发电厂深度调峰的安全技术措施

合集下载

300MW机组深度调峰危险及对策

300MW机组深度调峰危险及对策深度调峰是指在电力系统峰谷负荷差异较大情况下，通过调节电厂发电机组的出力来平衡电网负荷，以提高电网供电可靠性的一种措施。

300MW机组作为大型发电机组，具有调峰能力强的特点，但是深度调峰也存在一定的危险性。

本文将对300MW机组深度调峰危险进行分析，并提出相应的对策。

1. 过负荷运行风险：在深度调峰模式下，300MW机组需要快速提高或降低负载，这时机组可能会发生过负荷运行，产生过高的温度和压力，进而导致机组的损坏。

对策一：确保机组的正常运行参数。

在深度调峰前，应对机组进行全面检查，确保各项运行参数在正常范围内。

对于重要设备如锅炉、汽轮机等，要加强巡视，检查其安全运行状态。

对策二：合理调整机组的出力。

在深度调峰过程中，按照电网负荷变化的速率和幅度，合理调整机组的出力，避免过负荷运行。

还可以采用一定的预测和控制策略，根据电网负荷预测结果提前调整机组的出力，使其更加稳定地运行。

2. 低负载运行风险：深度调峰模式下，机组可能会被要求运行在低负荷状态下，这时机组的运行稳定性可能会受到影响，导致机组振荡、共振等问题。

对策一：提高机组的运行稳定性。

通过合理调整机组控制系统的参数，增强机组对负荷变化的适应性，提高机组在低负荷下的运行稳定性。

应加强对机组运行状态的监测和分析，及时发现并解决机组振荡、共振等问题。

对策二：加强机组的调试和测试。

在深度调峰前，对机组进行全面的调试和测试，包括负载响应能力、振动特性等方面的测试，确保机组在低负荷下的运行安全性和稳定性。

3. 燃料供应不足风险：深度调峰时，机组可能需要大量的燃料供应，而供应不足会导致机组无法正常运行，影响电网的供电可靠性。

对策一：加强燃料供应计划的制定。

在深度调峰前，与燃料供应方进行充分的沟通和协调，制定合理的燃料供应计划，确保机组有足够的燃料供应。

对策二：提高燃料的储备和调配能力。

加大燃料储备的规模，确保燃料供应的稳定性。

合理安排燃料的调配，避免燃料供应不均衡导致机组无法正常运行。

300MW火力发电机组深度调峰的技术措施及运行注意事项

300MW 火力发电机组深度调峰的技术措施及运行注意事项摘要：近年来，风电、光伏等清洁能源大规模并网，在电网的日常运行中，峰谷负荷偏差不断增大。

是电网机组深度调峰的主要原因之一，在日负荷调度过程中，当负荷小于额定负荷的50%时，调峰时间将会不断增加。

当某一时刻调峰深度达到70%以上时，调峰负荷深度明显变大。

如果正常改变调峰减载方式，运行量大，需要燃油喷射稳定燃烧。

本文论述了火电机组运行灵活性调峰深度的现状，分析了现阶段火电机组的几种控制策略及优化控制技术。

关键词：火力发电厂；优化与控制；策略；深度调峰；前言近年来，随着《可再生能源法》的颁布实施，我国新能源产业得到快速发展，可再生能源在能源总量中的比重进一步提高。

由于新能源发电波动性大，电网支持政策的缺失和不完善，电厂深度调峰方式成为亟待解决的问题。

2016年和2017年平均弃风率约为15%，北方集中供热地区火电厂调压符合仅为10%～20%。

探索实现火电厂峰谷深度的技术途径，对适应能源发展战略的需要具有重要意义。

逐步提高新能源利用率，大容量火电厂深度调峰可以节能降耗，提高火电厂的运行灵活性和火电厂的深峰容量，提高经济效益。

1、火电机组控制系统现状为保证机组安全经济运行，提高火电机组的灵活性和深度调峰能力，对协调控制系统的要求非常高。

大型火电机组DCS及控制系统，负荷响应快，主蒸汽压力和温度稳定。

为了提高深度调峰的灵活性和性能，有必要研究和开发新的深度调峰控制策略和算法，使主蒸汽压力、主蒸汽温度等主要参数安全、稳定、经济地运行。

在电力市场化改革的背景下，提高电厂的竞争力有利于深化国家电力体制改革。

由于DCS厂家对应用软件的设计和配置投入较少，早期采用的国外控制方案和算法较多，现场调试不够详细。

火电厂大多数控制系统基本能满足小负荷变化或低速负荷变化的调节要求，但是在机组深度调整运行的情况下，主蒸汽压力、功率、主蒸汽温度、水位等主要运行参数波动频繁。

2、安全性影响分析如果发电机组的调峰深度过大，特别是全厂只有一台机组运行时，一旦机组发生故障，处理不当将导致全厂停电。

600MW级火力发电机组深度调峰影响因素及对策

600MW级火力发电机组深度调峰影响因素及对策摘要：本文主要针对600MW级火力发电机组深度调峰影响因素及对策做出初步分析，希望对600MW级火力发电机组在电网调峰中的应用提出一些有效建议，使600MW火力发电机组既能安全经济的运行，又满足国际环保政策的可持续发展理念，同时还能适应电网的需求。

关键词：600MW级火力发电机组；深度调峰；影响因素及对策引言：600MW级火力发电机组在火力发电厂中的使用越来越多，经常会参与电网调峰，由于600MW火力发电机组利用小时数逐年降低，最低负荷只有额定容量的三分之一，所以600MW火力发电机组在电网深度调峰中经常会出现一些问题，导致600MW火力发电机组发生非计划停运，对电网的正常使用造成不利影响。

因此，在保证600MW级火力发电机组满足国家环保政策的需求下，使其能够正常的为电网发展做出贡献是每个火力发电机组厂都应该认真研究的课题，本文通过对600MW级火力发电机组的一些了解，希望能为600MW级火力发电机组深度调峰提出一些有效建议，为国家电网事业的发展做出一些贡献。

