【实战经验】2号机组深度调峰低负荷稳燃试验方案

【实战经验】2号机组深度调峰低负荷稳燃试验方案

一、目的

受到东北电网机组深度调峰影响，根据公司要求，计划对2号机组进行深度调峰低负荷稳燃试验，试验计划将2号机组负荷减至230MW，能够长期稳定运行。

二、低负荷稳燃试验组织机构

组长：姚大春

副组长：张宏伟王宏光

组员：张勇秦英武吕学霞周作发薛云海翟金星于龙原志国当值值长

职责：

1.组长负责低负荷稳燃试验方案的审核和整体工作统筹协调和部署工作；负责对低负荷稳燃试验提出重点要求，并监督工作落实情况。

2.副组长指导低负荷稳燃试验方案的编写，负责审核和整体工作统筹协调和部署工作；负责指导解决试验过程中存在的重点、难点问题；对低负荷稳燃试验提出重点要求，并监督工作落实情况。

3.组员负责低负荷稳燃试验方案技术措施的编写，风险预控落实。试验过程中进行技术指导，对突发事件采取应对措施。

4.组员负责试验后形成试验报告报送公司领导。

三、机组低负荷稳燃试验技术措施

（一）试验条件及准备工作

1.机组运行稳定，无影响机组进行低负荷稳燃试验的设备缺陷。

2.制粉系统组合方式为A、B、C、D或B、C、D、E制粉系统运行。试验时不允许制粉系统断层运行。

3.微油点火油枪及各层点火油枪试验好用，无缺陷，油压保持在3.0MPa。

4.入炉煤煤质发热量在2900大卡以上，煤质稳定。

5.热工火检正常（试验期间退出运行磨煤机2/4无火保护，试验期间观察各层火检情况，确定是否修改为3/4无火）热工负责，无闪烁现象，锅炉燃烧稳定。

6.炉膛吹灰器禁止投入运行。

7.机组供热切换至1号机组供热，2号机组冷再至辅汽调门保持全开位。

8.备用制粉系统油站投入运行，油压正常，磨煤机启动条件允许（热工强制），具备随时启动条件。

9.各层燃烧器摆角保持水平位置。

（二）试验方法及操作步骤

1.机组负荷280MW运行稳定，A、B、C、D制粉系统运行，E磨煤机备用，具备快启条件。

2.申请调度，2号机组减负荷至230MW。

3.机组保持机跟随运行方式。

4.减负荷前确认机组供热切换至1号机组供热，2号机组冷再至辅汽调门保持全开位。

5.机组开始减负荷，逐渐减少给煤量，负荷减至275MW，观察锅炉燃烧情况，锅炉应燃烧稳定，炉膛负压波动在-80~-150Pa之间，火焰电视观察炉膛火焰明亮，充满炉膛，火焰呈金黄色。

6.停留10分钟，观察火检无闪烁现象，锅炉燃烧稳定，按第5条方式机组继续减负荷，每次降负荷5MW，依次减少给煤量。

7.及时调整运行制粉系统各参数正常：入口风量120~140t/h，出口风压2.0~2.5KPa，出口风温52~80℃，入口风温小于350℃，磨煤机电流小于55A，给煤量25~50t/h，磨煤机入口风压6.5~7.5KPa,粉管风速18~28m/s，液压油作用力大于反作用力1.0~2.0MPa，将作用力及反作用力投入自动控制，观察磨煤机三个磨辊上升信号消失。

8.逐渐降低一次风量，保证一次风压不低于8.0KPa稳定运行。

9.逐渐减少送风量，控制总风量在33%-38%额定风量。各层二次风门开度按如下要求设置，未运行的燃烧器二次风门及周界风门开度控制在10%，投运的燃烧器二次风门开度不超过80%，燃尽风门开度保持在10%开度，A、B侧二次风道调压风门开度不大于70%，保证合理组织燃烧工况。

10.机组减负荷过程，如空预器电流升高，大于20A且有摆动现象，立即将送风、一次风空预器密封提升装置抬起。

11.监视锅炉汽包水位，汽包水位维持在±50mm，当汽包水位波动达到0±100mm，停止减负荷，进行手动调节。

12.控制炉膛负压波动范围在-80~-150Pa之间，如锅炉燃烧不稳时，负压波动增大，及时停止减负荷，投油稳燃，增加给煤量。

13.机组根据负荷采取滑压运行方式，滑压曲线见附件1，加强主、再热蒸汽温度的监视和调整，主、再热蒸汽要有50度以上过热度，最低不得低于500℃/460℃。

14.加强燃烧调整，控制脱硝入口NOX浓度在500mg/Nm3以下，出口NOX浓度控制在30mg/Nm3以下，氨空混合器调门控制在70%，留有调整裕量。控制尿素水解反应器压力在0.58MPa。

15.调整辅汽压力在0.7MPa以上运行，必要时增加1号机组负荷至320MW。

16.机组负荷减至230MW或给煤量减至180吨，机组停止试验，观察锅炉燃烧应稳定运行。

17.机组带负荷230MW稳定运行1~2小时后，试验结束，请示调度，机组加负荷至280MW以上。

四、机组低负荷稳燃试验安全措施

1. 试验期间专门设一台电脑全程监视炉膛负压和火检运行情况，若锅炉出现炉膛负压波动增大、火检波动闪烁等燃烧不稳迹象时，应及时投油助燃，并停止试验，增加锅炉燃料量，防止火检保护动作，派人到就地检查燃烧情况并确认油枪有无漏油现象。

2. 炉膛火检消失，锅炉已经灭火或濒临灭火、局部灭火，严禁投入油枪助燃，防止爆燃发生。

3. 如试验期间制粉系统跳闸，立即终止试验，投油稳燃，增加运行制粉系统给煤量，启动备用制粉系统运行。

4. 试验期间注意注意监视磨煤机电流、入口一次风流量、出口风压、出口风温、各粉管温度、一次风速、煤粉浓度等

参数正常，及时调整运行制粉系统各参数正常，发现异常及时查找原因，防止磨煤机振动或跑煤事件发生。

5. 发现磨煤机堵磨，需通风吹扫时，必须控制入口温度小于90℃，严禁只用热风通风，防止磨煤机着火爆炸。

6. 当发生MFT等异常事件，导致磨煤机紧急停运时，再次启动磨煤机前，应投入油枪助燃，确保点火能量满足。启动磨煤机时，用冷风调节，控制磨煤机入口温度小于90℃，通风量大于120t/h。

7. 当磨煤机堵磨跳闸、急停磨煤机后，磨煤机入口温度在200℃以上，且温度有升高趋势，应通入惰化蒸汽。严禁随意打开磨煤机人口门进行检修，防止通入空气导致爆炸。惰化蒸汽通入30分钟，磨煤机冷却降温至56℃以下，开启冷风关断门、调节门，将磨煤机内存粉吹入炉膛燃烧。在通风吹扫过程中，控制磨煤机入口、出口、粉管温度不超过85℃。当发现温度持续升高时，立即停止通风吹扫，再次通入惰化蒸汽。

