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菏泽电厂深度调峰运行机组安全经济性分析及改进措施

发

菏泽电厂深度调峰运行机组安全

［摘要］

［关键词］

［中图分类号］

［文献标识码］

［文章编号］

ＥＤＯＩ编号］

经济，陛分析及改进措施

高俊如１，侯昭

１．河北工程大学动力工程

２．国电菏泽发电厂，山东

毅２，刘启亮２

系，河北邯郸０５６０２１

菏泽２７４０３２

对国电菏泽发电厂２×３００ＭＷ、２×３３０ＭＷ机组参与１００Ｍｗ负荷的调峰运行进行

了安全经济性分析，并提出了相应的运行措施。该厂自２００６年以来共参与了６０余次

深度调峰运行，累计节油４００多ｔ，直接经济效益约２４０万元。

３００ＭＷ机组；３３０ＭＷ机组；深度调峰运行；安全经济性

ＴＫ２６７

Ａ

１００２—３３６４（２００９）１０—００４８—０２

１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００２—３３６４．２００９．１０．０４８

ＳＡＦＥＴＹＡＮＤＥＣｏＮｏＭＩＣＡＮＡＬＹＳＩＳＯＦＵＮＩＴＳＵＳＥＤＦＯＲＤＥＥＰ

ＰＥＡＫＲＥＧＵＬＡＴＩＮＧｏＰＥＲＡＴＩｏＮＩＮＨＥＺＥＰｏＷＥＲＰＬＡＮＴ

ＡＮＤＲＥＴＲｏＦＩＴＭＥＡＳＵＲＥＳＴＨＥＲＥｏＦ

ＧＡＯＪｕｎ—ｒＬｌｌ．ＨＯＵＺｈａｏ—ｙｉ２．ＬＩＵＱｉ—ｌｉａｎ９２

１．ＤｅｐａｒｔｍｅｎｔｏｆＰｏｗｅｒＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ，ＨｅｂｅｉＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，Ｈａｎｄａｎ０５６０２１，ＨｅｂｅｉＰｒｏｖｉｎｃｅ，ＰＲＣ

２．ＧｕｏｄｉａｎＨｅｚｅＰｏｗｅｒＰｌａｎｔ，Ｈｅｚｅ２７４０３２，ＳｈａｎｄｏｎｇＰｒｏｖｉｎｃｅ，ＰＲＣ

Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ａｓａｆｅｔｙａｎｄｅｃｏｎｏｍｉｃａｎａｌｙｓｉｓｏｆ２×３００ＭＷｕｎｉｔｓａｎｄ２×３３０ＭＷｕｎｉｔｓｐａｒｔｉｃｉｐａｔｉｎｇｉｎｐｅａｋ—ｒｅｇｕｌａｔｉｎｇｏｐｅｒａｔｉｏｎｆｏｒａｌｏａｄｏｆ１００ＭＷｈａｓｂｅｅｎｃａｒｒｉｅｄｏｕｔ。ａｎｄｔｈｅｃｏｒｒｅｓｐｏｎｄｉｎｇｏｐｅｒａｔｉｏｎｍｅａｓｕｒｅｂｅｉｎｇｐｒｏｐｏｓｅｄ．Ｃｏｎｓｅｃｕｔｉｖｅｌｙｄｅｅｐｅｎｉｎｇｔｈｅｐｅａｋ—ｒｅｇｕｌａｔｉｎｇｏｐｅｒａｔｉｏｎｏｆｓａｉｄｕｎｉｔｓ，ｔｈｅｅｆ—ｆｅｃｔｉｖｅｎｅｓｓｏｆｅｎｅｒｇｙ—ｓａｖｉｎｇａｎｄｅｍｉｓｓｉｏｎ—ｒｅｄｕｃｉｎｇｉｓｒｅｍａｒｋａｂｌｅ．Ｉｎ６０ｔｉｍｅｓｏｆｐａｒｔｉｃｉｐａｔｉｏｎｉｎｔｏｄｅｅｐｐｅａｋ—ｒｅｇｕｌａｔｉｎｇｏｐｅｒａｔｉｏｎ，ｔｈｅａｃｃｕｍｕｌａｔｉｖｅｌｙｓａｖｅｄｏｉｌｒｅａｃｈｅｓｍｏｒｅｔｈａｎ４００ｔ，ｔｈｅｄｉｒｅｃｔｅｃｏ—ｎｏｍｉｃｂｅｎｅｆｉｔｓｂｅｉｎｇａｂｏｕｔＲＭＢ２．４ｍｉｌｌｉｏｎｙｕａｎ．

Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：３００

ＭＷｕｎｉｔ；３３０ＭＷｕｎｉｔ；ｄｅｅｐｐｅａｋ—ｒｅｇｕｌａｔｉｎｇｏｐｅｒａｔｉｏｎ；ｓａｆｅｔｙｅｃｏｎｏｍｉｃｂｅｈａｖｉｏｒ

１深度调峰的必要性

菏泽电厂现役６台燃煤机组一期２×１２５Ｍｗ，二

期２×３００ＭＷ，三期２×３３０ＭＷ机组，总装机容量

ｌ５１０Ｍｗ。由于山东电网由纯火力发电厂组成，电网

峰谷差较大，火力发电机组参与调峰的能力不能满足

电网峰谷差的变化要求，因此，为满足电网负荷要求，

需要菏泽发电厂１２５Ｍｗ机组两班制参与电网调峰

运行，控制全厂负荷８００Ｍｗ。菏泽电厂１２５ＭＷ机

组多次出现两班制运行，由于晚停早开时汽轮机组处

作者简介：高俊如（１９６９一），女，河北邯郸人，汉族，１９９１年毕业于河北工业大学，硕士，副教授，主要从事热能动力与电气工程专业的教学与研究。

Ｅ—ｍａｉｌ：ｇｊｒ一１９６９＠１６３．ｃｏｒｎ

ｏ九

；万方数据

于极热态起动，严重影响机组安全。

一台１２５ＭＷ机组参与晚峰运行后停机，早晨开机参与两班制调峰运行，如采用二、三期机组参与深度调峰运行而不停１２５Ｍｗ机组时，二期、三期至少各有一台３００Ｍｗ和３３０Ｍｗ机组参与调峰运行。

２深度调峰运行的安全性

机组参与深度调峰运行避免了频繁起停过程，设备不会承受剧烈的温度变化和交变应力而使设备造成疲劳损坏，缩短使用寿命。由于机组参与调峰运行时停机一般在７ｈ时左右，机组的重新起动属热态起动，汽轮机的缸温下降不多，再次冲转起动时主蒸汽温度相对较低。但是，由于在参与调峰运行过程中机组远远偏离设计工况，运行操作项目多，也存在不利于安全经济运行的因素，而且由于机组参与调峰运行，其全厂煤耗率必将上升（图１）。

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发电负荷率／％

图１发电负荷率与供电煤耗率的关系

机组参与深度调峰运行时设备的不安全因素如下：

（１）调节阀切换时易造成轴承振动增大，为避免此现象的发生，机组必须先进行充分暖机，使汽缸膨胀均匀、转子充分加热。若转子出现较大的应力时，不允许增加机组负荷，应保持稳定负荷进行暖机。其次，调节阀切换时应尽量在调节阀开度较大，负荷较高时进行，确保调节级受力均匀。

（２）机组由定压运行切换到滑压运行以及减负荷较快时，机组负向轴向位移增加。在机组减负荷较快时，调节级压力下降较快，但是由于再热蒸汽系统容积较大，蓄热能力强，造成再热蒸汽压力下降迟于调节级压力下降，高、中压缸平衡活塞产生负的轴向推力。若推力瓦块存在定位不良，推力瓦承受由于顺序阀快速减负荷而引起的附加轴向推力时，可能产生轴向串动，使轴向位移在负方向出现超过推力间隙情况，亦有可能造成机组轴向位移增大，此时应根据增大情况减缓

