500）

0 引言

近些年，國內注重運用低碳甚至無碳等節約能源，常規火電燃煤發電機組對應發電所占比例降低，可再生能源得以快速發展，但是，可再生能源輸出功率缺乏穩定性，對于電網具體負荷控制方面存在較高需求。所以，電網對于發電用的火電機組調峰工作更加重視，通過完善及改進深度調峰技術，保證實行深度調峰的時候火電機組能夠環保安全運行。

1 項目概況

2017 年9 月，某發電公司對4 個機組鍋爐實行最低穩燃以及不投油摸底試驗，未實行熱力及控制系統優化時，對于鍋爐配煤實行優化及燃燒工況方面調節、減少凝汽器中真空度等，4 個630 MW 燃煤發電機組在2018 年1 月都得到江蘇省電網調度中心所批準具有40% Pe 深度調峰能力。其中，2號燃煤發電機組鍋爐采取燃燒煤粉爐，汽輪機包含2 個出力值是60%汽動型給水泵及1 個出力值是25%電動型給水泵，控制系統是Ovation系統，脫硝系統采取自動控制方法。

2 機組深度調峰潛力相關制約因素

（1）30% Pe 深度調峰工況中，SCR 脫硝數值具體入口位置煙氣溫度值維持270 ℃上下，無法滿足允許可噴氨最小溫度值需求（300 ℃）。SCR 脫硝數值具體入口位置煙氣溫度值較小會引發催化劑對應活性較低，致使氨出現逃逸上升，導致硫酸氫氨于空預器相關蓄熱元件上面出現聚集及腐蝕，引發空預器受堵，干擾燃煤發電機組運轉穩定性及安全性[1]。

（2）30% Pe 深度調峰工況中燃煤發電機組協調控制系統投運起始點比40% Pe 深度調峰時更低，具體控制參數及調節指數沒有予以優化改進；30%～40% Pe 深度調峰工況時，給水系統具有單泵及雙泵對應換替點，制粉系統具有兩磨和三磨開啟點及停止點，為維持機組安全運行需手動控制，且需長時間實行投油幫助燃燒，無法滿足機組深度調峰負荷要求及一次調頻要求。

3 600 MW 超臨界相關火電機組不投油具體深度調峰技術

（1）深度調峰燃煤優化。摻入燃燒印尼煤3400 阿萊格/V10褐煤，基全水是38.71%，揮發40.12%，基低位發熱量是3445 kcal/kg，褐煤摻入燃燒14 d 后，采取常規煤種替換之前煤倉中高揮發煤。依據維持磨煤機具體出口溫度值是60±2 ℃，出口溫度值下限需＜55 ℃，出口溫度值上限需＞70 ℃。摻入燃燒褐煤的煤磨組對應煤粉燃燒器具體濃噴口周界風開度相關給煤量數目+10（在深度調峰時和給煤量相同），一次風速維持25～30 m/s。

（2）深度調峰給水全過程自動化控制優化。給水時采取2 個汽動給水泵及1 個電動給水泵配置形式，給水時2 個汽動給水泵一起使用，1 個主泵都配置前置泵，主泵與前置泵對應出口位置具備再次循環閥相關管路回水和除氧器[2]。

采取兩種方式實行深度調峰給水，保證燃煤發電機組給水全過程自動化。第一種，對汽動給水泵實行并列運行：讓2 個汽動給水泵一起運行，對給水具體流量予以調整；當燃煤發電機組實行50%負荷到30%負荷調峰時，設置2 個汽動給水泵相關再次循環閥以及前置泵對應再次循環閥的自動開啟，維持汽動給水泵具體轉速及給水流量在線性調整范圍中，確保汽動給水泵對應入口位置流量大于等于最低流量[3]。第二種，對汽動給水泵實行熱備：當電網要求降低燃煤發電機組負荷（降負荷320 MW→200 MW）時，設置1 個汽動給水泵負責對給水具體流量實行自動調整，另1 個汽動給水泵開啟再次循環閥，減少轉速，維持汽動給水泵最低流量，保持熱備；當電網發布提升燃煤發電機組負荷（升負荷180 MW→300 MW）指示時，維持熱備下的汽動給水泵可快速提升轉速，閉合再次循環閥，和另1 個汽動給水泵一起運轉，對給水具體流量予以調控[4]。

（3）深度調峰磨煤機自動啟動及停止控制優化。采取中速磨對應制粉系統（形式是直吹式），包含磨熱及冷風門一起調控磨具體出口溫度值，磨整體風門調整1 次風流量[5]。依據前后墻實行對沖的鍋爐（形式是燃燒型）共有6 個磨提供熱力，優化技術對爐膛中下層位置4 個磨實施調控。深調停止磨控制觸發要求：實行深度調峰；3 個磨一起運轉；預先選擇1 個需要暫停的磨；燃煤發電機組具體負指令在250 MW 負荷以下。深調開啟磨控制觸發要求：實行深度調峰；2 個磨一起運轉；預先選擇1 個需要開啟的磨；燃煤發電機組具體負荷指令在195 MW 以上。

