1GW超超临界燃煤发电机组参与电网调峰下负荷响应性能分析

1000MW超超临界机组建设和运行情况及当前存在的主要问题

1000MW超超临界机组建设和运行情况及当前存在的主要问题周志明戴天将谷双魁顾正皓茅建波建设大容量、高参数的1000MW超超临界机组是转变电力发展方式、调整电力结构、优化电力布局的重要举措，符合国家能源产业政策，但由于单机容量较大，一旦故障跳闸可能会对电网安全运行、电力可靠供应、发电设备安全带来不利影响。

为全面掌握我省1000MW超超临界机组建设期和投产后的安全生产情况，认真总结经验和教训，日前，我办对浙江省1000MW超超临界机组安全生产情况进行了专题调研，形成了本报告。

一、浙江省1000MW超超临界机组基本情况（一）机组建设情况截止2011年底，浙江统调装机容量达到3967.9万千瓦。

其中：火电装机容量3771万千瓦，占总装机容量的95.04%；核电装机容量32万千瓦，占总装机容量的0.8%；水电装机容量164.9万千瓦，占总装机容量的4.16%。

截止2011年底，浙江省统调最高负荷5061万千瓦。

截止2011年底，浙江省共有10台1000MW超超临界机组投产并转入商业运行，占省统调装机容量的25.20%。

1、工程建设工期和总投资额浙江省已建成并投入运行的10台1000MW超超临界机组建设工期最短为22月6天，最长为40个月28天，平均为30个月2天；已竣工结算的8台1000MW超超临界机组平均每千瓦投资为0.3649万元。

详见附表1。

宁海电厂#5、#6机组受线路送出因素影响，其建设工期延长了半年左右,相对较长；嘉华电厂#7、#8机组受全省用电负荷紧张因素影响，建设工期控制的非常紧，较其它1000MW超超临界机组建设工期减少了3～4个月；宁海电厂#5、#6机组由于采用塔式锅炉、建造冷却水塔等设计，使得总投资额较其它工程增加。

2、工程项目采取的优化设计浙江省1000MW超超临界机组建设工程不断优化设计，详见附表2。

各工程均在总平面与主厂房布置、厂房内桩（地）基、给水泵系统、四大管道以及循环水系统等方面,结合工程本身特点，吸取已投产机组在建设、调试、运行中的经验教训,通过有针对性的优化设计，减小了用地面积，节省钢材及建材，降低了投资。

火电厂燃煤机组深度调峰控制思路浅析

火电厂燃煤机组深度调峰控制思路浅析发布时间：2022-01-11T02:08:18.079Z 来源：《当代电力文化》2021年29期作者：韩斌[导读] 随着国家“十四五”规划的提出以及2035国家战略目标韩斌大唐韩城第二发电有限责任公司陕西省韩城市 715400摘要：随着国家“十四五”规划的提出以及2035国家战略目标，各能源企业均将新能源发展作为近几年的长期发展战略目标，同时也都对国家做出承诺完成碳达标。

但是随着新能源的发展，对燃煤火电机组带来最直接的影响就是深度调峰。

2017年7月26日，西北网电力调控中心下发关于直调火电企业进行灵活性改造的通知，要求各火电机组调峰能力下线由目前的50%THA负荷降为30%THA负荷，以满足日益增加的调峰负荷，为风电、光伏等新能源发电让出通道。

2018年12月24日国家能源局西北监管局综合处发布西北监能市场〔2018〕66号文“国家能源局西北监管局关于印发《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》及《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》的通知” ，对原执行的《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》（西电监办〔2015〕28号）进行了修订。

对深度调峰机组进行调峰补偿；2019年7月西北电网要求西北网调直调电厂在2020年6月30日前完成30%工况灵活性改造。

关键词：火电厂；燃煤机组；深度调峰一、深度调峰设备改造深度调峰，对于燃煤火电机组来说，最大的影响便是排烟温度低（脱硝SCR入口烟温）。

根据脱硝催化剂日常运行要求，其最低连续运行烟温不得低于310℃（各厂家催化剂温度不一样，但基本都是高于300℃），但燃煤机组深度调峰以后，SCR入口烟温低于290℃，无法满足催化剂的正常运行要求，因此火电燃煤机组进行深度调峰设备改造是必须要进行的改造之一。

以大唐韩城第二发电有限责任公司#1锅炉为例，采用的是哈尔滨锅炉厂四角切圆锅炉，机组容量600MW，30%负荷时，脱硝催化剂入口烟气温度平均为287℃，最低约280℃，远低于催化剂的正常使用温度（310℃），导致SCR系统被迫退出运行，在机组深度调峰时，无法达到环保要求。

1000MW超超临界机组锅炉启动系统的分析比较

统。
锅炉启动系统图见图１所示。锅炉采用带循环泵的内置式启动循环系统。启动分离器为立式，共２，布置只
外置式启动系统是指启动分离器在机组启动和停运过程中投入运行，在直流而负荷以上则解列于系统之外，不参与运
行。
在锅炉的前部上方，由水冷壁出口混合集箱引出的４根连接管切向引入２只汽水分
离器。达到２％ＴＭＣ在５Ｒ的锅炉最低直流
１前言
随着国民经济的持续增长，电力的需求也在不断增加。采用超超临界参数机
组，提高燃煤机组的效率，实现节能降耗、
减少Ｃ和ＮＯＯ，排放，是我国今后火力发电的发展方向。锅炉的启动系统作为超
（由于带循环泵的启动系统电动３）
给水泵流量小，再循环泵所需要的扬程小，启动时所消耗的电功率较小。另外，由于启动时间的缩短，辅机的耗电量也相应
便对同类型的超超临界锅炉启动系统的选择提供参考
列于系统之外，一般可分为内置式分离器Ｊ运行直流炉、一次再热、烟气挡板调节再
关键调》
泵
毫鬻囊
ｉ。ｌ。ｌ
超超临界机组；启动系统；分离器；循环
组的启动、正常运行及停运过程中，启动分离器均投入运行。内置式启动系统分为带启动循环泵系统和不带启动循环泵系
图１
ｌ５４
■ —
始终保持相当于锅炉最低直流负荷流量
，。
量，减少工质损失；