一、600MW级火力发电机组调峰的必要性由于600MW级火力发电机组经常在调峰中会有一些问题，使得600MW级火力发电机组的年利用小时逐年下降，造成600MW级火力发电机组年利用小时逐年降低的主要原因有：（一）随着科技的不断发展，近几年电网投产使用1000MW机组较多，1000MW火力发电机组相比于600MW火力发电机组煤耗较低，处于节能的考虑，电网调度时使用1000MW机组较多，这就导致600MW的使用时间变得较少。

（二）随着国家政策的改变，大量的风力发电、太阳能发电等新能源的投产应用，使得电网容量不断变大，处于环保的考虑，新能源发电优先使用，且不受限制，使电网的深度调峰就需要火力发电机组来参与完成。

通过以上可以看出，600MW级火力发电机组参与电网调峰势在必行，特别是在节假日期间，电网负荷较低时，600MW级火力发电机组参与深度调峰越来越频繁。

300MW机组深度调峰的技术措施及运行注意事项

１）由于煤种所限，燃烧调节比较被动，运行的两磨低负荷时各拉两根粉管，稳定性较差，需要的油枪也较多，用了４根，油压Ｏ．８５１￣ＰＡ。直到煤种变化后才将逐渐将拉掉的粉管投入，开始投入时负压波动较大，后面的粉管均派人到就地用吹扫风
大出力可达到１００吨／ｈ。
１）适当加大送风量，使脱硝入口温度不低于３２５ ℃。２）对于脱硝入口温度低于３２５ ℃时汇报负责脱硝调试的生技部副主任，要求热工修改脱硝入口温度定值。对锅炉方面的应对措施：
调沟通协调，延缓降负荷，给热用户争取处理时间（该过程至少２小时），避免用户经济损失。３）减负荷过程中密切监视供热压力，及时调整。４）到１００ＷＭ时全开供热所有阀门，按当时的用户情况能保持１．０ＭＰＡ的供热压力。５）到８０ＭＷ时能保持０．８ＭＰＡ左右，要求热客户做好用户的限制、调度工作。
事故。
本文结合永福电厂近期保障调峰运行安全稳定的技术措施和注意事项作简要分析。国电永福发电有限公司成立于１９９８年１月１日。二期２ ×３００ＭＷ机组扩建工程＃３机、＃４机分别于２００７年１月２３

300MW机组深度调峰危险及对策

300MW机组深度调峰危险及对策随着国民经济的发展和社会用电需求的增长，发电行业的负荷调峰也越来越受到重视。

而300MW机组是目前常见的一种机组类型，具有较大的发电能力，但在深度调峰操作中也存在一定的危险性。

本文将从机组负荷调整、设备运行安全和管理措施等方面，对300MW机组深度调峰的危险进行分析，并提出相应的对策。

机组负荷调整是深度调峰操作中最关键的环节之一，也是容易引发危险的地方。

在负荷急剧减小的情况下，长时间运行的高温高压部件容易出现超温超压现象，从而导致设备抢修、停机或事故发生。

负荷下降太快也容易引起主机颤振、管道压力不稳定等问题，对设备安全性和稳定性产生威胁。

针对这个问题，我们可以采取以下对策：一是设置合理的负荷调整速率，避免负荷的突然下降，应逐渐减小负荷，并留出足够的缓冲时间给设备进行适应；二是加强对关键部件的监测，及时发现异常情况并采取相应措施，减少设备超温超压的风险；三是加强负荷预测工作，合理安排负荷调整计划，避免出现频繁的负荷调整，从而降低设备故障和事故的风险。

设备运行安全是深度调峰中需要重点关注的问题。

在深度调峰过程中，负荷的剧烈变化会对设备的运行状态和稳定性造成一定的影响。

负荷突然增加可能导致设备运行不稳定，容易引发设备颤振、器件损坏等问题。

由于深度调峰需要跳闸操作，过多的跳闸次数也会对设备的运行寿命产生不利影响。

针对这个问题，我们可以采取以下对策：一是加强对设备运行状态的监测和控制，及时发现设备异常情况并采取措施，确保设备的运行稳定性；二是合理安排负荷调整计划，避免频繁跳闸操作，减少对设备寿命的损伤；三是加强设备的定期检修和维护工作，及时对设备进行检查和修复，保证设备的正常运行和安全性。

管理措施是保障300MW机组深度调峰安全的重要保障。

在深度调峰操作中，管理不善可能导致操作不规范、不及时，进而加大设备故障和事故的风险。

加强管理是必不可少的。

针对这个问题，我们可以采取以下对策：一是建立完善的深度调峰管理制度和操作规程，明确各个环节的职责和要求，确保操作的规范性和及时性；二是加强人员培训和技术交流，提高操作人员的专业水平和技术能力，提高对设备运行状态的判断和处理能力；三是加强对设备运行数据和故障信息的分析和汇总，及时总结经验教训，改进管理措施，提高运行安全性和可靠性。

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200MW，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。