8. 控制石子煤排渣箱渣位不超过2/3，并及时定期清除磨煤机排渣箱内石子煤，以防排渣箱内石子煤自燃及堵磨的发生。

9. 试验期间，脱硝催化剂声波吹灰要保持连续吹灰。

10. 试验期间，密切监视锅炉风烟系统各参数运行情况，特别注意锅炉送风量、锅炉氧量、二次风挡板开度、一次风压、温度、各层二次风箱压力等参数，及时调整锅炉氧量，使风量、风压、差压参数在正常范围内。

11. 注意对烟道（炉本体画面、烟风系统画面、脱硝系统画面）各处温度、氧量的监视，是否有局部温度升高、氧量降低的现象，确认局部有燃烧迹象，可采取投入蒸汽吹灰的方法进行吹扫和惰化。

12. 240MW负荷以下，注意监视省煤器、空气预热器烟道在不同工况下的烟温，发现不正常升高，应就地及时检查。

13. 试验期间炉膛内吹灰器禁止吹灰，锅炉负荷低于240MW时，空预器吹灰器连续吹灰。

14. 试验期间，监视各段受热面金属温度不超限，主再热蒸汽温度在允许范围内。

15. 试验期间，控制总风量在33%-38%额定风量。各层二次风门开度按如下要求设置，未运行的燃烧器二次风门及周界风门开度控制在10%，投运的燃烧器二次风门开度不超过80%，燃尽风门开度保持在10%开度，A、B侧二次风道调压风门开度不大于70%，保证合理组织燃烧工况。

16. 试验期间，加强脱硝系统氮氧化物控制，控制脱硝系统入口氮氧化物浓度在500mg/Nm3以内，氨空混合器调节门开度在70%以内留有裕度，尿素水解反应器压力在0.58MPa运行，脱硝出口氮氧化物浓度控制在30mg/Nm3左右。

17. 试验期间保证辅汽压力在0.7MPa以上运行。

18. 试验期间，除氧器压力低，造成给水泵前置泵入口压力较低，有效汽蚀余量较低，容易造成给水泵前置泵汽蚀。加强对给水泵的监视检查，特别是振动、给水流量等参数监视，发现参数异常及时分析处理，防止给水泵前置泵汽蚀。

19. 在试验期间，要加强轴封系统各参数的检查，保证轴封供汽压力在40KPa左右，低压轴封供汽温度保持在121-177℃左右。

20. 监视真空喷射系统汽源压力不得低于0.65Mpa，当机组背压波动较大或各列抽真空管温度较难维持，可维持3台真空泵运行。

21. 保证一次风压不低于8.0KPa稳定运行。

22. 负荷在240MW以下或投入油枪稳燃后，应保持空预器连续吹灰，并监视尾部各烟气温度变化，防止尾部烟道积粉

二次燃烧。

23. 保持总风量及炉膛负压稳定，防止两台引风机“抢风”现象发生，控制总风量＞33%以上。

24. 试验期间加强锅炉汽包水位监视，汽包水位维持在±50mm，实施对照给水流量与蒸汽流量变化趋势，发现汽包水位波动，及时调整。

25. 试验期间，应注意监视除氧器及排气装置液位，以及自动跟踪情况是否良好，否则应短时手动调整，避免除氧器及排气装置水位过高或过低。

26. 试验期间严密监视空冷凝汽器各列凝结水温度，控制在35℃以上运行，并保证其系统过冷度在3～5℃之间，各列抽空气温度，应控制在20℃以上运行，当过冷度达到5℃或抽真空管温度达15度时，运行人员应及时调整（按空冷岛防寒防冻方案执行）。

27. 试验期间随负荷降低，严密监视空冷岛各运行参数，严格执行空冷防冻措施，控制机组背压20～25Kpa运行。

28. 当空冷风机全部停用，顺流防冻装置全部关闭，各列凝结水温度低于35℃时，应逐渐停止单列散热器运行。停运顺序为：8-1、7-2、6-3；先关单列散热器进汽隔离阀，抽空气蝶阀，凝结水阀保持全开，各列抽真空电动门1小时后关闭。

29. 试验期间，加强对主机轴向位移、振动、胀差等参数的监视、调整，发现参数异常时及时采取措施。

30. 试验期间出现其它异常按《机组启停及正常运行风险预控措施》要求执行。

31. 试验期间将2号机组一次调频死区增大至±4，强度减弱。

32. 试验期间，全面检查现场、DCS画面参数，发现异常及时调整，并做好记录。

四、2号机组低负荷稳燃试验控制要点及参数

附件3: ACC最小需要的热负荷和气温的关系表

电网统调发电机组深度调峰技术规范(doc 53页)

电网统调发电机组深度调峰技术规范(doc 53页)

电调〔2017〕198号 江苏电力调度控制中心关于印发《江苏电网统调发电机组深度调峰技术规范 （试行）》的通知 各统调电厂、江苏方天电力技术有限公司： 近年来，我省风电、光伏新能源装机规模不断增加，同时整体受电规模也大幅提升，电网调峰矛盾日益突出。 为缓解我省出现的调差缺口矛盾，提升统调机组调峰能力，江苏电力调度控制中心在总结我省首批深度调峰工作基础上，制定了《江苏电网统调发电机组深度调峰技术规范（试行）》（见附件），现予以印发并提出以下工作要求： 1.坚持目标导向，原则上要求2018年底前全省30万千瓦 — 2 —

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江苏电网统调发电机组深度调峰技术规范 (试行) 第一章总则 第一条为规范发电机组深度调峰技术标准，促进江苏电网发电机组调峰能力提升，参照国家和行业现行有关技术标准，结合江苏实际，制定本技术规范。 第二条本规范适用于江苏电网统调公用燃煤发电机组。 第二章技术要求 第三条机组深度调峰的基础要求：机组在保证安全稳定运行前提下，满足以下要求： （一）机组的环保设施正常运行，机组排放满足标准要求。 （二）机组能够确保不影响供热要求。 （三）调峰深度要求：调峰深度分三档，最低出力等级要求为40% Pe及以下。 调峰深度分档出力等级最低技术出力范围第一档40% Pe 40% Pe≥P＞35% Pe 第二档35% Pe 35% Pe≥P＞30% Pe 第三档30% Pe 30% Pe≥P — 4 —

Pe：机组额定出力； P：机组出力。 （四）响应时间要求：机组从50% Pe调整至最低技术出力所用时间不超过1.5小时。机组从深度调峰状态恢复出力至50% Pe的时间不超过1小时。 （五）进相能力：机组在深度调峰范围内运行时，发电机进相能力不小于50% Pe时的进相能力。 （六）一次调频：具备深度调峰能力的机组在深度调峰运行方式期间，一次调频DX15 /DX30 /DX45响应指数必须达到0.2/0.3/0.35。对不同一次调频性能分档如下： 一次调频性能一次调频等级 DX15 /DX30 /DX45 一次调频指数范围 第一档-基础要求0.2/0.3/0.35 0.4＞DX15≥0.2 0.6＞DX30≥0.3 0.7＞DX45≥0.35 第二档0.4/0.6/0.7 DX15≥0.4 DX30≥0.6 DX45≥0.7 DX15 ：0至15秒一次调频响应指数； DX30 ：0至30秒一次调频响应指数； DX45 ：0至45秒一次调频响应指数。 第四条具备深度调峰能力的机组，除机组深度调峰的基础要求外，应尽量保证低负荷期间AGC性能。对不同AGC性能分档如下： AGC性能AGC等级调节范围(%Pe/min) — 5 —