泰州发电有限公司1000MW超超临界机组深度调峰实践

设备管理与改'♦ Shebei Guanli yu Gaizao
泰州发电有限公司1 000 MW超超临界机组深度调峰实践
张俊敏王孟雨张亮徐国烽赵志发
（国家能源集团泰州发电有限公司，江苏泰州225300）
摘要:深度调峰就是受电网负荷峰谷差较大影响而导致机组降出力、超过基本调峰范围进行调峰的一种运行方式，深度调峰的
给水量
2.2深度调峰试验前准备工作保证"1机组深度调峰的主再热汽温不至于降低太
多，深度调峰试验前，前2天煤器吹灰，前1天、
晃动。减负荷至500 MW,汽泵流量逐渐降低至700 t/h时（汽泵流量将至680 t/h时，汽泵再循环阀联开），
1A汽泵再循环调阀撤手动并逐渐开启，保持1B汽泵再循环
82
730 t/h,转速3 600 r/mino
减负荷及试验期间，水煤比7.8，中间温度23 A，主
再热汽温596/572 B左右，控制较容易，主要原因是：(1)通过
计算合理进行配煤加仓，平均热值4 767 kcal (D磨加低热值煤
种)。(2)前2天省煤器吹灰，前1天低再、低过区域吹
灰，水冷壁当天夜班只吹一层(可提高脫硝进口温度7〜8 H)。
负荷范围超过该机组
负荷，调峰深度为60%〜70%BMCR
出发，阐述泰州发电厂"1机组深度调峰过程中
的操作节
关键词:深度调峰;操作；稳燃
0引言
,
电、
能源机
力口，
受电
大度，电网调峰
源电源，煤机组有较的调峰能力
能的
，煤电机组的深度调峰
，
，机组的
全和运行受到大影响，在此对我厂"1机组的：

超超临界1000MW机组深度调峰风险分析及措施

超超临界1000MW机组深度调峰风险分析及措施摘要：随着社会的迅速发展和进步，电力市场的不断发展和完善，光伏、风电等新能源装机占比逐年增高，电力市场的负荷结构也发生了很大的改变。

为保障电力系统的正常运转，适应电网调峰的需求，各电力公司都要对大型火电机组进行深度调峰。

在这一背景下，将简要、深入地分析了深度调峰的风险及采取的具体措施，以期对同类机组的深度调峰工作起到一定的借鉴作用。

关键词：超超临界1000MW机组；深度调峰风险；分析；措施近几年随着新能源产业迅速发展，无条件消纳可再生能源的政策要求，使得火电厂的峰谷差异日益增大，机组的调峰工作日益受到重视。

因此，企业必须对火电机组的实际运行状况及特殊的危险进行全面的认识，并针对其存在的问题，制订出有针对性、行之有效的应对措施，以满足电力市场的需求。

1深度调峰相关概要在进行调峰之前，要对不确定因素进行细致的分析，更加细致地了解各个机组的实际调峰能力，更加细致地把握调峰技术的难点，制订合理的调峰计划，合理安排各个机组的实际调峰。

在有条件的情况下，请有关专家进行实际的调整。

通常，有两种方法可以实现深度调峰。

一是逐步减少锅炉的热负荷，由干态向湿态转变，从而使蒸汽、供水流量逐渐达到电力系统的要求。

超（超）临界锅炉设计最小水冷壁冷却工质流量为30%额定蒸发量，机组启停动过程中干湿态转换一般控制在30%~35%额定负荷，若深调负荷大于35%额定负荷可不向湿态转换。

二是保持锅炉最低的稳定燃烧负载，开启高、中、低旁路，降低进入汽轮机的蒸汽流量从而降低机组出力。

但频繁开关高、中、低压旁路阀可能导致阀门内漏，高负荷时旁路阀后温度过高现象，采取何种调峰方法还需根据机组实际情况而定。

2深度调峰风险分析机组正常运行中投入 CCS控制，通过 AGC或手动调节负载，使负载在500 MW~1000兆瓦之间。

若实施深度调峰，则可使发电负荷降低到400兆瓦甚至更低。

在此工作条件下，存在着燃烧稳定性、水冷壁温过热、氮氧化物排放指标超标、空气预热器堵塞、尾部烟道腐蚀、供水流量波动等问题。

1000MW超超临界火电机组深度调峰研究_1

1000MW超超临界火电机组深度调峰研究发布时间：2023-02-03T07:37:15.286Z 来源：《中国电业与能源》2022年第18期作者：孙延刚[导读] 华东地区的电力系统在假日时段的负载特征与日用功率曲线存在着很大的差异孙延刚华电莱州发电有限公司山东省烟台市 261400摘要：华东地区的电力系统在假日时段的负载特征与日用功率曲线存在着很大的差异。