二、调峰期间存在的问题：1、给煤机频繁断销子、变频器卡跳是在调峰期间威胁机组安全运行的最大隐患。

300MW机组深度调峰危险及对策

300MW机组深度调峰危险及对策在电力系统中，存在着随着负荷需求的变化，电力供需平衡难以保持稳定的问题。

当负荷需求超过电力系统的供给能力时，会出现峰值负荷，同时也会出现电网压力过高、频率不稳定等问题，这给电力系统的运行带来了一定的危险。

为解决这一问题，一种常见的手段是引入调峰机组，通过提供额外的电力供给，以平衡负荷需求和电力供给，并保持电力系统的稳定运行。

本文将针对一台300MW的调峰机组，对其深度调峰危险及对策进行分析。

深度调峰是指在极端负荷情况下，调峰机组需要提供更多的电力供给，以满足负荷需求。

由于负荷需求极高，调峰机组的负荷响应速度要求较快，其运行压力和温度会显著增加。

这可能导致以下几个方面的危险：1. 机组过负荷：深度调峰时，机组需要提供更多的电力供给，这会导致机组负荷超过其额定负荷。

长时间的过负荷运行可能降低机组的寿命，并导致机组故障的风险增加。

2. 热力系统安全：深度调峰时，机组的运行压力和温度会显著增加，这会对机组的热力系统带来一定的安全风险。

如果热力系统的阀门、管道等部件无法承受高温高压的运行条件，可能会导致部件变形、泄漏等问题，甚至引发火灾等严重事故。

3. 燃料供应问题：深度调峰时，机组需要更多的燃料供应以产生额外的电力。

如果燃料供应系统无法及时供应足够的燃料，可能导致机组运行不稳定，甚至停机。

燃料供应不足还可能导致燃烧不完全，产生大量的氮氧化物等污染物，对环境造成不良影响。

针对以上深度调峰危险，需要采取一些对策保证机组的安全运行：1. 加强设备检修和维护：定期对机组设备进行检修和维护，确保设备的正常运行和性能稳定。

特别是对于热力系统的部件，要注意检查阀门、管道等是否存在磨损、泄漏等问题，避免因部件故障引发安全事故。

2. 建立灵活的燃料供应系统：建立多个燃料供应点，保证燃料供应的稳定性和及时性。

采用备用燃料供应系统，以应对主要供应系统的故障。

加强对燃料的储备和管理，确保燃料供应的可靠性。

电厂深度调峰运行机组安全经济性分析及改进措施研究

电厂深度调峰运行机组安全经济性分析及改进措施研究摘要：本文对电厂深度调峰运行机组进行研究，针对机组安全性及经济性进行分析，提出了相应的改进措施，以提高电厂深度调峰运行效果，为后续发展提供保障。

关键词：深度调峰；运行机组；经济性分析在电厂运行过程中，常有机组偏离设计工况运行的现象发生，这使得现场技术人员需要采用深度调峰的运行方式，保证机组的运行状态，为电厂生产流程的稳定运行提供保障。

此外，管理人员还需要对该运行机组的安全性及经济性进行分析，针对其中存在的问题制定相应的改进措施，以使生产现场的人员安全得到保障，电厂企业的经济效益也得以提升。

1电厂汽轮机组的运行方式1.1 定压运行方式当电厂生产压力保持恒定时，汽轮机组在运行方式上可以分为节流配汽与喷嘴配汽两种。

其中，节流配汽指生产人员同时开启多个气压调节阀，以对生产现场实施配汽。

该方法的应用优势在于汽轮机在进行第一级调速时载荷教较小，但这也会造成较大的节流损失，使机组运行效率发生下降[1]。

另外，当进气流量发生变化时，机组各级温度并不会出现较为明显的变化，这使得节流配汽方式的应用对负荷波动的适应性较强。

而在应用喷嘴配汽方式时，生产人员则需按照预先制定的顺序逐步开启调节阀门，对生产进气的方式进行针对性调整。

在这种运行方式的支持下，实际生产中只有一个气门会发挥节流作用，使节流损失得到有效遏制。

1.2 滑压运行方式滑压运行在电厂生产中可分为纯滑压运行及节流滑压运行两种。

首先，在应用纯滑压运行模式时，其主要应用方式为，将所有调节阀保持在全开的状态，仅由汽轮机在机组负荷发生变化时对其进行调节[2]。

具体而言，当机组运行功率稳定后，其就会通过对给水量及锅炉燃料量等指标进行调整，从而提高汽轮机对其内部蒸汽流量与压力的控制效果，有助于提高汽轮机对机组适应能力。

在这种应用方式的支持下，调节阀在运行过程中不会产生节流损失。

但该方法对锅炉的调节存在滞后性，使得其在实际应用过程中很难满足电网调峰的需求，因此，当多数电厂都很少使用这一方式。

深度调峰安全技术措施

深度调峰安全技术措施
1、加强设备消缺，提高设备健康水平，保证制粉系统稳定运行和制粉出力。

2、保持粉仓粉位在2.0m以上，给粉机下粉正常。

3、尽量减少低负荷时启、停磨煤机次数，减少风量大幅度变化对炉膛的扰动影响。

4、低负荷时对备用给粉机的一、二次风门相应减少或关闭，提高炉膛温度，对备用的一次风管应定期缓慢吹扫。

5、一次风压不能保持过高，一期控制在2600Pa～2800Pa之间，二期控制在3000Pa～3500Pa之间。

6、磨煤机停止时保持排粉机入口风温在80～90℃之间。

7、低负荷时进行给粉机切换时，应以先启后停为原则，并调整相应的二次风量。

8、运行的给粉机转速不能保持过低，一般应保护在10%以上，保证喷燃器出口的煤粉浓度。

9、保持有四支油枪在程控位置，保证燃烧不稳时及时投入。

10、低负荷时保持中间风、周界风在关闭位置。

11、在蒸汽参数允许的情况下，尽量投入带有稳燃器的给粉机运行。

12、合理调整炉膛负压，禁止变化过大，保持在规定范围内。

13、根据负荷情况，请示值长同意，可停止一台排粉机运行。

必须关闭相应一次风门，降低总风压后，停止排粉机运行。

14、启停磨倒风尽量保持一次风压不变。

15、加强煤质监督，掌握煤质变化情况，保证合格的煤粉细度,燃烧不稳立即投油。

发现燃烧不稳时，立即投油助燃，防止灭火。

16、低负荷时，根据#4炉引风机入口温度任意一点不得低于60℃，否则应用旁路热风门调整，并通知本炉司炉。

17、做好深度调峰的事故预案。

发电机组调峰运行技术措施

#3、4发电机组调峰运行技术措施发电部各运行值：随着#3、4发电机组的这是并网运行，机组还没有长期经受大负荷和深度调峰的考验，许多缺陷和深层次问题还没有完全暴露，机组的稳定运行还有待进一步考验，要保证机组稳定运行，需要采取有针对性的措施,保证机组调峰运行时的安全，防止发生不安全事件，努力完成公司制定的2010年各项生产技术指标。

