300MW循环流化床锅炉深度调峰技术研究与应用

贺晓勇

【摘  要】文章以300MW循环流化床锅炉为切入点，以陕西郭家湾电厂为研究对象，针对其锅炉深度调峰技术的应用过程与效果进行分析，旨在明确深度调峰工作的实质作用。首先阐述深度调峰的目的，并且对锅炉设备进行概述，其次围绕该锅炉进行110MW，100MW，90MW等负荷段的调峰测试，最后对调整测试结果进行总结，希望对相关研究人员提供参考与借鉴。

【关键词】循环流化床;深度调峰;应用效果

引言

近些年，陕西省新能源发电装机容量虽然显著提升，但是消纳新能源电力的基础空间却呈现出不足的趋势。由于火电机组调峰和供热矛盾突出，电力平衡困难，这样便会对企业的能源成本支出造成极大的压力。郭家湾电厂地处陕北区域，是陕西电网的末端，远离电网负荷中，电厂受电网结构和新能源消纳两方面的影响，因此，郭家湾电厂针对循环流化床锅炉进行深入调峰优化，从而使企业能够得到更多的能源补助。

1.锅炉设备概况

陕西郭家湾电厂选用哈尔滨锅炉厂制造HG-1065/17.5-L.MG44型锅炉为循环流化床，该设备由自然循环汽包炉、紧身封闭、平衡通风、固态排渣、全钢架悬吊结构、炉顶设大罩壳。锅炉主要由炉膛、4个高温绝热分离器、4个回料阀、尾部对流烟道、6台冷渣器和1个管式空气预热器等部分组成。炉膛内布置高温屏式再热器和两级过热器，以增加过热器系统和再热器系统的辐射受热面积，使过热汽温和再热汽温具有良好的调节特性。

2.循环流化床锅炉深度调峰具体措施

2.1 110MW负荷深度调峰指标控制情况

其次降负荷至110MW，氧量基本控制在3%至3.5%之间，在试验过程中观察锅炉出口各项指标的变化情况。具体数据如表1与表2所示。

从试验结果看该负荷段氧量控制在3-3.5%之间;炉内SO2原始排放值稳定在90-100mg/Nm3;吸收塔风量维持在1978KNm3/h;吸收塔床层压降0.9KPa;锅炉总风量400KNm3/h;投入炉内石灰石系统后NOx排放值上升至50mg/Nm3;尿素流量增加至0.2m3/h。

2.2 100MW负荷深度调峰指标控制情况

再次降负荷至100MW，氧量基本控制在3%至3.5%之间，在试验过程中观察锅炉出口各项指标的变化情况。具体数据如表3与表4所示。

从试验结果看该负荷段氧量控制在3.2～3.5%;炉内SO2原始排放值稳定在40-50mg/Nm3;吸收塔风量维持在1978KNm3/h;吸收塔床层压降0.9KPa;锅炉总风量400KNm3/h;为防止NOx突升提前将尿素流量至0.6m3/h;此负荷段烟再风机入口开度增加至40%。

2.3 90MW负荷深度调峰指标控制情况

最后降负荷至90MW，在试验过程中观察锅炉出口各项指标的变化情况如表5所示。此负荷段烟再风机入口开度可根据锅炉氧量调整至50%～100%。

该负荷段氧量控制在2.5～3%;炉内SO2原始排放值稳定在25-30mg/Nm3;吸收塔风量维持在1870KNm3/h;吸收塔床层压降0.93KPa;锅炉总风量380～390KNm3/h;根据此次锅炉深度调峰的数据分析结果，当机组维持90MW负荷运行时，锅炉整体燃烧稳定，各主要参数在规定范围，可以保证自身安全、环保的运行质量。

3.深度调峰应用成果

综上所述，郭家湾电厂机组经过深度调峰后可以在90MW负荷下安全稳定运行。例如，当每天进行深度调峰5小时，经济测算结果如下：（1）150MW-120MW损失电量补偿为4.8万元;（2）120MW-90MW损失电量补偿为11.25万元;（3）日深调补偿共计16.05万元;（4）由于深调期间损失电量为30万度，深调升降负荷幅度较大，在升降负荷期间损失电量按50万度计算。因此发电量降低后的经济直接损失为3.2万元，（5）当负荷降至90MW后，供电煤耗约上升10克/度，每天约增加标煤用量4.5吨，每吨标煤按300元计算，煤量增加后的经济损失0.135万元。最后进行汇总核算，得出在进行深度调峰后每天可盈利12.715万元，能够为郭家湾电厂的可持续发展提供助力。

参考文献

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