或停止机组降负荷。

（３）二期汽动前置泵（汽置泵）为ＦＡＩＤ６７卧式蜗

壳泵，设计为１００％容量，设计调速范围为２８００～

５７５５ｒ／ｍｉｎ，在参与深度调峰运行时，除氧器压力较

低，造成汽置泵入口压力较低，有效汽蚀余量偏低，易

造成汽置泵汽蚀。在正常负荷变化范围内，给水的作

用力加上推力轴承作用力能维持汽置泵正常工作，参

与深度调峰运行时，给水流量减少，再加上由于汽蚀造

成给水对汽置泵内壁作用力的改变，引起汽置泵轴向

推力变化，易造成串轴现象。

（４）若汽动给水泵（汽泵）最小流量阀开度小于５％，同时其出口流量小于１４８ｔ／ｈ，会发送汽泵最小流

量阀故障信号，引起汽泵跳闸。经常参与调峰运行还

会造成汽泵最小流量阀阀芯冲刷严重，阀门关闭不严，

造成汽泵带负荷能力降低。

（５）由于汽轮机各段抽汽压力较低，会引起加热器

疏水不畅，各加热器水位出现报警。

（６）主机轴温和轴位移发生变化。

（７）由于炉膛热负荷较低，易造成锅炉燃烧不稳。

提高机组可靠性是参与调峰运行的基础，３００

ＭＷ机组按１００ＭＷ低负荷运行时，运行操作的难度

较高，风险也较大，需采取如下措施给以保证：

（１）根据锅炉的燃烧情况，在来煤达不到要求或锅

炉燃烧不稳时，则快速调配已存储的优质煤进行掺烧。

（２）机组参与调峰运行时工艺参数变化较大，在频

繁起停和频繁升降负荷过程中，要加强对汽包上下壁

温及温差、汽轮机高中压缸壁上下温度及温差、汽包与

水冷壁温差等参数及其变化情况的监视。

（３）３００ＭＷ机组参与低负荷１００ＭＷ调峰运行

时，因煤粉浓度的制约，必须２台磨煤机运行，因此跳

停磨煤机或给煤机对机组的安全运行威胁较大，如处

理不当将导致锅炉全火焰丧失（ＭＦＴ）。为此，要进一

步提高设备的可靠性，必须加强对辅机可靠性状态的

分析和管理。

３锅炉参与调峰的经济运行

（１）尽量通过调整机组负荷、改变制粉系统运行方

式等措施，减少投用油枪数和投油枪时间，降低耗油

量。

（上转第１９页）

发

万方数据

思想与基于假设方程的传统回归分析法完全不同，但它能够有效预测变量间的相互关系，因而ＧＰ预测法可以看作是预测方法，尤其是非线性相互关系预测方法的丰富和发展。

［１］［２］［３］

［参考文献］

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）《ｘ峥。寺。寺。寺（）—却—却《ｘ峥。寺。寺（）—却—却《ｘ峥。寺。寺。寺（）—却—却《ｘ峥。寺。寺（）—却—却—却《ｘ峥。寺。寺（）—却—却《ｘ峥。寺。寺（）—却—却—却《ｘ峥。寺。寺（）—却—却《ｘ峥。寺。寺（）—ｔ争（（下接第４９页）

（２）健全配煤掺烧快速反映机制，确保煤种正确更换或掺配。

（３）保持良好的空气预热器工况，将其作为影响锅炉经济性的重点来考虑，使锅炉排烟热损失ｑ。和厂用电率保持在较低水平。

（４）在磨煤机满足煤粉细度要求的前提下，应尽量使系统的通风流量和进入磨煤机的原煤流量达到最大值，若煤粉仓粉位过高，可以使一台磨煤机间断运行。

４结论

通过认真分析调峰过程中出现的问题，制定和采取切实可行的改进措施，可提升机组参与深度调峰运行时设备的可靠性和经济性，不断优化机组参与深度调峰运行，节能和减排效果较为明显。由于实施大机组参与深度调峰运行，减少了１２５Ｍｗ机组的停机时间，也获得了可观的社会效益。