为此，特制定机组调峰技术措施，请各有关单位认真执行。

一、保证机组调峰的安全措施1、严格执行调度命令，各值长一定要认真学习调度规程，提高调度业务水平，严肃调度纪律，严格执行调度命令。

2、加强GIS站的管理，防止全厂停电事故发生。

在GIS站设备故障后，值长要立即将当时的现象向省调汇报，待查明原因后再具体汇报。

运行人员加强对GIS 站的检查，熟悉GIS规程和操作，熟练掌握NCS操作和有关的事故处理，认真执行公司下发的保厂用电措施和黑启动预案，定期进行反事故演习，确保变电站设备的安全运行。

3、认真落实“防止电气误操作措施”，推行运行风险分析，加强对防误闭锁装置的管理，防止电气误操作。

认真执行“两票三制”，规范运行操作与监护。

安监部继续坚持对两票管理和工作现场的动态检查。

杜绝无票作业现象，确保“两票”规范的执行。

二、保证机组调峰的运行措施1、认真检查，及时发现设备隐患，积极配合检修消缺。

2、运行人员严格按交接班制、巡回检查制的要求，认真进行检查，及时发现设备存在的缺陷，并积极配合检修进行消除。

发电部管理人员加大检查巡视力度，对运行人员监盘、检查、操作进行全面跟踪，及时发现问题并解决问题。

3、对备用设备定期试验，保证设备可靠备用，及时发现问题。

严格执行《设备定期倒换、试验和定期工作》相关管理规定，对设备进行定期倒换及试验，及时发现备用设备存在的问题，并联系检修进行消除，保证备用设备起到备用作用。

4、认真监盘，保证参数合理，防止调整不当。

5、针对煤质情况，加强掺配煤工作，合理安排制粉系统运行方式。

300MW机组深度调峰危险及对策

300MW机组深度调峰危险及对策
深度调峰是指在能源供应紧张的情况下，根据电力需求的高峰期进行灵活调整，以保障电力供应的稳定。

300MW机组是一种常见的电力发电设备，具有较大的发电能力，适合进行深度调峰。

深度调峰操作存在一定的危险性，需要采取一系列的对策来确保其安全可靠运行。

本文将从机组调度安排、操作控制、设备监测与保护等方面，对300MW机组深度调峰危险及对策进行探讨。

对于深度调峰操作，关键是合理进行机组调度安排。

在高峰期的电力需求较大时，为了满足需求，机组负荷可能需要达到或接近额定负荷。

这将对机组运行状态提出较高的要求，容易导致机组出现超负荷、过热等安全隐患。

需要根据电力需求的预测情况，合理安排机组的负荷控制策略，避免超负荷运行，确保机组运行在安全范围内。

操作人员在进行深度调峰操作时，需要加强操作控制。

在调峰过程中，操作人员需要关注机组负荷变化、燃烧状况、轴承温度等关键参数的变化情况。

一旦发现异常情况，应立即采取相应的措施，及时调整机组运行状态。

操作人员还需要熟悉相关的运行规程和操作规范，确保操作的准确性和稳定性。

设备监测与保护是保障深度调峰运行安全的关键。

在深度调峰运行过程中，设备监测系统需要实时监测机组的运行状态，及时发现和处理可能存在的故障隐患。

对关键设备和部件应设置相应的保护装置，确保在出现异常情况时能够自动切除负荷，避免对机组和设备造成进一步损伤。

还需要加强安全教育和培训工作。

提高操作人员的安全意识和应急处理能力，培养他们正确处理突发情况的能力。

定期组织相关人员进行模拟演练，提高应对紧急情况的能力。

深度调峰火力发电厂生产安全风险管理研究_1

深度调峰火力发电厂生产安全风险管理研究发布时间：2022-07-24T08:11:20.792Z 来源：《中国电业与能源》2022年5期3月作者：王晓鹏[导读] 现代火电厂规模和装机容量更大，能量输送和分配范围更大，效王晓鹏华电克拉玛依发电有限公司新疆克拉玛依834000摘要：现代火电厂规模和装机容量更大，能量输送和分配范围更大，效率更高，导致整体安全要求更高，但复杂的生产系统和流程对安全运行带来许多负面影响。

当深度调峰火力发电厂输出功率发生剧烈变化时，安全问题就凸显出来，生产阶段的安全风险管控工作对于电厂的长期健康发展至关重要。

因此，本文章立足火力发电厂生产运行状况对生产阶段安全风险管理进行探究，以期推动提高安全风险管理水平，从而建立健全风险管理体系。

1深度调峰火力发电厂生产安全风险管理的研究价值由于火力发电厂占发电和供电的大部分，因此它们的安全性至关重要。

因此，不仅要了解安全风险的来源，而且要分析安全风险的特点，以便快速、高效、有效地解决。

全面识别电厂制造过程中的安全隐患，确保供电安全可靠。

有火电厂安全风险与事故分析，火电厂的特点如下[1]：（1）开放性。

作为电力系统的发电源，电网的安全与火力发电厂的安全息息相关。

火力发电厂在生产阶段和电网故障时具有输入和输出特性，电源电压、电流、频率等引起异常变化。

该异常事件被送回发电厂，从而产生火力发电。

电厂整个发电系统出现异常运行情况，增加火电厂并网风险；在生产过程中，由于设备故障或其他不安全因素，机组处于不正常工作状态，甚至悬停，这会影响全厂的产量，也会产生热电厂本身的产量风险。

可以看出，热电厂的输入和输出风险具有很强的明确性和相关性。

（2）持续性。

随着国民经济的稳步增长，对电力的需求不断增加。

单个火力发电厂在并网后，除了设备进行故障大修外，一年内基本上一直与电网相连，进行持续性工作。

与国内其他企业相比火力发电厂二十四不间断工作，不会有一刻停止，因此火力发电厂的连续生产和持续工作容易造成工人思想疲惫涣散和设备长期老化、损坏，从而威胁火电厂的生产，这就导致了风险管理是持续的和变化的。

