顾小星 张磊 徐海燕 左伟伟
（国电江苏电力有限公司谏壁发电厂 江苏镇江 212006）
摘要：本文通过对某厂1000MW机组深度调峰过程中的一些难点进行分析，并结合当前国内深度调峰的新技术，探讨了适合某厂实际的设备改造，以及运行调整的优化。以便在今后深度调峰过程中使用，并可供同类型机组进行参考。
关键词：1000MW；深度调峰；稳燃；脱硝SCR；运行调整
引言
近几年，随着江苏电网内风电、光伏等新能源装机容量的增加，同时区域外受电大幅提高，江苏电网日常运行中负荷的峰谷差日益增大，给电网的调度带来了极大的困难。为缓解电网的调差矛盾，江苏电网调度中心对燃煤机组的调峰能力在原50%额定出力的基础上提出新的要求：2018年底前江苏省内300MW及以上统调燃煤发电机组调峰深度达到机组额定出力的40%。
1 机组简介
某厂#13/14锅炉为上海锅炉厂生产的超超临界直流锅炉，型号为SG—3040/27.56—M538。单炉膛塔式布置形式、一次中间再热、四角切圆燃烧、摆动喷嘴调节、平衡通风、全钢架悬吊结构、露天布置、采用机械刮板捞渣机固态排渣的锅炉。
汽轮机为上海汽轮机厂引进德国西门子技术设计制造的组合积木块式，超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排气、双背压、八级回热抽汽、反动凝汽式汽轮机，型号N1023-26.25/600/600（TC4F）。
发电机为上海汽轮发电机有限公司引进的西门子技术，生产的型号为THDF-125/67型汽轮机直接拖动、隐极式、二级、三相同步汽轮发电机。冷却方式为水氢氢，采用机端自并励静止励磁。
2深度调峰过程中难点的分析与探讨
2.1深度调峰的要求
江苏电力调度控制中心下发了《江苏电网统调发电机组深度调峰技术规范》对深度调峰提出了具体要求：1、机组的环保设施正常运行，机组排放满足标准要求。2、机组能够确保不影响供热。3、调峰深度：第一档，40%额定出力及以下；第二档，35%额定出力及以下；第三档，30%额定出力及以下。
2.2深度调峰过程中难点的分析
2.2.1深度调峰过程中锅炉的稳燃
由于深度调峰时随着燃料的逐渐减少，锅炉内温度的逐渐降低，燃烧工况愈发恶劣，以及制粉系统发生故障，很容易发生锅炉的燃烧不稳。严重时，锅炉灭火保护动作，锅炉MFT。为保证锅炉燃烧稳定，可采取以下措施：
1、深度调峰时，尽量使用相对高热值的煤。
2、发生制粉系统故障（给煤机跳闸、给煤机断煤等），或燃烧不稳时，立即投入油枪。
3、尽可能的提高磨煤机出口温度、降低磨煤机出口一次风速以及提高旋转分离器的转速。
4、控制好氧量，合理调整一、二次风配比。
5、尽可能的减少锅炉本体漏风。
2.2.2深度调峰过程中锅炉的‘干态’与‘湿态’运行
由于深度调峰时炉膛的热负荷低，水冷壁吸热偏差变大，水动力循环差等，使中间点过热度相对偏低。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆若遇到干扰（如给煤机/磨煤机跳闸、给煤机断煤等），锅炉就有可能由‘干态’转至‘湿态’运行。为保持锅炉的‘干态’运行，可采取以下措施：
1、强化炉膛燃烧，控制好水煤比，减少水冷壁的吸热偏差。
2、发生给煤机跳闸、给煤机断煤等故障，立即投入油枪。
3、可降低机组真空，或开大冷再对外供热，以增加锅炉热负荷。
4、在深度调峰时将高、低压旁路参与调节，以增加锅炉的热负荷，而发电机的电负荷满足调峰需求。
5、进入‘湿态’时，注意调整分疏箱水位，防止受热面进水。
6、分疏箱水位正常后，开启启动循环泵，进行回收，减小热水的排放。
2.2.3深度调峰过程中脱硝SCR的运行
由于深度调峰过程中随着燃料的逐渐减少，炉膛温度逐渐降低，脱硝SCR入口烟温下降，而其运行最佳温度308-420℃。若烟温过低运行，耗氨量将增加，并可导致预热器堵塞加剧。
正常机组负荷500MW以上脱硝SCR投入运行。而按照新要求，深度调峰时脱硝SCR必须运行。因此，可进行相应的设备改造。目前，国内机组提高脱硝SCR入口烟温的方法有：省煤器加装再循环管路、省煤器加装烟气旁路、省煤器分级布置、增加#0高压加热器（利用西门子汽轮机的补气阀）。结合国内相关机组改造后的使用情况，以及投资成本的考虑，认为在省煤器加装再循环管路的改造最为经济，且在使用中操作简便。
2.2.4深度调峰过程中给水泵的运行
深度调峰过程中由于给水量的减少，导致给水泵的转速下降。转速小于2900r/min，会导致给水泵遥控切除，造成给水量波动，而给水量过低，锅炉MFT动作。转速低，还会导致其排汽温度升高。为了能够保持给水泵转速大于2900r/min，可进行以下调整。
当机组负荷500MW时将一台给水泵小机汽源切至辅汽运行。开启再循环或将给水切旁路运行。转速偏低时，可适当提高主蒸汽压力、并关小给水旁路调门。必要时，可停用一台给水泵。
2.2.5深度调峰过程中汽动引风机（汽引）的运行
深度调峰时由于汽引的进汽与排汽压差小，做功能力下降，导致汽引的转速较低。转速低会影响炉压的控制，同时影响对外供热。因此，必须保证汽引转速在4000r/min以上，且对外供热不受影响。可进行如下调整：
负荷降低时逐步降低汽引排汽压力，将供热流量（汽引排汽）回收至除氧器及辅汽联箱。排汽至除氧器调整器开大后，除氧器压力会升高，可逐步关小四抽至除氧器调整门，防止汽引排汽压力突然降低，四抽对除氧器造成冲击。并根据情况，调整PCV开度。以保证汽引小机转速在4000r/min以上。
当汽引排汽压力低于供热母管压力时（供热母管压力0.95MPa左右），关小汽引排汽至供热电动门，直至汽引排汽完全回收至除氧器和辅汽联箱，同时开大冷再至供热母管调整器，加大对外供热。
3、结语
目前，该厂进行了深度调峰第一档40%额定出力的试验，由于试验前，对可能出现的问题进行了充分讨论和提前布置，试验取得成功。为后期该厂其他机组的深度调峰试验及以后的深度调峰运行积累了经验。
参考文献：
[1]王刚 1000MW超超临界火力机组深度调峰研究 《电工文摘》，2017（6）：8-10
[2]李聪 1000MW机组低负荷安全运行策略 《华北电力技术》，2014（2）：50-54
作者简介：
顾小星（1983-），男，工程师，主要从事火力发电厂机组的运行维护工作。
论文作者:顾小星,张磊,徐海燕,左伟伟
论文发表刊物:《河南电力》2018年7期
论文发表时间:2018/9/13
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