新能源结构下火电机组深度调峰技术浅谈

新能源结构下火电机组深度调峰技术浅谈 摘要：近年来，随着国家政策的大力扶持、以及新疆地区得天独厚的能源储备，新疆地区火电机组装机容量快速攀升。在此背景下，自治区研究酝酿出台电力辅 助市场规则，各发电企业纷纷尝试深度调峰下限。本文从实际案例中简述了深度 调峰技术，以及影响深度调峰技术的几个因素。 关键词：深度调峰；火电；脱销；低负荷 1 概述 近年来，新疆电网电源装机容量快速攀升，2016年新疆电网电源装机总规模 突破7692万千瓦，然而电网可调节电源容量为2531万千瓦。其中，承担调峰主 力的公用火电厂容量为2271万千瓦，公用水电容量260万千瓦。省调可调节电 源占比仅为32.91%。电网调峰容量少，维持电网稳定运行的压力巨大。 2 火电厂深度调峰试验情况 目前新疆电网在快速发展的同时，也日益凸显了一些问题。电源与电网发展 不协调、跨省消纳壁垒严重、市场和政策机制不健全等问题日益突出。电网公司 为进一步促进发掘火电厂调峰能力，于2017年初，新疆针对《新疆电力辅助服 务市场运营规则》进行了征求意见，文中初步计划，公用火电机组有偿调峰基准 点基本在45%～50%之间。在此背景下，华电新疆发电有限公司乌鲁木齐热电厂 近期开展了超低负荷稳燃试验，以探求深度调峰潜力。 2.1超低负荷试验情况 试验于2017年3月28日进行，以火焰检测信号稳定，不触发机组保护动作；脱硝入口温度280℃以上，维持脱硝设备正常工作；炉膛温度保持在850℃以上，保证炉内稳定燃烧，为三条判定机组稳燃低负荷的核心依据。 2号机组负荷从150MW降至100MW（30.3%额定负荷），机组运行各项参数平稳，炉膛火焰检测信号良好，实测脱硝入口温度305℃，实测炉膛温度1100℃。保持100MW负荷稳定运行3小时，此时出现锅炉排渣量大，为了避免排渣设备 过载引起设备故障，决定终止试验升负荷，同时机组消缺整顿。次日继续试验， 采用滑压运行方式缓慢降负荷，降至90MW负荷。此时机组各项运行参数平稳， 4号磨煤机1号角火焰检测信号出现闪动，但总体稳定，脱硝入口温度降至 295.5℃，NOx排放浓度65.9mg/m3，实测炉膛温度1050℃。 图1 实验中DCS画面 采用滑压运行的方式继续缓慢降负荷，负荷降至80MW时机组主蒸汽温度537.5℃，主蒸汽压力10.48MPa，4号磨1号角、3号角火焰检测信号出现闪动， 但总体稳定，脱硝入口温度降至294.4℃，总排口NOx排放浓度73.4mg/m3，实 测炉膛温度1000℃，80MW（24%BMCR）为此次试验确定的最低断油稳燃负荷。 3影响火电机组参与深度调峰安全性和经济性的主要因素 3.1燃烧稳定性 机组深度调峰（DPR）时，锅炉处于超低负荷运行工况，炉膛热强度较弱， 其适应工况变动的能力也较弱。所以，锅炉低负荷运行时应选择主力磨煤机运行 方式，应保证较高的二次风箱和炉膛差压，提高着火的稳定性。但断油超低负荷 运行时、降负荷速率较慢，需根据运行参数判断，未必能快速响应调峰需求。同时，若机组长期低负荷运行、快速响应调峰指令，对机组燃烧经济性，及机组运 行寿命具有一定的影响。

1000MW机组深度调峰的探讨

1000MW机组深度调峰的探讨 发表时间：2018-09-13T09:04:45.707Z 来源：《河南电力》2018年7期作者：顾小星张磊徐海燕左伟伟 [导读] 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 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。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。