深度调峰措施

机组深调峰运行措施最近机组出现连续长时间深调峰至240MW的情况，为了保证机组深调峰期间的安全稳定运行，制定安全措施如下：1、做好各煤仓配煤工作，确保A、B磨煤仓上4700大卡以上热值的煤种。

值长交接班前要询问辅控人员上煤和煤场存煤情况，确保正确合理上煤。

若煤场高热值煤低于1万吨，及时按照生产指挥系统汇报，并在生产早会汇报，同时通知燃料部。

2、等离子拉弧试验，改为每周一白班进行A层拉弧试验，每周三白班进行B层拉弧试验运行人做好详细记录，等离子拉弧系统缺陷必须连续处理。

3、当脱硝催化剂入口烟温（六个测点）任一测点低于300℃时，机组监盘人员必须向机组长、值长汇报，值长按照程序申请解除脱硝系统温度低保护，当脱硝催化剂入口烟温（六个测点）全部高于305℃时，值长可以按照程序申请投入脱硝系统温度低保护。

如脱硝催化剂入口烟温（六个测点）任意两个测点低于295℃时，在脱硝入口温度保护解除前，暂停降负荷。

4、机组负荷300MW以下时，A、B、C、D磨有任何影响正常运行或备用的缺陷，必须通知相关专业连续处理。

5、当仅有三台磨运行时，为防止A、B、C、D磨由于点火能量不足禁止启动，值长应按照生产指挥系统请示公司领导，经同意后，通知热工人员取消点火能量不足禁止启动的条件。

如发生磨煤机跳闸，应立即投入A、B磨拉弧，稳定燃烧，保证运行磨火检正常，优先启动与运行磨相邻的备用磨煤机，待跳闸磨煤机处理正常后，值长向调度申请涨负荷至350MW，将磨煤机倒换为不隔层的正常方式运行，如调度不同意涨负荷，先维持燃烧稳定，待涨负荷后倒换磨煤机运行方式。

6、负荷300MW以下时，不允许隔两层磨启动备用的磨煤机。

7、在机组降负荷过程中，应操作平稳，负荷变化率5-6MW/min，控制主、再热汽温下降速度不能大于 1.5℃/min，汽压下降速度不大于0.1MPa/min，注意控制水位变化在正常范围内（不超报警值）；当汽温下降达到20℃时，应停止降负荷，保持稳定运行10分钟以后再继续降低负荷。

电厂深度调峰危险点分析及其防范措施

电⼚深度调峰危险点分析及其防范措施近年来，风电等新能源持续快速发展的同时，2015年“三北”地区出现了严重的弃风现象，其弃风电量占全国弃风总量的80%。

如何消纳弃风电量已成为制约我国风电发展的关键因素。

依据国家能源局《电⼒发展“⼗三五”规划》、《风电发展“⼗三五”规划》，到2020年，我国风电装机将达到2.1亿千⽡，“⼗三五”增加8100万千⽡，增长率达63%；太阳能发电装机将达到1.1亿千⽡，“⼗三五”增加6700万千⽡，增长率达156%；2020年以后，风电和光伏装机将进⼀步增加。

未来，受到多⽅⾯因素影响，风电和光伏的消纳形势将⽇趋严峻，主要原因如下:（1）风光资源富集地区的风电和光伏的渗透率将进⼀步增加；（2）随着产业结构调整，⽤电负荷峰⾕差将增⼤；（3）部分地区热电联产机组占⽐仍将持续增加，供热期调峰困难将加剧；（4）“三北”地区调峰电源建设条件有限，灵活性电源仍将短缺；破解风电消纳问题，可从提升电源调峰能⼒、调整风电布局、加强电⽹互济和负荷侧管理等多个⽅⾯采取措施。

东北地区⽕电⽐重近80%，快速灵活的调节电源较少，固有的电源结构，使系统调峰问题突出，不利于消纳风电。

由于先天资源限制，在东北开展调峰燃⽓电站、抽⽔蓄能电站、储能电站均⽆法实现⼴泛应⽤，特别在冬季，⽕电供热期、⽔电枯⽔期、风电⼤发期相互叠加，导致调峰困难突出，弃风情况频出。

为解决东北电⽹调峰的实际困难，应⽴即开展⽕电灵活性改造，通过技术⼿段提升⽕电机组的调峰能⼒，增加电⽹可灵活调节电源的⽐重。

现役⽕电机组⾯临困境（1）近⼏年全国新增⽕电装机发展过快；（2）现役⽕电机组发电利⽤⼩时⼤幅下降；（3）国家能源局下发特急⽂件叫停13个省的新建⽕电项⽬；（4）未来随着可再⽣能源的进⼀步发展和电⼒市场改⾰的推进，⽕电成为调峰机组是所有⽕电⼚将要⾯临的常态。

国内现役机⽕电组深度调峰存在的问题（1）锅炉低负荷稳燃和多煤种配煤掺烧的问题；（2）低负荷时段SCR系统运⾏问题（催化剂活性与排放未达标问题）；（3）现有汽机旁路满⾜不了热电解耦要求；（4）热电联产机组以热定电，热电耦合，供热季电⼒调峰能⼒极差；（5）没有电极锅炉和⼤型蓄热⽔罐等深度调峰外部辅助设备。

深度调峰火力发电厂生产安全风险管理

深度调峰火力发电厂生产安全风险管理摘要：文本主要针对深度调峰火力发电厂生产安全风险管理展开深入研究，先阐述了深度调峰火力发电厂生产安全风险因素，如人的不安全行为风险因素、作业环境风险因素等等，然后又提出了几点切实可行的管理措施，如建立安全管理体系、充分利用风险源动态管理的方法、形成风险控制保障体系，通过以上的措施，防止深度调峰火力发电厂产生安全隐患。