为了满足电力市场的需求，需要对大型燃煤电厂进行深度调峰。

在煤炭机组中，锅炉的燃油性质和最小稳定燃烧性能是其重要的参数。

句容电力公司按照华东电力公司的调峰需求，对1号机组进行了深入的调峰试验，并进行了深入的调峰，采用1000 MW套筒燃用方案，在深部调峰阶段，其最小稳燃负载可达250 MW，并能保证脱硝、脱硫、除尘设备的安全稳定。

关键词：超超临界机组；深度调峰；锅炉；负荷引言根据目前我国燃煤发电系统的调峰能力，尤其是在百万千瓦级风电和太阳能发电基地的建成后，我国目前的风电、太阳能发电装置的调峰情况日益严重。

中国电信网《2016年全国电力行业供需形势报告》显示，2015年我国燃煤发电总量年均下降2个百分点。

今年是3%，已经是第二个月的负值了。

今年，燃煤机组使用时间达到了自1969年来的最低水平，达到4329个小时。

一、机组概况该机组采用东方电力公司DG3024/28型1000 MW超临界机组。

35-Ⅲ1型，为一次中间再热、单炉膛和前后墙对冲燃烧的直流炉型；神华煤矿的设计煤种和大同优质的校核煤种。

锅炉使用的燃料为0#轻质柴油，使用的是一种微型燃料。

SCR脱硫系统的脱硫设备在两个机组同时进行。

句容电厂1000 MW级超超临界 HMN级水轮发电机组是由上海电气和西门子共同研制的。

该装置类型为超超临界、中间再热、单轴；四排汽，凝蒸汽模式，其进气温度为27 MPa/600摄氏度/600摄氏度，其最大蒸汽流量可达到27 MPa/600℃/610℃，最大出力可达1030 MW。

1000MW超超临界机组AGC和一次调频响应改进探讨

1000MW超超临界机组AGC和一次调频响应改进探讨1. 引言1.1 背景介绍随着能源需求的不断增长和能源结构的不断调整，大型发电机组在电力系统中扮演着愈发重要的角色。

而超超临界机组作为目前最先进的发电机组技术之一，具有出色的发电效率和环保性能，被广泛应用于电力系统中。

在实际运行中，超超临界机组在应对系统负荷变化和频率波动时会面临一些挑战。

自动发电控制（AGC）和一次调频响应是超超临界机组运行中的两个重要方面，对机组的稳定性和运行性能有着至关重要的影响。

研究如何改进超超临界机组的AGC和一次调频响应，提高机组在电力系统中的运行效果，具有重要的实际意义和研究价值。

本文旨在对超超临界机组AGC和一次调频响应进行深入探讨，探讨其改进方案和协调控制策略，同时分析影响因素，为优化超超临界机组的运行性能提供理论支持和技术指导。

展望未来，相关研究将对超超临界机组的发展和应用起到积极的推动作用。

1.2 研究意义在1000MW超超临界机组AGC和一次调频响应改进方面的研究具有重大意义。

AGC技术作为电力系统中的关键控制环节，直接影响着系统的稳定性和可靠性。

通过对AGC技术进行改进，可以提高电力系统的调节能力，降低系统频率波动，保证系统运行的稳定性。

一次调频响应改进方案的研究可以有效提高电力系统的频率响应速度和精度，使系统在频率扰动下更快地恢复到平衡状态，减少系统频率稳定性风险。

AGC和一次调频响应的协调控制策略能够更好地优化系统运行效果，提高系统的整体性能和经济性。

对1000MW超超临界机组AGC和一次调频响应改进的研究不仅有助于提高电力系统的稳定性和可靠性，还能够为电力系统的智能化和高效化发展提供技术支撑和理论指导。

展望未来，进一步深入研究这些方面将有助于推动电力系统的发展和升级。

2. 正文2.1 AGC技术概述AGC，即Automatic Generation Control，是自动发电控制系统。

它通过监测电网负荷变化和电厂内部运行情况，实时调节机组的输出功率，以使电网频率、有功功率与无功功率保持在稳定状态。

1000MW超超临界二次再热机组深度调峰技术探讨

1000MW超超临界二次再热机组深度调峰技术探讨摘要随着科技不断进步，人们对各类资源的利用变得日益频繁，需求在不断增加。

在可再生能源的开发与利用过程中，国家对风电和水电的发展重视程度在的不断增加，这也造成电网的负载结构出现了明显的变化，电网在运行过程中所面临的负载差异明显增大。

因此，大型火力发电机组需要频繁进行深度调峰，而这一调峰过程所承受的压力在不断增加。

火电企业为了能够在激烈竞争的发电市场中占据更大的份额，需要满足电网的深度调峰需求，从而可以对机组的调峰能力进行提升，满足电网的安全调度以及正常运行的要求。

基于此，本文深入分析了1000MW超超临界二次再热机组深度调峰技术。

关键词 1000MW超超临界；二次再热机组；深度调峰技术一、深度调峰的相关概述在进行调峰之前，需详细分析不确定因素，深入了解各机组的实际调峰能力，准确把握调峰技术难点，制定合理的调峰计划，优化机组的实际调峰。

如有条件，可请相关专家实施实际调整。

一般情况下，进行深度调峰的方法主要包含：一是有效减少锅炉的热负荷，将干态转变为湿态，以使蒸汽和供水流量逐渐满足电力系统的需求。

超临界锅炉的设计要求最小水冷壁冷却工质流量为其额定蒸发量的30%。

在机组的启停过程中，干湿态转换一般控制在30%到35%的额定负荷范围内。

如果需要深度调峰的负荷超过35%的额定负荷，可以不进行湿态转换。

二是可采取保持锅炉最小燃烧负荷、启用高、中、低旁路等措施，从而能够减少蒸汽流量进入到汽轮机，有效减少机组的出力。

然而，频繁开关旁路阀可能导致阀门内部泄漏，同时在高负荷时也可能导致旁路阀后温度过高的情况。

因此，如何选择调峰方法还需根据具体机组情况来确定。

二、1000MW超超临界二次再热机组深度调峰技术1、深度调峰的操作过程为满足华东电力系统的需求，2016年2月，江苏省电力公司决定将句容发电厂1号机组列为直调电站。