火电机组深度调峰控制技术

火电机组深度调峰控制技术 发表时间：2017-06-13T11:56:38.163Z 来源：《电力设备》2017年第6期作者：陈亭[导读] 火电机组是现阶段电力系统当中的一个常见组成部分，而调峰控制技术是维护地电力生产以及安全运输的重要手段。 （贵州黔东电力有限公司贵州镇远县 557700） 摘要：随着社会的发展以及时代的进步，我们国家近几年的经济水平有了很大程度的提升，在实际的发展过程当中人们对于社会当中各个行业的发展提出了更高的要求。就电力行业的发展来说，其在近几年的发展当中取得了长足的进步。但是电力市场需求量的进一步增加，让电力企业的电力生产以及电力传输受到了极大程度的冲击。火电机组是现阶段电力系统当中的一个常见组成部分，而调峰控制技术是维护地电力生产以及安全运输的重要手段。藉此，本文对调峰控制技术进行了简要的研究。 关键词：火电机组；深度调峰；控制技术 1 引言 随着我们国家经济的进一步发展，人民的生活水平有了很大程度的提升。在现阶段的发展过程当中，我国电网装机容量逐渐增加，这在一定程度之上促进了我们国家的电网结构进一步改革。第一产业用电量的逐渐降低与二三产业用电量的逐渐增加使得电网峰谷差进一步扩大。基于此种现象，火电机组参与调峰工作成为了一种必然现象。因此，对火电机组深度调峰控制技术的研究有着鲜明的现实意义。 2 国内外研究现状 2.1国内研究现状 随着我们国家额的电网峰谷差逐渐扩大，原有电力结构表现出的适应性问题受到了社会各界的广泛关注。现阶段我们国家的蓄能电站所占全国的比例为2%。与基本要求10%之间仍然相差较多。就我们国家的华中电网来说，其面临的调峰形势十分严峻。为了可以更好的解决现阶段额的调峰问题，华中电网提出通过建完善的电力系统来达到最终的目的。目前东中部电网提出了建立风抽水电形式的调峰电源，以解决所面临的发展问题。 2.2国外研究现状 现阶段全世界都在面临着同样的一个问题那就是资源短缺。所以一系列的新型的可再生发电项目出现在了人们视野当中，但是新型电力生产为电网的调峰问题带来了新的挑战。为了可以进一步解决这个问题，各个国家都做出了积极的应对。例如日本的东京电力公司在实际的建设过程当中应用了超临界压力35万千瓦的机组。法国作为一个核电大国，通过优化电站结构，建立抽水蓄能电站来解决调峰问题。 3 影响火电机组深度调峰的主要因素 3.1煤质特性的影响 就火力发电来说，其机组在进行深度调峰的过程当中，所具有的最低负荷往往是锅炉的最低稳燃负荷所决定的。而锅炉的最低稳燃负荷在实际的工作过程当中往往又是由煤质特性所决定的。基于现阶段我们国家的能源动力基本来源于劣质煤。并且因为近几年的经济市场较为复杂，煤价变动较大，所以也使得电厂在实际的生产过程当中，煤质特性波动问题也十分严重。出于对最低稳燃负荷考虑，在实际的应用过程当中应该进一步控制煤的质量。 3.2水动力工况的安全性 当电力系统当中的火力发电机组参与到实际的调峰过程当中，这个时候锅炉的运行会处于飞符低负荷运行状态。而低负荷的运行会使炉内的火焰充满程度逐渐下降，这也就是低负荷下锅炉膛受热不均的主要原因。而当锅炉膛的受热不均匀的时，水冷壁当中的各个循环管路的水流量分配也会不均匀。最终将会导致水循环的速度发生偏差，从而发生水循环倒流以及水循环停滞等问题。 3.3制粉系统的影响 制粉系统是电力系统当中的一个重要组成部分，其在实际生产当中的应用作用是为锅炉输送干燥的煤粉。在这个系统当中，因为煤质特性发生了变化，所以很可能出现漏媒等问题。由于长期运行，煤粉长期冲刷煤粉管道，造成煤粉管道变薄，或者加装衬板后，由于间隙的存在，也会造成漏煤。不仅会导致磨煤机电耗增加，也会影响到机组的安全经济运行。 3.4汽轮机末级叶片的安全性 整个火电机组在实的低负荷运行过程当中，因为蒸的流量将会进一步降低，所以动叶片根部会出现汽流脱离的问题，最终将会形成水蚀。水蚀是一种将会对叶片气动性造成影响的现象，最终将会是汽轮机产生应力集中问题，叶片截面面积减小也是这种原因所造成的现象。最终使得整个机组安全性出现问题。 在实际的生产过程当中，机组当中的末级叶片颤振问题将会时常发生。而过小的通流量将会直接增加设计工况的偏离效率，最终形成卡门涡街的现象。所以在对设备型号选择的过程当中，应该主要选择设计上最为合适的叶片流型，以及冲角不敏的叶片。这样就可以可以在极大程度之上增加叶片的反动度。而低压缸当中应用到的喷雾装置是为了进一步控制温度，从而达到降低水蚀影响的目的。采用以上多种方法可以有效的避免水蚀和颤振，这样就为汽轮机的运行提高了安全保障。 3.5 运行人员水平的影响 在实际的运行与维护过程当中运行人员水平也会直接影响到调峰。在实际的工作过程当中，运行人员需要时刻保持一个清醒的思维。并需要严格的准守相关操作的规章制度。为了可以保证在调峰的过程当中可以保证机组的安全，则需要对其实际的运行管理方法进行规划。以求在调峰过程当中各个设备可以合理的进行运行。运行人员应该具备做好炉膛灭火的事故预想的充分准备，防止在以外发生时出现混乱，造成事故的恶化。对于分层投运的燃烧器，集中供二次风，避免分散，优化运行氧量。磨煤机及燃烧器投运尽可能均匀、对称。 并且在实际的调峰过程当中为了可以进一步避免调峰过程当中出现不良的后果，所以在进行工作之前还需要对整个机组调峰进行网调沟通，以此为基础进一步完善工作的合理性，网调是整个电力系统当中的重要组成部分，也是整个电力系统的大脑所在，其实际应用需要进一步进行完善，以维护工作人员与其合理调度过程当中的科学性与规范性，达到二者之间的无缝对接。 4 结论 本文以上内容立足于火电机组深度调峰控制技术的基本表现，对其在实际过程当中所受到的外界因素影响进行了简要的研究。通过对深度调峰控制技术的应用进一步促进我们国家电力行业的发展。虽然在实际的应用过程当中，这种技术发挥的作用是十分明显，但是相关的技术人员仍然需要对其进行进一步的完善，以保障技术应用的高效性与便捷性。

机组深度调峰运行处置预案

广西xxxxxxxx东电厂机组深度调峰运行处置预案 编写日期：年月日审核日期：年月日批准日期：年月日 编制日期：2015年02月27日

机组深度调峰运行处置预案 为确保机组深度调峰期间，锅炉低负荷工况下安全稳定运行，防止发生锅炉灭火事故，结合本厂实际，特制定本预案。 一、机组深度调峰运行注意事项 1、接到机组深度调峰指示后，立即对锅炉油枪（微油枪、大油枪）进行试验，有缺陷立即联系维护处理。维护处理后验收时，必须再次试验油枪着火正常。 2、机组深度调峰期间以稳定锅炉燃烧为第一要务，其它指标控制应在保证锅炉稳燃的基础上方可适当考虑。 3、机组负荷降至低负荷时（70MW），应投入微油点火系统，保证至少有三个角微油枪稳定运行，发现微油枪着火变差，应立即分析原因，联系维护清理油枪或调整助燃风等措施保证微油枪着火正常。 4、如微油枪不能保证三个角着火正常，则可根据锅炉燃烧情况投入相应大油枪稳燃。 5、为防止大量冷风进入炉内影响锅炉燃烧，低负荷运行时，将未投运的燃烧器助燃风风门关小到10%左右。 6、锅炉低负荷运行时，不允许吹灰，防止锅炉灭火。 二、机组低负荷运行控制措施 （一）机组调峰降负荷 接到机组深度调峰指示，值长应中调值班员加强沟通，尽可能争取得到机组总负荷在150MW以上运行。 1、总负荷≥150MW时，机组负荷分配---两台机组各带75MW以上。 （1）接到中调调度员令机组调峰、总负荷降至150MW时，即按规程规定进行操作，机组负荷90MW以下按1MW/min速率缓慢降负荷，直至目标值。 （2）降负荷停磨煤机时应优先保留下层磨运行以确保可以投入微油枪，应尽量避免燃烧器隔层投运；无特殊情况严禁A+D磨运行的方式。 （3）在机组降负荷过程中，应严密监视汽包水位、锅炉火检信号，确保锅炉稳定运行；控制好锅炉汽温、汽压下降速率，避免汽温、汽压大幅波动。 （4）机组负荷降到80MW以下，为稳定锅炉燃烧，投入所有可运行的微油枪