关键词:深度调峰；火力发电厂；生产安全管理引言：随着火电厂不断的发展，也逐渐的扩大了火电厂的规模，加大了装机容量，尤其是在输配电上，其范围更加广泛化，其实这也是火电厂的特点。

一定程度上，给火电厂的安全提出了较高的要求，但是在安全运行的过程中，其系统具有一定的复杂性，给此运行带来影响。

尤其是深度调峰火电厂，在电能输出容量上，随着负荷不断的变化，很容易引起安全的问题。

基于此，这就显得深度调峰火电厂安全的重要性，从相关管理人员的角度上来看，一定要注重深度调峰火电厂风险安全管理工作，采取有效的措施，来展开实施，进而确保火电厂安全管理工作顺利的进行。

1.深度调峰火力发电厂生产安全风险因素（一）人的不安全行为风险因素在深度调峰火力发电厂中，其安全隐患产生上，最主要的因素就是人的行为，这与人为有直接的关系。

对于火力发电厂来说，这个工程其具有一定的复杂性，属于是劳动型企业，在生产中的安全管理工作，由于人员错误行为和违章的现象给这项工作带来一定的挑战。

除此之外，从生产技术人员的角度上来看，其安全意识也是非常重要的，直接关系到现场作业实施的效果还有安全行为。

那么为了使得安全管理工作的水平获得提高，提高生产人员安全意识和防范水平，还要采取有效的措施。

其在深度调峰火力发电厂中，其生产人员不安全行为上，主要在以下几个方面体现，首先，在生产的前期，其相关的防护用品上，没有将其穿戴好。

其次，在现场实际操作的前期，没有有效的分析危险点等等。

（二）作业环境风险因素当前，对于有的安全管理人员认为，为了防止发生安全的隐患，只有从生产作业环境入手，并积极完善就能实现。

机组深度调峰运行技术措施 - 副本

贵州华电**发电有限公司机组深度调峰运行技术措施批准：审核：编写：2015—12—20发布 2015—12—20实施贵州华电**发电有限公司发布机组深度调峰运行技术措施根据电网电量情况，我厂可能面临机组深度调峰问题，机组最低负荷有可能降至150MW，为了保证机组安全运行，特制定本技术措施。

1、煤质要求：发热量19.0MJ/kg，硫份＜4.4%，挥发份＞10%。

2、磨机运行方式：保持B、C、D、E磨机运行，其中B、E磨四个燃烧器均投入，根据燃烧情况停运C、D磨燃烧器，停运原则：负荷280MW 时，停运C1燃烧器。

负荷降至260MW继续降时，停运C4燃烧器。

负荷降至210MW时，停运D2燃烧器，负荷降至180MW时，停运D3，若负荷机组降低，运行粉管风速＜18m/s时，则考虑停运C磨备用，负荷降至100MW以下，停运D磨备用。

3、总风量控制：控制总风量在1050—1200t/h，氧量3—4%之间，投运燃烧器F风控制25%，C风控制在15%，未投运燃烧器F、C风控制5—10%，关闭燃烬风，控制二次风箱压力＞0.3KPa。

4、一次风压力母管压力控制在6.0—6.5KPa。

5、负荷＜300MW，空预器投入连续吹灰。

6、当炉膛温度＜750℃，及时投入运行磨机油枪稳燃（投油原则：对角投运），视燃烧情况增投油枪，投油时，禁止同时投入两支及以上油枪，必须待第一支油枪着火，炉膛负压正常后，方可投入第二支油枪，油枪投运时应派人到就地检查油枪燃烧情况，发现漏油或油枪着火不好时及时停运该支油枪。

7、负荷降至250MW时，主汽压力控制在13MPa，若调度要求继续降负荷，保持锅炉热负荷不变，通过开启汽机高、低旁路进行降负荷。

8、操作汽机旁路时，先开启低旁及三级旁路减温水，再开启低旁减压阀15～20%开度，并控制低旁后温度在80℃以内；再逐渐开启高旁减压阀，调节阀开度以控制再热冷段压力1.0MPa左右，调整高旁减温水控制高旁后温度＜430℃（高旁闭锁温度为430℃）。