该机组在负载超过400 MW时的可变负载速度达到每分钟15 MW。

1000MW 超超临界直流锅炉运行特性浅析

1000MW超超临界直流锅炉运行特性浅析卜建昌华能玉环电厂，浙江省玉环县大麦屿开发区下青塘 317600；摘要：根据华能玉环电厂4x1000MW超超临界机组的运行特性及在运行中出现的一些问题，特别是由于缺乏超超临界直流锅炉的运行经验，难于掌握直流方式运行的动态特性。

对这些问题进行分析探讨和总结经验，为以后大型超超临界机组的调试及运行提供参考经验。

关键词：超超临界、直流锅炉、干态、湿态、水煤比1引言本文从超超临界直流锅炉运行特性入手，通过启动过程的分析和探讨，为以后大型超超临界机组的调试及运行提供借鉴。

2机组设备概况2.1锅炉设备概况本厂1000MW锅炉是由哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进日本三菱重工业株式会社技术制造的超超临界变压运行直流锅炉，型号为HG-2953/27.46-YM1。

其采用П型布置、单炉膛、低NO X PM主燃烧器和MACT燃烧技术、反向双切圆燃烧方式。

炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、循环泵启动系统，一次中间再热系统。

调温方式除采用煤/水比外，还采用烟气出口调节挡板、燃烧器摆动、喷水等方式。

锅炉采用平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构，设计煤种为神府东胜煤和晋北煤。

锅炉设计为带基本负荷并参与调峰。

在30%至100%负荷范围内以纯直流方式运行，在30%负荷以下以带循环泵的再循环方式运行。

制粉系统采用中速磨煤机直吹式制粉系统，每台炉配6台磨煤机。

机组配置2×50%B-MCR调速汽动给水泵和一台启动用25%BMCR容量的电动调速给水泵。

旁路系统采用高低压串联旁路，40%容量。

本锅炉在燃用设计煤种时，不投油最低稳燃负荷为35%BMCR。

2.2汽机设备概况汽轮机是上海汽轮机有限公司引进德国西门子技术生产的1000MW超超临界汽轮发电机组。

型号为N1000-26.25/600/600（TC4F）。

型式是超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式、采用八级回热抽汽。

火电机组深度调峰综合经济性分析

火电机组深度调峰综合经济性分析摘要：近年来，我国对电能的需求不断增加，火电厂建设越来越多，对火电机组的应用也越来越广泛。

为优化协调控制系统性能以适应电力系统对火电机组深度调峰能力越来越高的要求，文章首先对当前协调控制策略分析，其次探讨火电机组深度调峰关键技术问题，最后就深度调峰应对措施进行研究，结合新型调峰技术进一步优化控制功能，成为新型电网结构下火电机组深度调峰运行的研究应用方向。

关键词：深度调峰；协调控制；前馈引言由于目前新能源的大力推广和发展，电网清洁能源比例不断加大，但光伏和风电有较强的不稳定性，风电长期存在与电网负荷反调的情况，给电网安全稳定运行带来了极大的考验，对火电厂调峰的需求也越来越大。

各地区对于火电厂的深度调峰补偿规则有较大差异，各火电厂参与深度调峰是否能获得实际效益也需要一个明确的测算标准。

本文开展深度调峰综合经济性分析，为参与深调市场提供依据。

1当前协调控制策略分析超超临界机组广泛采用以锅炉跟随（ＣＣＢＦ）为基础的间接能量平衡协调控制策略（ＩＥＢ），通过主汽压力这一参数表征锅炉供给与汽机需求之间的平衡，以保证电负荷快速、准确响应电网负荷调控，同时协调锅炉与汽机之间的能量平衡。

受锅炉大惯性滞后特性影响，控制策略中引入变负荷前馈控制，通过额外调整变负荷过程中入炉煤量、给水流量、风量、风压及减温水等多种输入变量，补偿“炉慢机快”造成的暂态能量失衡，以加快主汽压力稳定回调时间，从而提高控制系统稳定性，减小水量、煤量等主要输入能量扰动量，提高机组热力参数稳定性。

水煤比控制是超临界机组控制的核心，其表征数（中间点温度／过热度）的高低，代表着锅炉辐射－对流受热面配比合理，直接影响锅炉水动力安全及经济性，保持合理的水煤配比是超超临界直流锅炉干态运行控制重点。

当前主流的水煤配比控制策略分为水跟煤、煤跟水及水煤联合控制三种形式。

水跟煤调节方式（ＷＦＦｍｏｄｅ）：锅炉负荷指令（ＢＤ）通过燃料量确定；给水量指令通过设计水煤比函数生成；由燃烧变化、燃料改变等造成的过热度偏差，通过给水偏置进行自动调节。

深度调峰时火电机组安全运行问题分析

深度调峰时火电机组安全运行问题分析摘要：为顺利完成习近平总书记在第七十五届联大上提出的“30•60碳达峰碳中和”目标，我国发展清洁能源政策之路不可改变，火力发电由主力电源向调峰电源角色转变势不可挡，火电企业如何适应新形势，提高机组在快速升降负荷过程中的可靠性，在当前情形下显的尤为重要。