30% Pe 深度調峰工況的時候，選擇2 個磨煤機運轉穩燃效果較好；對磨煤機實行開啟或暫停予以自動化調控時，實行中間暫停控制及實際煤量相關延時統計，抵抗給煤量改變對于鍋爐過熱汽溫值、再次熱汽溫值、脫硝系統具體入口位置氮氧化物較大變化，降低開啟或暫停磨對于燃煤發電機組具體負荷帶來的干擾；對磨煤機實行開啟或暫停自動化調控的過程中，加強磨出口具體溫度值超出調節，規避暫停磨后磨煤機具體出口處溫度值太大及開啟磨的時候磨煤機對應出口處溫度值太小而出現不正常現象；暫停對磨煤機實行控制之后，磨煤機保持熱備，能夠保證磨煤機較快再次開啟。

（4）深度調峰煙氣旁路改造和控制優化。在鍋爐尾處增加雙側煙道旁路，入口是爐膛尾處后包墻位置煙氣相關轉向室，自煙氣轉向室中抽煙氣，增加所抽煙氣具體焓值；在旁路煙道入口位置設定電動型擋板門（形式是百葉窗式）；在旁路煙道對應垂直處設置氣動型調控擋板，參考煙氣具體溫度值對所經過的煙氣總量予以調控；改善過熱及再熱具體煙道擋板方面調控，參加選擇性催化還原脫硝入口位置煙氣溫度值調整；在旁路煙道尾處深入位置脫硝入口處煙道具體深度值有1.2 m，且采取導流方法及擾流方法，維持溫度較為均勻，保證脫硝質量[6]。

4 項目驗收

在2019 年10 月24 日對2號燃煤發電機組實行深度調峰具體出力檢測，實施項目驗收。在2號燃煤發電機組對應負荷值為50% Pe（315 MW）深度調峰時開啟檢測，之后燃煤發電機組相關負荷調節到最低技術出力值29.21% Pe（184.08 MW）深度調峰，整個深度調峰過程時長是0.37 h，燃煤發電機組相關負荷之后漸漸穩定，燃煤發電機組相關負荷穩定時長是4.12 h，然后燃煤發電機組相關負荷逐漸恢復到50% Pe（315 MW）深度調峰，燃煤發電機組相關負荷恢復時長是0.47 h，完成深度調峰檢測。

經過對2號燃煤發電機組實行深度調峰檢測，2號燃煤發電機組相關被控指數比江蘇電網提出的統調發電機組具體深度調峰要求更高，2號燃煤發電機組具有在30% Pe 深度調峰工況之上全過程自動化投入使用自動增益控制能力及一次性調頻能力。

5 經濟效益

由于沒有對該公司調用30%深度調峰形式，依據40%深度調峰具體收益情況統計30%深度調峰經濟效益。30%深度調峰時補貼方面預估：2019 年40%深度調峰時1 個燃煤發電機組補償金額是250 萬元，當2019 年調用30%深度調峰的時候，選用頂額報價方法（補償金額是1 元/kW·h），1 個燃煤發電機組補償金額計算方法是250 萬元+250 萬元×10÷6，共計667 萬元。30%深度調峰時損失方面預估：依據燃煤發電機組40%深度調峰時采用的頂額報價方法（補償金額是0.6 元/kW·h），燃煤發電機組效率受損金額是補償金額的1/3，安全受損金額是補償金額的1/6，1 個燃煤發電機組實際收益金額計算方法是250 萬元×（1÷3+1÷6），共計125 萬元。參考燃煤發電機組性能曲線預估30%深度調峰時機組效率受損金額是40%深度調峰時補償金額的2/3，安全受損金額是40%深度調峰補償金額是1/6（未改變），預估受損金額計算方法是250 萬元×5÷6，共計208.3 萬元。30%深度調峰時經濟效益方面預估：實際收益金額是667 萬元-250 萬元×5/6，共計458 萬元。30%深度調峰具體收益空間即是458 萬元減125 萬元，共計333 萬元的收益空間。在2020 年1～3 月份期間，1 個燃煤發電機組40%深度調峰得到補償金額是680 萬元，若以此預估計算2020 年整年的30%深度調峰情況，電廠收益得以明顯增加。

6 結束語

綜上所述，火電機組深度調峰潛力相關制約因素有多種，通過運用600 MW 超臨界相關火電機組不投油具體深度調峰技術，對于深度調峰燃煤實行優化，完成給水全過程自動化控制優化，確保磨煤機自動啟動及停止控制優化，實行煙氣旁路改造和控制優化，達到全程自動化要求，30%深度調峰的調峰能力增強，運行安全性較高，可較快響應電網深度調峰要求，滿足深度調峰時不投油需求，為電廠節約成本，具備經濟效益。