火电机组深度调峰操作及其注意事项

062㊀河南电力2019年增刊火电机组深度调峰操作及其注意事项田卫朋,张㊀超(大唐巩义发电有限责任公司,河南㊀巩义㊀451261)作者简介:田卫朋(1979-),男,本科,工程师,主要从事锅炉运行管理工作㊂摘㊀要:近年来,随着电网负荷结构显著变化以及发电装机容量迅速增长,火力发电厂承受着巨大的调峰压力㊂在日常的负荷调度过程,中负荷低于50%额定负荷的调峰频次和时间不断增加,经常深度调峰至30%额定负荷以下,低于最低稳燃负荷,直流炉不可避免要进行干湿态转换,操作量大且需要投油稳燃,整个过程存在很大的风险㊂因此,运行值班员在深度调峰时一定要从机组的实际情况出发,将各参数调整到位,以保证机组安全运行为首位,适当降低机组的经济性㊂关键词:深度调峰;稳燃措施;干湿态转换;给水流量中图分类号:TK227㊀㊀㊀㊀文献标识码:B㊀㊀㊀㊀文章编号:411441(2019)02-0062-030㊀引言深度调峰就是受电网负荷峰谷差较大影响而导致各发电厂降出力的一种运行方式㊂深度调峰的负荷范围超过该电厂锅炉最低稳燃负荷以下,一般在30%MCR 左右时间持续长达4~7小时㊂近年以来,随着电网负荷结构显著变化以及装机容量迅速增长,高峰与低谷负荷的峰谷差最多甚至接近一倍以上,火力发电厂也承受着巨大的调峰压力,在日常的负荷调度过程中负荷低于50%额定负荷的调峰频次和时间不断增加,经常深度调峰至30%额定负荷以下,低于最低稳燃负荷,直流炉不可避免要进行干湿态转换,操作量大且需要投油稳燃,整个过程也存在很大的风险㊂这就需要不断探索,摸索,总结出深度调峰中的注意事项,保证深度调峰期间机组安全运行㊂1㊀深度调峰过程中稳定燃烧的措施深度调峰过程中,随着燃料的逐渐减少,锅炉内温度逐渐降低,燃烧工况愈发恶劣,很容易发生锅炉灭火,因此锅炉以稳定燃烧,防止锅炉灭火为主,需采取完善的稳燃措施:(1)如果白天接到通知晚上机组要深度调峰,值长及时和燃料做好沟通,保证调峰时的入炉煤煤质要求,下层磨煤机的煤质要求受到基挥发分大于24%,低位发热量大于20908kJ /kg(5000大卡)㊂避免发热量4500大卡以下或经掺烧的煤上仓,以防煤质变化,造成锅炉汽温㊁汽压大幅波动㊂(2)保证锅炉大油枪可靠备用㊂(3)低负荷时严密监视以下各参数:一次风母管压力应维持在8.5kPa 左右,二次风箱差压维持在0.3~0.5kPa 之间,磨煤机入口一次风量80t /h 左右,磨煤机出口温度维持在90~100ħ之间(挥发分>30%时,维持在85ħ左右),维持炉膛负压稳定,氧量在4%左右,以利于燃烧稳定㊂(4)低负荷时磨煤机易发生振动,关小磨热一次风调门,保持较小的磨煤机风量,降低磨煤机液压油加载压力㊂(5)三台磨煤机运行,当煤量<90t /h 时,转湿态运行或继续减负荷,需投入油枪,停运上层磨给煤机后,要维持磨空转,严密监视煤量㊁火检情况㊂(6)三台磨煤机运行,如发生磨煤机断煤等情况,应立即投入油枪,稳定燃烧,保证运行磨火检正常,优先启动与运行磨相邻的备用磨煤机,防止第三台磨由于点火能量不足禁止启动,必要时增投油枪或经审批同意后,通知热工人员取消点火能量不足禁止启动的条件㊂(7)合理分配机组负荷,尽可能减少锅炉干湿态转换,避免两台锅炉均转湿态运行,如表1㊂表1㊀避免两台锅炉均转湿态运行的负荷分配表总负荷指令(MW)1号机负荷(MW)/状态2号机负荷(MW)/状态600300/干态300/干态500260/干态240/干态450240/干态210/湿态DOI:10.19755/ki.hnep.2019.s2.0182019年增刊田卫朋,等:火电机组深度调峰操作及其注意事项063㊀㊀㊀机组湿态运行,负荷接近160MW时,为维持燃烧稳定,在不减少总燃料的情况下,降低负荷主要依靠分离器疏水大量外排,这部分疏水水质不合格的情况下,无法回收,除盐水补水量很难维持凝汽器水位,因此湿态运行的最低负荷要控制在160MW以上㊂另外,根据各机组凝汽器平均背压情况,保留一台真空泵运行,开启机侧主蒸汽管道疏水手动门㊁气动门,维持凝汽器平均背压为8~12kPa,这样机组的煤耗虽然增加了,却避免处于干湿态临界状态时被迫转湿态运行,同时降低了机组的电负荷而保证机组的热负荷,有利于锅炉稳定燃烧㊂这期间要注意大机轴向位移㊁低缸排汽温度等,当凝汽器背压超过12kPa,应及时启动备用真空泵运行㊂(8)如果出现锅炉金属管壁超温情况,要果断增加给水量,适当减少煤量,温度回头后及时恢复总燃料量㊂通过调整燃烧器上下摆角(低负荷时保持水平位置禁止操作)㊁二次风档板㊁磨煤机进口风量等手段调节,操作幅度不可过大,以免导致燃烧不稳锅炉灭火㊂(9)深调峰过程中运行人员应随时作好锅炉灭火的事故预想㊂学习防止锅炉灭火的技术措施,锅炉MFT后的吹扫㊁点火程序及方法,极热态㊁热态启动注意事项㊂2㊀深度调峰过程中防止给水流量低的措施深度调峰过程中随着负荷的降低,四抽压力以及给水流量也在不断地降低,为防止给水流量低MFT,在调峰期间要严密监视给水流量的变化,采取防止给水流量低的措施㊂(1)邻机辅汽联络管道㊁辅汽联箱㊁辅汽至小机管道充分疏水暖管,防止小机进汽参数低,汽泵转速突降造成给水流量低㊂(2)深度调峰过程中机组负荷小于250MW要求对小机汽源切换,切汽源过程尽量在负荷高时进行,切换汽源时冷再至辅汽管道要充分疏水暖管,冷再至辅汽电动门必须采取缓慢间断开启方式进行,必要时手动操作,检查小机进汽调门动作正常,小机转速,流量稳定㊂注意防止冷再㊁四抽在切换过程中串汽造成小机不出力,导致给水流量低保护动作,严防辅汽压力突升造成小机超速㊂(3)深度调峰过程中给水一般维持在700~800