荷泽发电厂自２００６年以来，根据电网运行方式和机组状况，共参与了６０余次深度调峰运行，累计节油４００多ｔ，直接经济效益约２４０万元。

［参考文献］

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科技论文几种参考文献的书写格式（其中空格、标点符号、字母照写）

连续出版物：［标引序号］作者．文题［Ｊ］．刊名，年，卷（期）：起始页码一终止页码．

专著：［标引序号］作者．书名［Ｍ］．出版地：出版者，出版年．

译著：［标引序号］作者．书名［Ｍ］．译者．出版地：出版者，出版年．

论文集：［标引序号］作者．文题［Ａ］．编者．文集［Ｃ］．出版地：出版者，出版年．起始一终止页码．

学位论文：［标引序号］作者．文题［Ｄ］．所在城市：保存单位，年份．

专利：［标引序号］作者．申请者．专利名［Ｐ］．国名：专利号，发布日期．

技术标准：［标引序号］技术标准代号，技术标准名称［ｓ］．

技术报告：［标引序号］作者．文题［Ｒ］．报告代码及编号，地名：责任单位，年份．

注：Ｍ专著；Ｃ论文集；Ｎ报纸；Ｊ期刊；Ｄ学位论文；Ｒ报告；Ｓ标准；Ｐ专利

热万方数据

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 —

— 3 —

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。

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

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）

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

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。

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。

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

浅谈火电机组如何实现深度调峰及安全稳定运行

浅谈火电机组如何实现深度调峰及安全稳定运行摘要：提升火电机组灵活性运行能力和精细化调整，挖掘其深度调峰潜力，不仅是解决当前新能源消纳困境的有效途径，同时亦是延续火电企业生命周期，实现电力绿色转型的必要选择。关键词：火电机组；可再生能源；灵活性改造 1引言近年以来，随着电力需求增速放缓,电网装机容量迅速增长,尤其可再生能源发展快速，使电网高峰与低谷负荷的峰谷差有时候最多甚至超过一倍多，给电网的调度带来了极大的困难。按照国家节能调度的原则下，火电厂成为电网调峰的主力即承受着巨大的调峰压力。火电企业为了增强市场竞争力，要面临机组深度调峰和负荷相应速率所带来的经济性、安全性及环保等技术问题，因此，火电机组灵活性改造是当前电源供给侧改革的有效途径，也是提高企业生命周期的必要选择，同时，通过不断地探索、摸索，作者总结出了一套大型燃煤机组深度调峰的经验，既避免了深度调峰过程中的大量投油造成经济性急剧下降，又保证了省网调峰任务的顺利完成。 2我国火电机组灵活性改造试点工作及相关鼓励政策 2016年6月，国家能源局委托电力规划设计总院牵头研究制定我国火电机组灵活性升级改造技术路线，开展国内火电机组灵活性改造示范试点工作，其选取了可再生能源消纳问题较为突出地区，主要分布于弃风弃光较为严重的东三省、内蒙古、河北、广西等省份；试点项目以3O0、6O0MW机组为主，共涉及44台机组，约1818万kW。深度调峰机组的发电鼓励政策也顺应而生。东北地区于2017年1月1日开始执行《东北电力辅助服务市场运营规则》，规定风电、核电和调峰率低的火电厂要对调峰率高的火电厂进行电价补偿。深度调峰交易电价采取“阶梯式”报价方式和价格机制，发电企业在不同时期分2档浮动报价。东北地区自该规则实施以来，多个电厂通过“深度调峰”的运行模式，得到了十分可观的电价补偿，有的电厂在投入深度调峰期间每月可得到几百万的补助，不仅有效地激励了区域火电机组参与深度调峰的积极性，同时，也为我国其他区域完善调峰辅助服务补偿标准，推动调峰服务的市场化交易，建立峰谷分时电价等做了有益的尝试。 3火电机组灵活性改造目标及效果在国家供给侧结构改革政策要求与电网调峰鼓励政策的联合作用下，2017年，全国各区域多个电厂结合机组自身的运行特性、本厂调峰目标、项目成本投资等综合因素，进行了“深度调峰”相关可行性论证与经济造价分析。在保证机组低负荷安全稳定运行的前提下，选择切实可行、高性价比的改造方案，对锅炉、汽轮机、辅机、供热、控制系统等多个方面实施优化，实现机组深度调峰目标。 3.1改造目标 2016年10月，某灵活性试点电厂亚临界330MW供热机组开展了低负荷下精细化调整和稳燃试验，以及机炉电主、辅机设备低负荷运行适应性改造。改造涉及机组热力系统辅助调节的自动发电量控制(AGC)和一次调频优化、锅炉低负荷稳燃、附加高加改造、宽负荷脱硝、切除低压缸进汽供热等21个灵活性改造专题。主要通过对机组精细化管理和设备系统深度挖潜，提升机组的深度调峰能力、自动控制水平和低负荷经济性，其研究确定的改造目标及主要技术手段如下。 1)通过相关低负荷精细化运行调整与不投油稳燃试验，实现锅炉不投油最低