因此，如何解决大容量火力发电机组深度调峰时的各种安全限制因素，进而寻求更深程度调峰，成为当前各大型火电机组普遍存在的难题。

关键词：深度调峰；火电机组；安全运行前言“30•60”碳排放战略的提出为我国能源结构的转型发展指明了方向，以风电、光伏为代表的清洁能源进入快速发展期。

为满足日益增加的可再生能源消纳需求，国家提出要构建以新能源为主体的新型电力系统。

目前我国可再生能源以风电为主，但因自然条件限制，风力发电具有间歇性和波动性，无法与市场实时需求完美匹配，且受建设条件、成本、周期、技术成熟度等多方面因素的制约，目前储能项目还不能大规模普及，使之与风力发电等可再生能源发电互补互足。

因此，提升火电机组调峰能力成为解决当前问题的主要手段，特别是当某一时段可再生能源发电量大增、电网容量接近上限时，作为主力电源的火电机组进行深度调峰，是目前提升电网灵活性最现实、最有效的选择。

1机组运行阶段经济效益风险分析目前各地均在实施电力辅助市场补贴政策，各项政策的背景下，火力发电机组在满足民生需求的前提下，充分利用现有政策，积极挖潜政策红利，追求利益最大化是企业的主要目的。

谁能够更早更快满足电力辅助市场补贴政策相关要求，谁就能获得更多政策补贴，谁就能更容易实现盈利目标。

对于各地的电力辅助市场补贴政策，可以理解为对火电深度调峰的激励政策，用补贴的形式引导各火电企业更加深入地参与电网深度调峰工作，用不具备深度调峰条件的机组的效益补贴有能力参与深度调峰的机组，但如果所有机组均具备深调的能力，则就不再有补贴一说，同样补贴标准也在不断调整降低，故需要火电企业在目前阶段充分、尽快参与调峰以创造最大效益。

超超临界1000MW机组深度调峰风险及应对措施

超超临界1000MW机组深度调峰风险及应对措施摘要：随着社会快速发展和进步，光伏、风电等新能源装机占比快速增大，各大型火电机组在电力供应需求减少的情况下要进行深度调峰。

本文以超超临界1000MW机组为主要研究对象，分析深度调峰的风险以及应对措施，以期为同类型火电机组安全运行提供一定借鉴作用。

关键词：超超临界1000MW机组；深度调峰风险；分析；措施前言新能源加入让电网结构更加多元化，电网对火电机组的高效和稳定运行提出了更高的要求，火电机组调峰任务也越来越重。

因此，必须对火电机组的实际运行情况及深度调峰工况下存在的风险展开评估，并针对其存在的问题，制定出行之有效的应对措施具有重要意义。

一、设备概况本次分析以某电厂1000MW超超临界燃煤机组为参考对象。

锅炉为高效超超临界参数变压运行直流炉，一次中间再热、单炉膛、锅炉采用∏型布置方式，前后墙对冲燃烧方式，采用双层等离子点火系统；汽轮机为一次中间再热，单轴、四缸、四排汽、双背压、十级回热抽汽，带有 1220mm末级动叶片的超超临界反动凝汽式汽轮机组。

二、深度调峰风险分析机组正常运行时，控制方式为CCS方式，一次调频投入，AGC自动调节负荷。

当省内辅助服务市场开启后，要求机组退出AGC，执行深调指令，手动进行调整。

低负荷工况下，锅炉稳燃、水冷壁局部壁温超温、锅炉给水流量波动、环保参数管控等都是低负荷下值得关注和解决的问题。

1、锅炉燃烧不稳问题随机组负荷逐渐降低，锅炉膛内的热负荷也随之下降，煤粉燃烧条件变差，燃烧的稳定性和抗扰动能力下降，若发生煤质变差、磨煤机跳闸、风机跳闸等情况，甚至会造成锅炉灭火。

2、水冷壁局部壁温超温低负荷下锅炉内部的热负荷相对集中，容易导致水冷壁的局部超温现象。

需避免因给水泵再循环大幅度调整而影响省煤器入口给水流量及减温水量的波动。

3、汽动给水泵组汽源切换导致给水流量波动风险机组深调期间，根据小机调门开度变化，采取逐渐暖开辅汽至小机供汽电动门的措施或通过调整切换阀后蒸汽压力设定值缓慢开启冷再至小机切换阀，供汽压力变化，易造成主给水流量异常波动。

660MW超超临界机组在涉网大频差扰动下的机组频率异常响应特性分析与研究

660MW超超临界机组在涉网大频差扰动下的机组频率异常响应特性分析与研究摘要：电网控制区域内机组的一次调频性能直接决定了电网在频率突升或突降情况下的快速调节能力，因此，在电网运行中，机组一次调频性能异常重要，当机组一次调频的性能和参数配置满足各项规定要求时,可以使机组在电网在不断变化的负荷需求下具备较好的一次调频性能。