t/h,省煤器进口流量低,汽泵再循环阀自动开启过程中极易造成给水流量大幅波动,导致给水流量低MFT,因此当负荷330MW时,若需继续减负荷,要可提前开启汽泵再循环阀至固定开度(30%),以达到稳定给水的目的㊂3㊀深度调峰时的其他注意事项(1)干态运行要注意中间点过热度至少5ħ以上;湿态运行,出现主再热蒸汽温度突降,分离器水位高,要及时调节大气扩容器溢流阀,必要时快速增加燃料量,开启机侧主㊁再热蒸汽管道疏水;严防汽轮机水冲击㊂(2)机组向240MW以下减负荷时,维持锅炉侧燃料不变,进行转湿态操作前,提前开启锅炉大气扩容器进口1㊁2号溢流阀前电动门,大气扩容器溢流阀开启5%开度,分离器见水后,逐步增大给水流量,增加大气扩容器外排量以降低机组负荷㊂(3)因转湿态前注意凝汽器水位提前补水至高水位,防止大气扩容器大量外排时凝汽器水位低㊂(4)在减负荷时应注意凝结水再循环调门在自动或提前手动开启㊂(5)注意轴封压力和温度,必要时投入轴封供汽电加热器,稍开辅汽至轴封供汽旁路电动门㊂(6)及时投入0号高加,提高脱硝进口烟气温度,促使烟气温度达到SCR催化剂运行要求㊂当脱硝进口烟温任一测点低于300ħ时,申请解除脱硝入口烟温低保护,如脱硝催化剂入口烟温任意两个测点低于295ħ时,在脱硝进口温度保护解除前,暂停降负荷,避免NOx超标㊂(7)加强对石子煤系统的排放,如有石子煤带粉㊁堵塞等现象及时处理,防止磨煤机堵煤,严重时引起一次风机喘振的发生㊂4㊀深度调峰时的干湿态转换及注意事项深度调峰尽量避免进行锅炉的干湿态转换,但当无法避免时,就要对干湿态转换的过程熟记于心,以应对各种突发状况㊂4.1㊀转换的时间由于直流炉没有明显的汽水分界面,所以当燃水比严重失调时干湿态就会转换,而与机组的负荷和蒸汽参数没有严格的关系㊂但是为了保证螺旋水冷壁064㊀河南电力2019年增刊的安全和水动力特性的稳定,一般设计上要求:不带强制循环直流炉在20%MCR左右,带强制循环直流炉在30%MCR左右进行干湿态转换㊂但是在实际运行中,为了充分保证螺旋水冷壁的安全,规定不带强制循环直流炉在30%MCR(198MW)左右,带强制循环直流炉在40%MCR(264MW)左右进行干湿态转换㊂4.2㊀转换的方法4.2.1㊀湿态向干态转换(1)湿态向干态转换㊂当机组负荷到达210~ 240MW左右时,此时的燃料量应该是两套制粉系统100t/h左右和部分投入油枪的油量折算煤量的总和㊂㊀㊀㊀(2)汽水分离器出口温度已经达到对应压力下的饱和温度(10MPa对应311ħ),储水箱水位多次呈现下降趋势,此时应该考虑锅炉转直流运行㊂(3)暖第三台磨,必要时增投对应磨煤机的两支油枪,保持给水流量不变(700~800t/h),投第三台磨,开汽轮机调门㊂(4)随着负荷逐渐增加,分离器出口产生10~ 20ħ的过热度,分离器水位逐渐降低直到消失,注意大气扩容器液控阀逐渐关小直到关闭㊂(5)视过热度的大小来确定是否增加给水流量,稳定中间点温度㊁过热器出口汽温㊁汽压㊂(6)转直流运行后,投溢流管道暖管㊂4.2.2㊀干态向湿态转换(1)当机组负荷降到300MW左右时,燃料量应该是三套制粉系统㊂(2)减少一台磨煤机的出力,必要时投入油枪,维持锅炉燃烧稳定,维持给水流量稳定(700~800t/h),机组负荷不大幅度下降㊂(3)逐渐减少给煤量,让分离器和储水箱见水,逐步开启大气扩容器液控阀,维持在5~8米㊂随着燃料量减少,分离器外排水量增加,注意观察机组负荷逐渐下降(可提前开启大气扩容器液控阀5%开度,以防液控阀前后差压高卡涩)㊂(4)转湿态后,退出大气扩容器溢流管道暖管㊂4.2.3㊀干湿态转换注意事项(1)干湿态转换过程中,若遇到煤质差㊁给煤机堵煤㊁断煤等,都必须及时投油稳燃,必要时启动备用制粉系统,保证锅炉的热负荷稳定㊂(2)通过大气扩容器液控阀调节分离器水位在5~8米之间,防止水位大幅波动㊂水位过高,易引起锅炉汽温突降,过热器产生极大的热应力而损坏,严重时造成汽轮机水冲击㊂水位过低,分离器大量蒸汽外排,溢流管振动,引起扩容器损坏㊂另外,进入过热器的蒸汽减少,会使过热器壁温超温,即所谓蒸汽走短路㊂若大气扩容器液控阀自动控制,会闭锁其开启,不利于分离器水位控制㊂(3)湿态向干态转换时主汽压力一般在9~ 10MPa,此时增加燃烧量,主汽压力增长较快,会使压力高于正常值,对水位的修正增大,影响对水位的显示㊂适当降低主汽压力,有助于过热度的产生,同时也可防止压力高闭锁液控阀开启㊂(4)湿态向干态转换时,增加燃料要迅速,并且燃料量要大些,防止锅炉转换成干态后又返回成湿态,造成汽温㊁汽压波动㊂增加燃料,特别是需要增启第三台磨煤机时,要注意监视水冷壁壁温,尤其是后墙悬吊管的金属壁温㊂(5)相应地干态向湿态转换时,最低稳燃负荷以下,要适当的增投油枪,维持锅炉燃烧稳定,维持给水稳定,逐渐减小燃料量使储水箱见水,并维持水位㊂必要时可适当增加给水量,但不能太大,否则主蒸汽温度会急剧下降㊂(6)干态向湿态转换之前,确认集水箱排污管工业冷却水手动门开启㊂(7)锅炉的干湿态转换只是一个平稳的过渡过程,以中间点过热度和水位来判断干湿态转换是否成功,切换过程中不要造成锅炉主再热汽温㊁汽压大幅度的变化,机组的出力大幅度变化㊂5㊀结语深度调峰的技术措施和注意事项,是在不断总结调峰经验中得出的㊂在深度调峰时,不可避免地会遇到上述问题,行之有效的控制措施会使机组设备能够最大限度地保持良好的状态㊂如果控制措施不得力,就会使设备受损㊁MFT事故发生㊂所以运行值班员在深度调峰时一定要从机组的实际情况出发,将各参数调整到位,以保证机组安全运行为首位,适当降低机组的经济性㊂收稿日期:2018-07-10。