大机组深度调峰运行的可靠性与经济性研究方式的探讨_赵竣屹

第4期(总第127期) 2005年8月 山　西　电　力 SHAN X I 　EL EC T RIC POW ER N o.4(Ser.127) Aug .2005 大机组深度调峰运行的可靠性与经济性研究方式的探讨 赵竣屹1,孟江丽2 (1.山西省电力公司调通中心,山西太原　030001; 2.山西电力科学研究院,山西太原　030001) 摘要:对大型火电机组参与深度调峰运行的可靠性与经济性进行了研究,并就其深度调峰运行的研究方式、方法进行了有益的探讨。 关键词:火力发电机组;经济调度;优化运行;安全评估中图分类号:TM 31 文献标识码:B 文章编号:1671-0320(2005)04-0027-02收稿日期: 2005-05-18,修回日期: 2005-06-20 作者简介:赵竣屹(1965-),男,山西太原人,1986年毕业于太原工学 院热能动力系,高级工程师; 孟江丽(1964-),女,山西太原人,1986年毕业于太原工学院热能动力系,高级工程师。 近年来我国电源点建设步伐加快、电力用户供电需求发生变化,各电网峰谷差逐年增大。由于电网发展和经营形式的需要,在满足电网安全、稳定的基础上,对电网调峰的综合经济性指标提出了更高的要求,这就需要对调峰经济性进行广泛深入的研究和探讨。经济调峰时段虽占整个电网时段的1/3但对电网的经济运行效益远远超过1/3,一般调峰幅度为30%～50%,从经济角度考虑对30%～50%区间机组出力的合理优化,会产生很大的经济效益。在此情况下机组的经济性和安全性都会受到很大的影响,有必要通过理论计算和相关的试验研究对整套机组作出综合的评价,并可靠地指导机组将来的运行。 1　电网经济运行的方式 电网经济运行的方法主要有基本负荷法、最佳 点加负荷法、等微增原理、协调方程式法、动态规划法、线性规划法、潮流最优化法等,各种方法均主要以发电成本或煤耗进行目标优化。不同的方法,其附加约束条件与数量不同,准确性与可操性不尽相同,但最基本的是电厂机组实际运行中的煤耗特性曲线。但实际运行中的煤耗特性并非简单的线性关系,只有通过机组实际运行试验确定机组可经济安全调峰的负荷区间,并确定机组在此负荷区间最佳经济安全运行方式,拟合出机组实际运行中最佳安全经济调峰曲线。应用多项式回归方法求得各台 机组的发电标准煤耗量与负荷的函数关系,可根据上述不同调峰方式的要求,对此曲线进行分段、多段折线、微分等建模处理,实现机组的负荷优化分配,进一步实现机组实时调峰运行及可视化操作。由此可见机组(尤其是大机组)实际运行中的调峰能力以及在调峰区间的最佳经济性、可靠性是电网调峰的基础。 2　大机组深度调峰的能力及经济性 省电网要求省调电厂现役机组应具有50%的调峰能力,新建改建机组应具有60%的调峰能力。现役大多数机组是按带基本负荷运行设计的,要进一步提高火电机组调峰能力,就必须对机组深度调峰的能力与可靠性、经济性进行研究。2.1　锅炉调峰能力 锅炉调峰能力受到锅炉低负荷的稳定燃烧的制约,需通过一系列的试验来确定,如最低稳燃负荷试验。机组深度调峰运行会涉及到锅炉在变负荷和低负荷运行工况下的水循环安全性,在变负荷时汽包、过热器和再热器的适应性,旁路系统容量和辅机的适应性;空气预热器的积灰和腐蚀、尾部烟道的腐蚀等问题,应进行变负荷和低负荷水循环可靠性试验及变负荷一、二次汽温适应性等试验。 锅炉在变负荷和低负荷运行工况下的经济性,可通过锅炉在额定负荷的90%,80%,70%,60%,50%以及最低稳燃负荷工况下测取锅炉实际热效率。 2.2　汽轮机及其系统深度调峰的经济性 事实上,汽轮机及其系统的经济性是影响电厂发电煤耗的主要因素。机组要适应较大幅度的变工

汽轮机深度调峰能力研究

汽轮机深度调峰能力研究 国内燃煤发电机组容量不断增大，同时随着国内用电总量的变化，对大机组调峰能力的要求越来越高。特别是电网容量的不断扩大，电网负荷峰谷变化区间，600MW及以上火电机组参与深度调峰已势在必行。文章从汽轮机深度调峰能力入手，对影响汽轮机调峰能力的因素进行阐述，并且详细地分析汽轮机深度调峰的技术途径以及优化措施。 标签：汽轮机；深度调峰；途径；措施 前言 国内新能源发电机组总容量快速增加，但大部分新能源机组均受季节和天气影响较大，负荷变化具有不可预见性。特别是新能源机组容量占比较大的地区，要求火力发电机组参与深度调峰。根据电规总院报告，2016年上半年，甘肃弃风率47%，新疆弃风率45%，吉林43%，内蒙古30%。根据中电联《2016年全国电力行业供需形势报告》分析，2015年全口径火电发电量同比下降2.3%，已连续两年负增长，火电发电设备利用小时创1969年以来的年度最低值4329小时。这表明我国电力行业即将进入供大于求的局面。针对这一情况，目前采取的对策是关停、降低小机组的运行时间，采用大型发电机组进行电网调峰并提高已有煤电机组的深度调峰能力、快速爬坡能力以及快速启停能力，为消纳更多波动性的可再生能源，灵活参与电力市场创造条件。 1 深度调峰主要技术路线 1.1 机组背压供热。机组背压供热就是通过对导汽管蝶阀、真空系统、低压转子以及控制系统进行改造，在机组深度调峰时关闭中低压缸导汽管蝶阀，大幅减少进入低压缸蒸汽量[1]。 1.2 蓄热罐供热。在储热思路上发展出外置“蓄热装置”能提高机组深度调峰能力的技术路线。以现世界上最大蓄热储水罐为例，最大容量70000m3，进水温度92℃，能满足400MW机组锅炉9小时满负荷出力能量存储[2]。 1.3 热泵+蓄热罐。利用电能（蒸汽）作为热泵直接驱动力，以汽轮机乏汽冷凝热为热源，吸收汽轮机凝汽器冷却水中的低品位热能。将热泵回收的余热作为机组基础热源，并与蓄热罐结合实现热电解耦。 1.4 旁路供热。对旁路系统进行改造，并进行增容。当电网需求降低时，如汽轮机采暖抽汽供热量不能满足供热需求，可以通过汽轮机的旁路进行供热弥补供热的不足，达到既满足电网的需求，又能够满足热网的需求的目的。 1.5 电锅炉供热。增加电锅炉，当电网需求降低时可增大电锅炉用电量，实现热电解耦，达到满足电热需求的目的。

火电机组灵活性试点深度调峰方案

#1机组20%额定负荷深度调峰方案批准： 审核： 编制： 华能丹东电厂 2016年6月24日

为了在实现深度调峰、灵活调度上继续保持行业领先，近日华能集团在机组深度调峰项目上将我厂作为试点单位，我厂#1机组将进行20%额定负荷（即70MW）深度调峰试验。在深度调峰期间，机组运行工况严重恶化，威胁设备安全。为保证机组安全稳定运行，特编制此操作方案。 一、深度调峰前的准备工作 1、深度调峰前，1A磨上单一煤种（铁法洗粒），并且煤质干燥，保持较高挥发分。（现1B、1D磨运行，提前启动1A，停运1D，保留1A、1B运行，减负荷过程中停运1B）。 2、深度调峰前进行一次油枪动态试验，或将油枪透完备用，保证油枪雾化蒸汽和燃油压力正常。可将原煤斗落煤管振打试验一次，防止棚煤。 3、对锅炉进行一次全面吹灰。 4、确认电泵在热备用状态，防止试验中汽泵跳闸电泵不备用造成锅炉断水。 5、试转BOP、EOP、SOB、顶轴油泵，确认试验正常，恢复至原备用状态。 6、深度调峰前保留单台循环水泵运行。将辅汽至公用系统用户切除，避免低负荷暖风器投用时辅汽用气量大导致汽泵出力不够。 7、深度调峰前，机组负荷在175MW时，将小机汽源由四抽切至辅汽，切换前将辅汽压力降至1Mpa，切换时缓慢开启辅汽至小机电动门，严密监视汽泵转速和给水流量。如果汽泵跳闸及时启动电泵

