摘要：为了实现2020年二氧化碳的减排目标，今后风能、太阳能等清洁能源将保持快速发展的态势。而我国的电源结构中，火力发电装机容量占多数，尤其是调峰电源缺乏。基于此，本文结合具体案例，就火力发电机组深度调峰进行研究。
关键词：火力发电；深度调峰；电源
引言
随着全国电网峰谷差的激增，突显电源结构的不合理。我国蓄能电站比例不足2%，与10%的合理比例相差较大，通过电力部门和用户共同协力提高终端效率。例如用电企业可以削峰填谷，并通过优惠政策来提高用户的积极性，保证电网的安全运行。
1机组概况
该电厂为350MW亚临界一次中间再热燃煤凝汽式机组，亚临界控制循环燃煤汽包锅炉，一次中间再热、单炉膛、双切圆燃烧、钢架全悬吊结构、半露天布置、固态排渣煤粉炉。锅炉原设计燃用晋北烟煤，目前较为稳定的锅炉燃煤以神华煤、准格尔煤掺烧为主，掺配比例为。m（神华煤）：m（准格尔煤）=7：3，采用炉外掺配。
2试验方案
2.1调峰负荷低限深度测试
试验前检查油枪及投入条件，退出选择性催化还原（SCR）脱硝系统入口烟温保护，监测CO质量浓度、SCR脱硝系统入口 质量浓度、排烟温度、磨煤机出口粉管煤粉细度等重要参数。试验在5000额定负荷段以下展开。
在不投入微油或大油等油枪的稳燃工况下，确保拟定锅炉负荷燃烧稳定，负压波动正常，火检无闪烁，锅炉三大风机和中上层磨煤机均运行稳定，参数正常，满足稳燃要求。各金属受热面壁温正常，减温水量足够，不存在超温现象。
2.2低负荷段排烟温度测试
稳定拟定的目标负荷（140MW）30min，使用网格法在SCR脱硝系统入口进行烟气温度的测量，并和DCS显示温度进行对比。
经检查，SCR脱硝系统入口在线温度测点每侧3个均安装在靠近烟道后墙（最深），正好是温度分布较低的位置，因此，DCS显示值比实测平均值偏低。根据代表点平均值与实测平均值的偏差，机组后期调用更具代表性且能反映整个截面温度分布的在线测点进入保护逻辑，并在温度较低时协调控制逻辑中闭锁减锅炉负荷。
2.3 SCR脱硝系统入口 测试及调整
同样使用网格法在SCR脱硝系统入口进行烟气 质量浓度和 体积分数的测量，测点网格分布在SCR脱硝系统入口处，从B侧到A侧，从浅至深。
依据实测数据，随即展开适当降 配风调整，修正拟定的目标负荷下风量燃料配量曲线，力争将 质量浓度降低至300mg/mj,减小脱硝控制压力。
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2.4协调控制改造
完成深度调峰负荷稳定燃烧及优化配风试验后，根据UB/T10184-2015《电站锅炉性能试验规程》进行了175MW和140MW负荷的锅炉效率试验，进风温度修正后锅炉效率偏量 为-0.56%。
机组在经济、环保和能效方面理论上已经确定了深度调峰负荷目标值的验证工作，综合评估能效损失和深度调峰补偿后，应该向电网正式申报拟定的深度调峰负荷数值，并将负荷限制数据验证说明作为附件，随即完成深度调峰变负荷试验。
3优化措施
3.1低负荷燃烧控制
在确定的深度调峰负荷区间内宜展开燃烧控制优化，通过合理控制炉内配风量，可以控制锅炉CO排放处于合理水平，降低 排放量。构建CO对于风量的需求模型，采用模糊校正 体积分数曲线，结合动态风煤校正模块和风煤交叉限制的控制策略，完善锅炉燃烧控制系统，调节CO排放质量浓度不超过9mg/ ,SCR脱硝系统入口 排放质量浓度不超过300mg/ ，保证锅炉安全稳定运行，有效提高锅炉效率。
3.2尾部烟道温度控制
该机组受限于SCR脱硝系统平均烟温大于295℃的要求，拟定深度调峰负荷为40%。额定负荷，但此时为中上层磨煤机组投运，且燃烧器摆角已摆至上限。因此应进一步了解SCR脱硝系统入口烟温的变化规律，在协调控制逻辑中加入SCR脱硝系统入口烟温低于300℃时闭锁减锅炉负荷的逻辑。
3.3脱硝控制优化
大量实践数据说明：SCR脱硝系统入口 质量浓度应该控制在300mg/ 以内，否则脱硝喷氨系统耗氨量较大，因此，在低负荷区燃烧优化试验后，将SCR脱硝系统 控制、低氮燃烧配风及分级燃尽风（SOFA）补偿控制综合考虑，实现 从低氮燃烧到配风抑制最后尾部烟道脱硝的三阶脱硝控制。
4结论
深度调峰负荷低限的选择既要考虑经济环保又要保证机组运行安全，各机组依据不同的制约因素可选取不同的灵活性改造策略，最终“木桶短板”偏差趋近，找到安全与经济的平衡，达到最优的负荷运行低限。
参考文献
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作者简介
徐博1990年01月15日民族：达斡尔族 籍贯：吉林省。单位：呼伦贝尔安泰热电有限责任公司海拉尔热电厂！学位：学士学位。职位：全能副职班员。职称：集控值班员高级工。
论文作者:徐博
论文发表刊物:《电力设备》2019年第11期
论文发表时间:2019/10/18
标签：负荷论文; 锅炉论文; 深度论文; 机组论文; 系统论文; 入口论文; 浓度论文; 《电力设备》2019年第11期论文;