在电网侧发生大频差扰动时，依然能够快速响应，保障电网侧和机组的安全运行。

关键词：一次调频；；大频差；电网控制区域Analysis and Research on Abnormal Frequency Response Characteristics of 660MW UltraSupercritical Unit under Grid related Disturbancewith Large Frequency DifferencePeng Mingjian(Inner Mongolia Datang International Xilinhot Power Generation Co., Ltd., 026000)Abstract: The primary frequency regulation performance of theunits in the power grid control area directly determines the rapid regulation capability of the power grid in the case of sudden rise or drop in frequency. Therefore, the primary frequency regulation performance of the units is extremely important in the operation ofthe power grid. When the performance and parameter configuration ofthe primary frequency regulation of the units meet various requirements, the units can have better primary frequency regulationperformance under the changing load demand of the power grid. In case of large frequency difference disturbance on the grid side, it can still respond quickly to ensure the safe operation of the grid side and the unit.Keywords: primary frequency modulation;; Large frequency difference; Grid control area1 引言一次调频，又称快速频率响应，指当电力系统频率偏离目标频率时，发电厂通过控制系统的自动反应，调整有功出力减少频率偏差的控制功能[1]。

火电机组深度调峰节能增效改造及安全运行分析

火电机组深度调峰节能增效改造及安全运行分析摘要：随着风电、光伏、水电新能源装机容量的逐渐增大，电力市场及煤炭市场变化，经营形势也在发生变化，火电机组调峰压力增大。

国家电网修订两个细则考核及调峰收益补偿计算方法。

深度调峰能带来可观的调峰收益，同时火电机组调峰深度的增加和频繁调峰给机组安全稳定运行带来巨大风险。

为防范设备损坏，确保机组安全、环保、可靠运行，在现有设备基础上进一步挖掘机组的深度调峰能力，对设备进行灵活性改造，同时根据调峰阶段运行风险进行分析，并采取相应的预防措施，确保机组安全稳定运行。

关键词：深度调峰灵活性改造锅炉稳燃安全经济引言调峰辅助服务主要包括深度调峰、火电应急启停调峰。

按照“谁受益、谁承担”原则进行费用分摊，卖方为统调公用燃煤火电，买方为集中式风电和光伏，以及出力未减到有偿调峰基准的统调公用燃煤火电。

调峰深度分为四档：一档40%≤负荷率＜50%，二档35%≤负荷率＜40%，三档30%≤负荷率＜35%，四档负荷率＜30%。

超超临界机组负荷从 50%降到40%额定负荷运行，供电煤耗将增加14克/千瓦时，从 40%降到30%额定负荷运行，供电煤耗将增加 20 克/千瓦时左右。

以前调峰方式都是短暂的非正常运行工况，也出现各种调峰方法，但都不经济，大量浪费工质，不利于节能。

同时多个电厂因为调峰出现非停事故逐渐增多。

所以从设备方面进行灵活性改造，挖掘设备调整潜力。

改善调峰操作方法，势在必行。

灵活性改造涉及汽机、锅炉、电气、热工方面。

1锅炉设备改造1.1制粉系统及燃烧器改造，提高低负荷稳燃能力1.1.1通过制粉系统的改造提高低负荷下煤粉细度、均匀性，提高锅炉低负荷下稳燃能力。

1.1.2燃烧调整并没有达到最小出力要求的机组，若所用煤质稳定，且煤质属于挥发分较高的烟煤或褐煤，首先应研究通过燃烧器改造提升锅炉稳燃能力。

1.2 低负荷下受热面安全改造1.2.1锅炉深度调峰前，应开展锅炉低负荷工况水冷壁水动力核算、受热面偏差分析核算、受热面壁温计算分析和强度核算、变负荷工况对锅炉氧化皮脱落的风险分析等工作。

关于句容电厂1000MW超超临界燃煤锅炉运行问题的分析

关于句容电厂1000MW超超临界燃煤锅炉运行问题的分析摘要随着发电企业的发展，1000MW机组逐渐成为华东电网的主力机组，1000MW机组对华东电网的安全运行起着至关重要的作用。

而锅炉的安全运行又是决定机组安全运行的关键。

本文结合句容电厂实际情况研究句容电厂影响锅炉安全运行的突出问题。

关键词制粉系统；锅炉MFT；氧化皮；超温爆管0引言句容电厂是中国华电集团公司规划在江苏省的重点电源点。

目前项目一期工程两台1000MW超超临界燃煤发电机组已经进入分部调试阶段，三大主机分别采用东方锅炉厂锅炉、上海汽轮机厂汽轮机、上海电机厂发电机配置。

本公司新招聘运行人员均来自集团内部其他单位200MW、300MW机组运行职工，普遍缺乏大机组运行经验。

随着公司两台百万机组并网投产临近，作为生产一线运行职工感觉到的压力越来越大，责任越来越重。

与小容量机组相比，百万机组最大的特点是自动化程度有了质的飞跃，需要人工执行的操作大大减少。

锅炉由于要和外界有物质交换（燃烧、空气等）增加了自身的不可预测性，所以百万机组正常运行时的操作主要集中在锅炉，换句话说，锅炉运行调整的正确性、合理性、及时性决定了整个机组的运行工况。

下面就本人浅薄的运行经验和目前所掌握的理论知识谈谈我厂百万机组锅炉运行的两个突出问题。

1直吹式制粉系统的运行我公司锅炉配六台ZGM133型正压直吹式磨煤机，五运一备，燃烧器为前后墙布置，前三层后三层共48只旋流燃烧器对冲燃烧。

直吹式制粉系统运行合理与否对锅炉燃烧有重大影响，可以说大部分的锅炉燃烧异常情况都跟制粉系统有关。

下面就谈谈个人对几个问题的看法：1.1制粉系统启停问题由于启停制粉系统操作不恰当导致锅炉灭火的事故时有发生，主要原因是大量冷风进入炉膛导致燃烧环境恶化或者是燃料突减燃烧强度下降过快。