运行并减负荷，控制汽包水位正常。 8、将增压风机停运。 9、深度调峰前可将1A磨煤机出口分离器挡板开度进行调整，用来减小煤粉细度来提高燃烧稳定性，现1A磨出口分离器挡板已足够小，不必要调节。 10、20%负荷深度调峰存在机组跳闸和环保参数短时超标风险，提前通知股份公司生产值班室、分公司安生部、省调、省环保厅、市环保局。 二、深度调峰减负荷操作 1、负荷减至120MW，保留1B汽泵运行，1A汽泵转速将至3000rpm，保证1A汽泵再循环全开，关闭1A汽泵出口门备用。负荷进一步降低，如果1B小机低压调门开度过大，可将1A汽泵转速降至1800rpm。 2、负荷减至120MW，停运1B凝泵，保留1A凝泵工频运行。现1A、1B凝泵变频运行，将1A凝泵变频切至工频运行，除氧器上水调门投自动调节除氧器水位，将1B、1C备用凝泵的状态切至工频模式。 3、投运暖风器，尽可能提高送风机入口温度，用以提高炉膛燃烧稳定程度和保证较高的烟气温度，避免负荷降低时烟温低导致SCR 停运。（开启省煤器烟气旁路挡板效果不明显，可不必开启） 3、负荷减至120MW以下时，总煤量60t/h左右时，将协调切至TF1，投1A层油枪，停运1B磨组，保留1A磨组运行，控制煤量50t/h 左右，保证燃烧良好。投油时对油枪燃烧情况进行观察，若燃烧不良，

电网统调发电机组深度调峰技术规范标准

电调〔2017〕198号 江苏电力调度控制中心关于印发《江苏电网统调发电机组深度调峰技术规范 （试行）》的通知 各统调电厂、江苏方天电力技术有限公司： 近年来，我省风电、光伏新能源装机规模不断增加，同时整体受电规模也大幅提升，电网调峰矛盾日益突出。 为缓解我省出现的调差缺口矛盾，提升统调机组调峰能力，江苏电力调度控制中心在总结我省首批深度调峰工作基础上，制定了《江苏电网统调发电机组深度调峰技术规范（试行）》（见附件），现予以印发并提出以下工作要求： 1.坚持目标导向，原则上要求2018年底前全省30万千瓦及以上统调公用燃煤发电机组调峰深度达到机组额定出力40%

的要求。 2.各电厂应高度重视机组深度调峰能力建设，尽快落实机组改造计划和资金，加快推进机组调峰能力改造。 3.请方天公司认真履行深度调峰机组试验技术监督工作要求，严格审核试验相关报告，并将结果报江苏电力调度控制中心。 江苏电力调度控制中心 2017年12月15日（此件发至收文单位本部）

江苏电网统调发电机组深度调峰技术规范 (试行) 第一章总则 第一条为规范发电机组深度调峰技术标准，促进江苏电网发电机组调峰能力提升，参照国家和行业现行有关技术标准，结合江苏实际，制定本技术规范。 第二条本规范适用于江苏电网统调公用燃煤发电机组。 第二章技术要求 第三条机组深度调峰的基础要求：机组在保证安全稳定运行前提下，满足以下要求： （一）机组的环保设施正常运行，机组排放满足标准要求。 （二）机组能够确保不影响供热要求。 （三）调峰深度要求：调峰深度分三档，最低出力等级要求为40% Pe及以下。 Pe：机组额定出力； P：机组出力。

机组深度调峰应对措施

机组深度调峰应对措施 从11月6日开始，由于元董线作业负荷受限，我公司仅保留两台机组运行，目前计划保留#2、#4机组，尖峰时段两台机组平均负荷400MW，低谷期间两台机组平均负荷250MW，为保证深度调峰时机组的安全、稳定运行，特制订以下措施： 一、应对调峰的措施与准备： 1、深度调峰期间，#2机组代负荷300 MW，#4机组代负荷200 MW。 2、#2机组代负荷300 MW，保持5台磨运行，不投油；#4机组代负荷200 MW，保持3台磨运行，A磨切为等离子方式，原则上不投油，实际操 作过程中，根据燃烧状况决定是否投油。 3、#2机组负荷减至320 MW时，由热工人员解除“汽泵最小流量再循环门 2RL13S001不开延时1.5秒跳汽泵”条件，并就地强制开启汽泵最小流 量再循环门2RL13S001，锅炉给水主调节器切手动控制，防止给水扰动。 4、#2机组深度调峰结束，加负荷至380 MW，联系热工人员关闭汽泵最小 流量再循环门2RL13S001，跳泵保护暂不恢复。 5、#4机组负荷低于350 MW，开启辅汽供小汽机电动门1/2以上。 6、#4机组280 MW时，卸载一台汽泵，解除汽包水位保护；负荷减至200MW 时，尽量保证下层三台相邻磨运行。 7、#4机组深度调峰结束，加负荷至330 MW，联系热工人员恢复汽包水位 保护，锅炉保持5台磨运行。 8、深度调峰期间，轻油系统保持备用，将燃油压力、温度调整合格。运行 分厂11月5日、6日安排时间对#2、#4炉油枪进行试验。 9、鉴于目前#4炉#1给煤机、#2给煤机变频器频繁跳闸，热工、电气相关 人员对#1给煤机、#2给煤机变频器进行全面检查，制粉相关人员对#1 给煤机、#2给煤机本体进行全面检查，检查结果于11月3日上报生产 技术部。 10、热工、电气相关人员对#4炉#1给煤机、#2给煤机电机及变频器裕度 进行论证，根据检查结果决定是否提高变频器过流跳闸定值，论证结果 于11月4日上报生产技术部。