1000MW超超临界火电机组深度调峰研究及应用

1000MW超超临界火电机组深度调峰研究及应用发表时间：2019-01-14T10:39:14.470Z 来源：《防护工程》2018年第30期作者：吴鹏刘敏 [导读] 近年来，随着国家重视可再生能源的利用，尤其是风电、水电、光伏的迅速发展，电网负荷结构发生了较大的变化吴鹏刘敏国电浙能宁东发电有限公司宁夏银川市 753000 摘要：近年来，随着国家重视可再生能源的利用，尤其是风电、水电、光伏的迅速发展，电网负荷结构发生了较大的变化，电网在运行中峰谷负荷差明显增大。火力发电机组肩负着重大的调峰任务也承受着更大的调峰压力。火电企业为了在竞争日益激烈的发电市场中立于不败之地，必须满足电网规定的深度调峰要求，提高机组的调峰能力，满足电网安全调度与正常运行的能力。关键词：1000MW；超超临界；深度调峰引言为进一步提高火力发电机组利用小时数，避免在电网低负荷工况下机组调停，同时分担电网调峰的压力，需要进一步研究机组低负荷工况的运行方式，不断提高火力发电机组的灵活性。火力发电机组长期低负荷运行时，容易出现锅炉稳燃、受热面积灰、主再热汽温控制、引风机失速、给水控制、环保设施运行、汽轮机振动异常、发电机进相、手动操作量大等问题。 1深度调峰影响因素影响机组深度调峰的因素主要是燃料特性和锅炉燃烧稳定性.燃煤机组深度调峰时，机组最低负荷的决定性因素为锅炉燃料特性.我国动力煤种一般为劣质、低发热量煤种.出于对燃料成本的控制，一般燃煤发电企业经常采用劣质煤掺配掺烧的方法降低发电成本，这就增加了机组低负荷运行的不稳定性，甚至造成锅炉熄火、制粉系统故障、锅炉结焦严重等情况.根据对当前电网运行的基本情况分析可知，1000MW等级火电机组基本负荷率在75%以上，该类型机组的深度调峰都是可预见并需要提前介入的.因此，1000MW等级火电机组在深度调峰前，需要预先安排燃烧设计煤种，以利于大型锅炉低负荷运行时的安全性、经济性.随着机组负荷的降低，锅炉动力场内部一次风、二次风、燃料量均降低，燃烧温度下降，导致燃烧稳定性变差.根据国内对冲燃烧方式直流锅炉的燃烧稳定性的研究分析及句容电厂1#和2#机组投产以来的运行实践可知，对冲燃烧锅炉的燃烧稳定性处于较好水平.1000MW对冲燃烧方式直流锅炉不投油最低稳燃负荷为280MW.其他影响机组调峰深度的因素，如锅炉水动力特性、汽轮机性能、制粉系统安全性、辅机系统安全性等，均在设备的安全可控范围内，不会对机组深度调峰产生较大影响.出于对句容1#机组调峰能力及其安全性角度分析，有必要进行深度调峰性能试验. 2针对低负荷稳定燃烧采取的主要措施（1）保持煤质稳定，保证锅炉的入炉煤种与设计煤种相匹配。（2）改变制粉系统运行方式，正常低负荷情况时维持中间层制粉系统运行。（3）采用较低的一次风率和一次风速，可以使煤粉气流的着火热减少有利于着火。另外，为减少煤粉空气流中局部的一次风率，可以采用浓淡分离的高浓度煤粉燃烧器，从燃烧器出口喷射出来的煤粉气流，有一部分的煤粉浓度较高，所需要的着火热大为减少，从而加快局部着火，有助于整个煤粉气流的稳定着火。