所以，停止制粉系统时，锅炉燃烧环境是一个持续恶化的过程，减煤速度要控制得当，要有阶梯性，但停磨过程又不能拖得太长，不然冷风持续进入炉膛，危险系数增加。

超临界机组调峰与变压运行

变压运行时的汽温特性曲线
图中在采用变压运行时，过热汽温可在40%~100%负荷范围内维持额定值；再热汽温可在55%~100%负荷范围内维持额定值。变压运行的这种汽温特性无疑将改善机组低负荷工况下的循环热效率。
2、低负荷时汽轮机内效率高于定压运行
变压运行时，汽轮机调速汽门处于全开（或部分阀全开），节流损失小，调节级前后的压力比及其后各级的压力比都基本不变；另一方面，主蒸汽压力随负荷而升降，低负荷时压力也低，蒸汽容积流量基本不变。汽轮机的级效率同级的前后压力比以及通过级的蒸汽容积流量有关，这两项基本不变。
汽压降低，蒸汽比体积增大，流过过热器的蒸汽容积流量几乎同额定负荷时的相同，即蒸汽流速几乎不变；
过热器外壁的烟温虽然随负荷减少而降低，但由于压力降低后饱和蒸汽温度也相应下降，所以过热器的传热温差变化不大。
综合上述各因素，在变压运行时主蒸汽温度可以在很宽的负荷范围内基本维持额定值。
变压运行对再热汽温变化的影响与过热汽温相似。但汽温特性的改善更好些。这是因为定压运行时，高压缸排汽温度和再热汽温随负荷的降低而减小。而变压运行时，由于高压缸的容积流量基本不变，使高压缸的排汽温度（再热器进口温度）变化不大，甚至略有上升。此外，滑压下的主蒸汽焓在汽温相同时要高于定压运行，也使高压缸的排汽焓升高。因此再热汽温也能在很宽的负荷范围内维持额定值。
1．负荷变化率
当采用变压运行时，蒸汽温度和汽轮机各部位的温度基本稳定，负荷变化率对汽轮机影响不大，而关键在锅炉。而限制负荷变化率的因素主要是饱和温度变化速度和汽包上下壁温差。汽包饱和温度变化速率一般按制造厂提供的数据在规程中作出规定（国内一般为90 ℃ /h）。汽包上下壁温差一般以不超过40 ℃为标准。

1GW超超临界燃煤发电机组参与电网调峰下负荷响应性能分析

和喷水等方式。燃
１２汽轮发电机组．
ＰｒｓｕｅＩｉｉｉｎｅｓｒｎｈｂｔｏ
０引言
电监会于２００６年发布《 × 区域发电厂并网 × 运行管理实施细则》 × × 区域并网发电厂辅助服《务管理实施细则》简称 “ 个细则 ” 随着电网，两。 “ 个细则 ” 理制度的落实，力调度对发电机两管电组的指令响应能力要求更趋严格化，燃煤发电给机组运营和盈利带来一定的冲击，其对于近年尤新生的大容量直吹制粉系统燃煤发电机组，为因
内以纯直流方式运行。制粉系统采用中速磨煤机直吹式制粉系统，炉配６台磨煤机。机组配置每２台５锅炉最大连续出力（ — Ｒ）速汽动０ＢＭＣ调
容量增加致使其蓄热能力相对下降，同程度地不出现负荷无法严格按照设定速率动态跟随调度指令的情况。随着 “ 个细则 ” 核制度的落实，两考这
Ｋｅｒｓ：Ｃｏｄｉｔｄｃｙｗｏｄｏｒｎａｅ — ｏｎｔｏｒｔｇｙ；Ｐｅｋ— ｒｌＳｔａｅａＳｈａｉｇ；ＬｏｄＲｅｐｏｅ；Ｓｔａｅｓｒｖｉｔｏｎ；Ｓｔａ — ｖｎａｓｎｓｅｍＰｒｓｕｅＤｅａｉｅｍ
ｊＡＮＧｎＩＢｉ

超临界大容量火电机组深度调峰对燃煤锅炉的影响

超临界大容量火电机组深度调峰对燃煤锅炉的影响摘要：针对超临界大容量火电机组频繁参与深度调峰的实际情况，从设备的安全性，经济性和环保性3个方面分析了机组深度调峰对煤炭锅炉的影响因素，并对可能出现的情况给出相应对策。

实践表明，锅炉在负荷低时，要综合考虑燃烧稳定性，水力稳定性，管壁的超温和受热面腐蚀等影响，才能满足电网对这类机组参与调峰的要求。

关键词：燃煤锅炉；调峰；稳燃1前言近年来，越来越多的超临界大容量火电机组参与深度调峰，使得大容量机组经常处于低负荷下运行，从而影响机组的安全性与经济性。

笔者主要讨论机组在深度调整的情况下煤炭锅炉主要设备所受到的影响，并提出相应的应对措施。

2对安全性的影响2.1锅炉燃烧稳定性对于烟煤锅炉，最小稳定燃烧负荷一般为30% BMCR，大致相当于额定负荷的33%；但从运行安全的角度来看，电厂控制的最小稳定燃烧负荷一般为额定负荷的40%，有的控制为额定负荷的50%。

在深度调峰过程中，锅炉负荷远低于最低稳定运行负荷，炉腔的温度降低，煤粉着火困难，火焰稳定性差，很容易灭火。

锅炉燃烧的稳定性与锅炉形状、燃烧器结构、煤种、磨煤机性能等因素也有一定的关系，因此提高煤粉燃烧的稳定性应该从改善煤粉燃烧条件入手。

稳定燃烧的具体措施有：（1）使用新型低负荷稳定燃烧器；（2）适当降低一次风速；（3）提高煤粉细度；（4）提高磨机出口温度；（5）改善各燃烧器间煤粉分布的均匀性；（6）合理的磨煤机运行方式。