火力发电机组深度调峰研究

火力发电机组深度调峰研究 摘要：近年来，风电、光伏等新能源装机比例不断提高，电力系统调峰能力严重削弱，电网辅助调峰服务需求不断增加。作为调峰辅助服务的主要承担者，火力发电机组的调峰能力能否充分发挥作用至关重要。 关键词：火力发电机组；深度调峰；大数据 前言 新能源大规模接入给电网的调峰调频等带来了极大挑战，例如2017年，河北南网统调最大负荷34570MW，出现在7月20日，同比增长5.84%；年度最小负荷11800MW，同比增长14.56%。2018年，河北南网统调负荷最低点首次出现在农历初一中午，春节当日负荷曲线午后大幅低于凌晨，通过安排3台机组启停调峰、纯凝机组深度调峰、供热机组压降出力、4台机组抽水蓄能等手段，才保障了风、光等新能源的全额消纳，大量新能源并网同时也降低了电网转动惯量。 1火电厂参与辅助服务策略 火电厂参与调峰辅助服务时，针对电网不同的调峰要求，尤其是正常调峰与有偿调峰的临界点设置、不同档的报价以及报价上下限设置等重要参数，电网会根据调峰实际需求及调峰能力进行调整，火电机组也要随时根据调整后的参数进行边际效益分析。在此，建议火电机组积极做好调峰辅助服务准备的同时，采取如下策略。 a）.当目前调峰矛盾不是特别明显时，深度调峰需求不是特别大，各电源企业进行火电灵活性改造时，应适度控制投资规模，同时，为防止后期调峰能力过剩，竞争过度，不宜大面积蜂拥而上，应有序进行。 b）.投油调峰成本较高，为降低投油调峰成本，可以通过煤种变化、掺烧或增加等离子点火系统等措施来实现机组的深度调峰。 c）.调峰需求最大的时段集中在节假期，在非节假日的小风天，仅需要火电机组参与基本调峰的阶段，火电机组尽量在系统收益最大的调峰幅度下运行。 d）.未进行火电灵活性改造和热电解耦措施的热电联产机组，在供热期间，应充分利用热网及建筑物的热惯性，应在低谷或系统调峰最困难时间即调峰补偿价格和分摊价格很高之前提前供热，而在低谷到来之时不供热或少供热，以便最大限度参与系统调峰，获得最大调峰收益。 e）.由于实行电力调峰辅助服务以后，政策变化较大，报价机制复杂，由此带来的最优运行方式需要通过经济效益分析对比来得到，经济运行部门应及早熟悉运营规则，并建立相关计算模型。 2深度调峰操作 2.1准备阶段 接调度预发有深度调峰计划（一般提前8h）后，深度调峰长时间低负荷，烟温逐渐降低，会造成脱硝系统催化剂失效，甚至退出运行。因此，对各受热面要降低吹灰频率，从而来提高烟温。检查锅炉启动系统处于热备用状态。为防止深度调峰过程中锅炉出现燃烧不稳的情况，试投AB层油枪和CD层微油枪正常，必要时投油；以及等离子系统试拉弧正常。及时切除调峰机组的供热，切至冷备用状态。对于汽机高、低加危急疏水调阀活动良好、无卡涩。投入1C电泵倒暖，启动前检查完成，具备启动条件。确认机组冷再至轴封管路保持备用。空预器吹灰汽源切至辅汽，并通知检修就地调节吹灰压力至正常。 2.2减负荷阶段

328.5MW燃煤机组深度调峰试验分析

328.5MW燃煤机组深度调峰试验分析 发表时间：2018-12-05T21:56:14.030Z 来源：《电力设备》2018年第22期作者：刘树利[导读] 摘要：深度调峰试验是为了研究机组在50%以下负荷长期、稳定、环保运行的参数控制。 （神华国能天津大港发电厂有限公司天津 300272）摘要：深度调峰试验是为了研究机组在50%以下负荷长期、稳定、环保运行的参数控制。为后续进一步研究及制定深度调峰时的安全保障措施及运行优化方案、设备改造等提供数据支撑和参考建议。 关键词：燃煤机组；深度调峰；燃烧调整引言 根据电网调峰需要，要求2号机组具有深度调峰能力。深调试验的目的就是找到在机组处于调峰工况下优化运行方案，确定合理运行方式。研究机组在50%以下负荷长期、稳定、环保运行的参数控制，了解机组主辅设备在深度调峰负荷下运行的状态，同时考察机组在该负荷下经济性；根据机组运行参数，找出影响机组安全性的因素和限制机组进一步降低调峰负荷的制约因素，以及深度调峰对机组环保性能的影响。本文通过试验过程、试验结果、锅炉运行的安全性及运行技术措施的保证等方面全面阐述了机组深调工况下优化运行的可行性，得出确保机组安全经济运行的方案。 1 2号机组锅炉概况 大港发电厂2号机组锅炉型式为亚临界压力、一次中间再热、单炉膛、强迫循环、平衡通风、固态排渣，汽包型燃煤锅炉，最大蒸发量1080t/h。锅炉配有五套中速磨正压直吹式制粉系统、四角布置切向燃烧方式的燃烧器。炉前布置三台低压头炉水循环泵。锅炉后烟井下部布置脱硝系统、两台三分仓回转式空气预热器，引风机出口配有烟气脱硫系统。 燃烧器的一、二次风喷嘴呈间隔排列，主燃烧区顶部设有OFA二次风，作为备用，平时关闭，只通部分冷却风，在距最上层一次风喷嘴以上5753mm处设置三层SOFA喷嘴，形成垂直大空间分级燃烧。煤粉喷嘴的周界风、所有二次风各有二次风档板12组，均由电动执行器单独操作，所有SOFA的风门均由电动执行器单独操作。为满足锅炉气温调节的需要，同时，提高燃尽率，主燃烧区喷嘴和SOFA喷嘴均采用摆动结构。在燃烧器二次风室中配置了三层12只轻油枪，能适应频繁启动。在燃烧器二次风室中配置了三层共12只轻油枪，采用机械压力雾化方式，燃油容量按30%MCR负荷设计。燃烧器布置采用四角切园、同心正反切燃烧方式，可使煤粉与空气之间产生强烈的混合，增加煤粉的完全燃烧，减少对水冷壁的冲刷，从而减轻炉膛结焦。为了改善煤粉着火性能和低负荷燃烧稳定性，燃烧器采用水平浓淡分离和V 型钝体宽调节比喷嘴。本锅炉设计燃用晋北烟煤，当燃用设计煤种时，锅炉最低不投油稳定燃烧负荷为30%BMCR。 过热汽温的调节方式采用两级喷水减温调节，再热蒸汽调温方式主要依靠摆动燃烧器调节，并在冷段再热器入口装设了两只事故喷水减温器。另外，也可以采用改变过量空气系数的方法调节过热汽温和再热汽温。 2 试验前准备工作 1.试验前和试验中严密监控入炉煤质（包括煤粉细度）、飞灰和灰渣含碳量。 试验期间入炉煤指标数据 2.试验前在较高负荷，全炉吹灰一次。 3.试验前，将所有的油枪及微油试投一次，保证良好备用。试验中锅炉不采用投油稳燃措施。 4.热工人员检查和梳理所有保护投退情况，检查磨煤机火检信号，检查所有低负荷运行期间可能触发低值保护的定值设定。 5.本次试验确定采用BCD磨煤机组合方式。 6.本次试验维持两侧烟风系统运行，平衡通风。试验中应关注送引风机运行，特别是风机振动的监视。 7.检查并熟悉所有热工自动投退条件，检查锅炉MFT投入情况，提前做好预想和干预。 8.深度调峰降至一定负荷，根据需要可将汽轮机阀门控制方式由顺阀切为单阀运行。 3 试验过程要注意的问题 1.本次试验以保障机组安全、稳定、环保运行为前提，对于锅炉侧要求保证燃烧稳定和脱硝正常投入。试验开始前检查好油枪随时具备投入条件。降负荷过程中加强就地看火，在炉膛负压或火检波动大时，立即停止降负荷，投油稳燃；或脱硝入口烟温达到限制值时，停止降负荷。低负荷期间，升降负荷速率尽量平稳缓慢。 2.降负荷减煤过程应缓慢进行。同时减煤过程中应就地加强看火并及时向主控汇报着火情况，若此时出现燃烧不好，且煤火检不稳定，应停止减煤，待燃烧稳定后再恢复减煤。 3.试验过程中，锅炉各项保护全部正常投入。 4.检查并熟悉所有热工自动投退条件，检查锅炉MFT投入情况，提前做好预想和干预。 5.注意汽包水位监视。一旦汽包水位波动大，运行人员根据汽压、负荷变化情况及时判断汽包水位扰动是内扰还是外扰，注意防止汽包虚假水位造成误判断。 6.注意监视好原煤斗煤位监视，防止出现磨煤机断煤或堵煤造成机组负荷波动大甚至灭火，同时加强油站和石子煤排放情况的检查。 7.试验期间保持煤种、煤质稳定。 8.注意降负荷过程中尽量维持主汽温度和再热温度接近设计值。重点关注烟温、汽温和受热面壁温的左右侧偏差情况。 9.低负荷运行期间，特别注意避免掉大焦导致锅炉灭火。 10.低负荷工况下加强燃烧调整，在保证机组安全前提下，通过燃烧调整尽量降低NOX排放。监视脱硝系统入口烟气温度，即将达到脱硝退出临界温度时及时汇报处理。