（4）维持合理炉膛风量。风量过低会导致燃烧不充分，而且会导致风机失速；风量过大会降低炉膛温度使得燃烧不稳定。（5）加强制粉系统的运行和维护，保证合理的磨煤机出口温度、煤粉细度等。（6）采用等离子、微油枪助燃或者采用较小的磨煤机。需要指出的是，由于国产1000MW超超临界锅炉除哈尔滨锅炉外均采用了螺旋管圈水冷壁，因此锅炉有良好的负荷适应性，即使在30%负荷时，水冷壁质量流速仍然高于膜态沸腾的界限流速，能保持一定的壁温裕度，因此水冷壁的安全不用担心。 3深度调峰过程中的防范措施 3.1给水控制锅炉在低负荷时会发生干湿态转换，当由干态转为湿态的时候，给水流量会大幅度波动，对协调系统造成扰动。如某厂锅炉进行了低氮燃烧器改造，火焰中心上移，在低负荷情况下，汽水蒸发段后移，分疏箱见水，同时由于该厂干湿态转换判据不合理，触发干湿态转换逻辑，给水流量大幅度下降，机组负荷随之下降，四抽压力低于除氧器压力，造成除氧器汽水返到四抽管道，进而小汽轮机进水轴向位移大保护跳闸，最终锅炉MFT。要防止这种情况的发生，一方面要优化锅炉干湿态转换逻辑判据；另一方面，要适当降低锅炉最小质量流量，保证锅炉在30%以上负荷处于干态；第三，要增加低负荷时变前馈逻辑，在实际负荷指令低于500MW时，自动减小锅炉主控前馈系数，降低给水、煤量、风量等调节强度；第四，确定最低煤量和最低水量，保证炉膛燃烧，防止煤水比失调。 3.2避免省煤器汽化增加了#0高加，在提高给水温度的同时，增加了省煤器低负荷运行时的安全风险，为避免省煤器汽化，在保证SCR入口温度满足催化剂最低允许温度前提下，降低#0加入口抽汽压力，保证省煤器入口过冷度在5℃以上。 3.3控制环保参数不超标（1）防止硫份浓度超标。深度调峰期间，负荷低，煤种的硫份低，要提前向环保部门报备，避免因烟囱入口SO2到0造成环保考核事件发生。（2）防止NOx浓度超标。在保证汽轮机应力裕度的前提下，尽量提高主、再热气温，将燃烧器摆角适当上摆，提高火焰中心位置高度，提高炉膛出口烟温，维持SCR入口烟温在最低跳闸值之上；密切监视脱硝入口烟温变化情况，保证SCR入口烟温291℃以上，喷氨控制自动调节不灵敏时及时切至手动，保证烟囱入口NOx不超标。（3）防止烟尘浓度超标。降负荷过程中保证炉膛风量、引风机运行稳定，避免炉膛负压出现大幅波动，同时加强电除尘进、出口温度监视，防止因煤粉不完全燃烧，煤粉在电除尘内部堆积，造成二次燃烧事故和烟尘排放浓度超标。 3.4减小分离器进口管道温度偏差据运行试验和实践表明，超超临界锅炉在低负荷，采用底层磨运行方式时，由于水冷壁辐射吸热量相对增加，中间点温度提前，分配集箱进口管道温度相对提高，距离保护跳闸温度更近；而采用上层磨运行方式时，炉膛火焰中心上移，水冷壁辐射吸热量相对减少，工质焓值和过热度都较低，水冷壁的工质水动力特性相对较好，分配集箱进口管道温度偏差降低，且分配集箱进口管道温度偏差减小，距离保