2.2氧化皮加剧生成和剥落机组进行深度调峰，不仅影响其燃烧的安全性，还影响汽水系统运行的安全性。

长时间较低的负荷，会使超临界锅炉“四管”的氧化皮产生和剥落得更厉害。

改进措施：（1）在运行过程中尽量降低火焰中心，防止受热面过热；（2）深度调峰过程中严格控制主、再热蒸汽温度波动；（3）减温水的使用需严格控制，避免减温水量的大幅度波动（4）吹灰后充分排水，避免在吹灰过程中产生水汽使受热面急剧下降；（5）对参与调峰的机组，更加注重启停机阶段相关参数的控制；（6）加强检查，及时清理、更换受热面。

超超临界1000MW机组深度调峰风险分析及措施

超超临界1000MW机组深度调峰风险分析及措施沈志勇【期刊名称】《《节能与环保》》【年(卷),期】2019(000)010【总页数】2页(P63-64)【关键词】超超临界机组; 深度调峰【作者】沈志勇【作者单位】国家能源集团泰州发电有限公司【正文语种】中文随着近几年我国经济增长速度逐年放缓，社会用电负荷增加速度与发电机组装机容量增长速度之间的不匹配性矛盾日益凸显，同时，特高压输电、新能源发电发展迅猛，传统的煤电行业正受到前所未有的冲击，利用小时数逐年下降。

在此形势下，一方面国家积极推进供给侧结构性改革，坚决关停了一部分能耗高、污染大的老旧机组；另一方面，国内超超临界1000MW机组也大面积开展了灵活性改造，进行深度调峰试验，以便让机组能够在更大的负荷区间稳定运行，满足电网快速调峰的需求。

1 设备概况某电厂1000MW超超临界燃煤机组，锅炉采用П型布置、单炉膛、反向双切圆燃烧方式，MPM燃烧器+SOFA燃烧器+偏置周界风燃烧器，内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、循环泵启动系统、一次中间再热。

汽轮机为凝汽式、超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式、八级回热抽汽式。

2 深度调峰风险分析机组正常运行时，其控制方式为CCS，一次调频投入，负荷通过AGC来调节，负荷区间为550MW至1000MW。

而机组深度调峰时，要求机组负荷降至400MW 运行。

在这种低负荷工况下，锅炉的燃烧是否稳定、水冷壁局部壁温是否超温、环保参数是否超标、空预器的堵塞和腐蚀、锅炉给水量的波动等，都是在实际运行中值得思考和解决的问题。

2.1 锅炉低负荷燃烧不稳随着机组负荷降低，炉膛热负荷随之下降，煤粉燃烧条件变差，燃烧稳定性和抗干扰能力下降，若发生煤质变差、磨煤机跳闸等异常情况时，极易引发燃烧不稳，甚至锅炉灭火。

2.2 锅炉水冷壁超温锅炉采用了双切圆的燃烧方式，容易在水冷壁前墙区域中间区域形成“热墙”，造成该区域水冷壁壁温偏高。

1030MW超超临界燃煤机组深度调峰探讨

1030MW超超临界燃煤机组深度调峰探讨摘要：随着国家碳达峰、碳中和目标的持续推进，风电、光伏等新能源电力装机比例逐年增长，而这些电力能源对自然条件的依赖性非常高，这就决定了它们存在波动性、随机性和不可预测性等特点，因而对火电机组的调峰能力提出新的挑战。

本文对百万超超临界燃煤发电机组深度调峰中遇到的问题，进行了深入的分析研究，并给出了相应的解决方案，为同类型机组的深度调峰工作提供了一定的借鉴。

关键词：深度调峰；稳定燃烧；脱硝；排烟温度；给水控制引言为提高电网对新能源的消纳能力，大容量机组承担起调峰任务，火电机组参与深度调峰已经常态化。

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、引风机失速、环保设施运行、给水控制等问题。

本文将从这几个方面进行论述。

1 深度调峰存在的安全隐患1.1锅炉的稳定燃烧锅炉低负荷燃烧稳定是机组安全运行的首要保证，也是机组深度调峰首要关注的重点。

在机组进行深度调峰时，锅炉炉膛温度低，火焰充满度差，燃烧稳定性差，容易造成锅炉炉膛负压大幅度晃动，甚至炉膛灭火、MFT动作跳闸等。

锅炉低负荷燃烧稳定性的主要表证参数有：炉膛温度、火检信号、炉膛负压、过热度等[1]。

煤质一方面会影响锅炉使用经济效益，同时还会影响到锅炉使用过程中的安全性。

因此在机组深度调峰期间稳定燃烧采取的主要措施有：1）保持煤质稳定，煤着火燃烧主要是因为煤炭挥发份析出并燃烧，这改善了焦炭的燃烧反应，因此若煤粉的细度相同，煤炭的挥发份越高，那么着火燃烧的速度越快[2]。

保证锅炉的入炉煤热值大于4300kcal/kg，挥发分大于25%，BTU不低于0.72。

2）改变制粉系统运行方式，正常低负荷情况时维持中上层制粉系统运行，以兼顾主再汽温控制、水冷壁温控制、脱硝NOx控制，燃油系统及等离子处于备用状态。

3）加强锅炉燃烧情况检查，进一步提升煤粉的细度后，煤炭的平均表面活化受到颗粒细度的影响而发生转变，细度越小，表面活化越大，所以煤粉着火会更加简单[2]。