发电厂深度调峰的安全技术措施

机组深度调峰的安全技术措施 批准：吴书珍 审核：陈俊王杰安振军王飞 编写：运行部 运行部 二〇一〇年七月十七日

机组深度调峰的安全技术措施根据电网安排，我厂7月17日～19日夜间进行深度调峰，初步安排用#3、#5机组进行调峰，具体措施如下： 一、组织措施; 组长：吴书珍 副组长：李富斌、王杰 成员：乔国强、安振军、温志军、陈俊、王钰、王利平、王飞、杜福、李雄、王顺奎 二、安全技术措施： 1.深度调峰期间各专业安排好人员值班。 2.低负荷期间锅炉采用集中燃烧的方法， #3—6炉尽量不 运行#4磨。 3.#4、#6炉尽量控制负荷不低于100MW，保证#1磨运行， 必要时投入微油点火装置稳燃。 4.热工专业提前维护好微油点火装置，对存在的问题及时处 理，确保微油点火装置良好备用。每天提前对微油进行试验，同时夜间安排人员值班。 5.汽机专业将#3、#5机所带公用系统到其他机接带，低负 荷期间监视好高加水位。 6.输煤专业加强配煤管理，禁止劣质煤进入原煤斗，影响锅 炉燃烧。 7.除灰专业在深度降负荷前，提前出焦，低负荷运行期间，

禁止开启大灰门。低负荷期间根据锅炉燃油情况申请退出脱硫运行（投微油点火不退脱硫）。 8.接到深度调峰命令后，各专业人员到场升级监护，首先将 各机降负荷至110MW左右，第一轮#3机组投微油，滑温、滑压至汽温500℃，汽压力9.0Mpa左右，逐步关小一、二次汽减温水，投微油点火，逐渐降负荷至规定值，第二轮#5机组投微油，降负荷至规定值。 9.#4、#6机尽量带最低不投油负荷，负荷低于100MW，电气 专业停运AVC装置。 10.如果#3或#5机组#1磨出现异常情况需要停磨，采取#6 机组投微油进行深度调峰，最后进行#4机组深度调峰。 #4机组深度调峰时根据汽动泵运行状况，必要时倒电动泵运行。 11.深度调峰结束后，逐步升温升压，升负荷，严格按规 程控制升温升压及降温降压速度。 12.锅炉运行经常到就地观察着火情况，燃烧不稳立即投 油助燃，防止炉灭火。 13.非制粉系统故障情况下，锅炉禁止倒磨，倒磨根据专业的 安排进行，当制粉系统故障时应立即投油助燃。 14.低负荷期间根据汽包水位准确情况申请解列水位保护。 15.运行人员认真加强巡检，认真监盘，发现问题及时处 理，及时汇报。

火电机组深度调峰控制技术

火电机组深度调峰控制技术 摘要：随着社会的发展以及时代的进步，我们国家近几年的经济水平有了很大 程度的提升，在实际的发展过程当中人们对于社会当中各个行业的发展提出了更 高的要求。就电力行业的发展来说，其在近几年的发展当中取得了长足的进步。 但是电力市场需求量的进一步增加，让电力企业的电力生产以及电力传输受到了 极大程度的冲击。火电机组是现阶段电力系统当中的一个常见组成部分，而调峰 控制技术是维护地电力生产以及安全运输的重要手段。藉此，本文对调峰控制技 术进行了简要的研究。 关键词：火电机组；深度调峰；控制技术 1 引言 随着我们国家经济的进一步发展，人民的生活水平有了很大程度的提升。在 现阶段的发展过程当中，我国电网装机容量逐渐增加，这在一定程度之上促进了 我们国家的电网结构进一步改革。第一产业用电量的逐渐降低与二三产业用电量 的逐渐增加使得电网峰谷差进一步扩大。基于此种现象，火电机组参与调峰工作 成为了一种必然现象。因此，对火电机组深度调峰控制技术的研究有着鲜明的现 实意义。 2 国内外研究现状 2.1国内研究现状 随着我们国家额的电网峰谷差逐渐扩大，原有电力结构表现出的适应性问题 受到了社会各界的广泛关注。现阶段我们国家的蓄能电站所占全国的比例为2%。与基本要求10%之间仍然相差较多。就我们国家的华中电网来说，其面临的调峰 形势十分严峻。为了可以更好的解决现阶段额的调峰问题，华中电网提出通过建 完善的电力系统来达到最终的目的。目前东中部电网提出了建立风抽水电形式的 调峰电源，以解决所面临的发展问题。 2.2国外研究现状 现阶段全世界都在面临着同样的一个问题那就是资源短缺。所以一系列的新 型的可再生发电项目出现在了人们视野当中，但是新型电力生产为电网的调峰问 题带来了新的挑战。为了可以进一步解决这个问题，各个国家都做出了积极的应对。例如日本的东京电力公司在实际的建设过程当中应用了超临界压力35万千 瓦的机组。法国作为一个核电大国，通过优化电站结构，建立抽水蓄能电站来解 决调峰问题。 3 影响火电机组深度调峰的主要因素 3.1煤质特性的影响 就火力发电来说，其机组在进行深度调峰的过程当中，所具有的最低负荷往 往是锅炉的最低稳燃负荷所决定的。而锅炉的最低稳燃负荷在实际的工作过程当 中往往又是由煤质特性所决定的。基于现阶段我们国家的能源动力基本来源于劣 质煤。并且因为近几年的经济市场较为复杂，煤价变动较大，所以也使得电厂在 实际的生产过程当中，煤质特性波动问题也十分严重。出于对最低稳燃负荷考虑，在实际的应用过程当中应该进一步控制煤的质量。 3.2水动力工况的安全性 当电力系统当中的火力发电机组参与到实际的调峰过程当中，这个时候锅炉 的运行会处于飞符低负荷运行状态。而低负荷的运行会使炉内的火焰充满程度逐 渐下降，这也就是低负荷下锅炉膛受热不均的主要原因。而当锅炉膛的受热不均