【实战经验】2号机组深度调峰低负荷稳燃试验方案

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2号炉低负荷燃烧调整方案

新庄孜电厂（技改工程）低负荷燃烧调整生产应急预案编制：发电部审核：批准：二O一五年二月#2炉低负荷燃烧调整情况分析根据#2炉近期低负荷对应的锅炉工况调整情况，现根据DCS截图（附后）将有关操作调整方面的经验整理总结如下：一、一次风系统的工况调整1、80MW负荷时，将一次风机电流控制在46-48A之间，一次总风量不低于150000m3/h，风室压力控制在12.3-12.5 Kpa之间为宜。

结合我厂燃煤特点对一次风的影响，考虑临时解除FSSS中去布风板一次风量低、床温低保护，操作人员要注意加强对风量和床温的监视调整；2、根据床温和床压的变化，及时调节一次风量、冷渣器转速，控制床温和床压的平稳变化；3、若条件允许，可定时采取加大一次风对密相区床料进行流化扰动，优化床料流化效果，提高锅炉燃烧的稳定性。

同时监盘操作时经常监视密相区下层床温、床压的变化趋势；二、二次风系统的工况调整1、80MW及以下负荷时，根据床温低、氧量高的特点，将二次风机保留一台运行；2、调整好二次风上下排风门开度，控制二次风出口风压与床压的对应关系，避免下排二次风嘴的过烧碳化现象的发生；三、流化风系统的工况调整1、根据近期锅炉保持较长时间的低负荷运行工况过程中对分离器、返料系统运行情况的调整和观察，对以往各负荷段制定的返料风压的调节量限制进行了调整，即在80MW及以下负荷时，增大流化风母管压力至40Kpa以上，关小并保持分离器锥段松动风在5Kpa左右。

返料床推动风保持全开状态；2、根据锅炉密相区上层床压的变化幅度，即当上层床压在2Kpa 以下时，及时调节流化风母管压力在38-40Kpa之间波动。

当上层床压在2Kpa以上时，调节流化风母管压力在40Kpa以上运行；（上层床压的大小变化取决于入炉煤灰分、细颗粒浓度的大小变化）3、及时监视DCS画面中流化风系统立管压力的变化，当出现参数有波动时，立即加大返料风进行冲击、扰动，可快速改善并恢复返料系统运行的正常，同时操作人员要尽量控制风室压力的平稳波动，以减少锅炉内循环不稳定造成的对外循环的影响；四、汽水系统的工况调整1、针对低负荷运行工况锅炉尾部积灰的程度相较于高负荷偏大的情况，其产生的影响是吹灰频次的增加，为控制好蒸汽参数，一是根据汽温的变化趋势及时投入吹灰器运行。

华能海门电厂2号机组锅炉燃烧调整试验

２２磨煤机出口煤粉细度Ｒ。别为２．１Ｅ、Ｆ分１７％、８４、．０、２５、４１，２．５４４１．５１．２除Ｂ磨煤机出口
表５汽温偏差和烟温偏差
煤粉细度比设计值稍高外，它煤粉细度均在设计值其
表２煤质特性
２燃烧中心调整
在整套起动过程中，过热器减温水全开时，如果中
间点温度在正常范围，常调整Ａ、Ｅ、下两层制通Ｂ、Ｆ
项目
收到基固定碳ＦＧ／收到基碳Ｃ／收到基氢Ｈ／收到基氧０／收到基氮Ｎ／收到基硫ｓ／全水分Ｍ ¨ ∞ 文口／；
煤种和校核煤种外，能单烧蒙托煤以及蒙托煤与晋还
北煤５：０的混煤；用等离子点火，留燃油Ｏ５采保系统，油采用０号轻柴油。锅炉主要技术参数见表燃１煤质参数见表２ｊ，Ｌ。１
段，中层和上层的二次风在一定程度上可以认为是下
在燃用设计煤种和２种校核煤种时，热汽温在过
３～１０ＢＯ０ＭＣ再热汽温在５～１０ＢＲ、００ＭＣＲ
负荷范围时，保持稳定在额定值，差不超过 ± ５应偏 ℃ 。炉膛出口同一标高烟道两侧对称点间的烟温偏差
Ｅ—ｍａｌｉ：ｘｃｅｇｏｇｇｄｙｃｇｃｕｈｎｈｎ＠ｄｋ．ｓ．ｎ

机组深度调峰期间锅炉燃烧调整注意事项

机组深度调峰期间锅炉燃烧调整注意事项机组深度调峰期间锅炉燃烧调整注意事项为保证机组机组深度调峰期间，锅炉低负荷工况下安全、经济运行，防止发生灭火事故，特制定本措施。

一、机组深度调峰运行注意事项：1、接到机组深度调峰指令后，立即对锅炉油枪进行试验，有缺陷的立即联系维护处理。

维护处理后申请验收时，必须再次试验油枪着火正常。

2、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、负荷降至低负荷时（一期80MW,二期180MW）,应投入微油点火系统运行，保证至少有三个角的小油枪稳定运行，发现小油枪着火变差，应立即分析原因，联系维护清理油枪及喷燃器结焦或调整助燃风、气化风压力等措施保证小油枪着火正常。

4、如小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上层大油枪稳燃。

5、为防止冷风大量进入炉内影响锅炉燃烧，低负荷运行时未投运的火嘴的辅助风应及时关闭。

6、低负荷运行时，喷燃器摆角尽量保持在水平位置，若因运行工况确需摆动喷燃器角度，应缓慢操作，禁止大幅度调整摆角。

7、锅炉低负荷运行时不允许进行锅炉炉膛吹灰，防止锅炉灭火；空预器、省煤器、再热器可进行吹灰二、二期锅炉低负荷稳燃措施：1.磨煤机运行方式：1.1 负荷降至180MW，还要继续降负荷时，仍要保持两台磨煤机运行时，为保证合适的煤粉浓度，需一台磨煤机半磨运行。

1.2A、B磨煤机或A、C磨煤机运行时，必须保证A磨煤机带稳定负荷运行，保持料位稳定，给煤量不小于40t/h，用B或C磨煤机进行调整；A磨煤机容量风挡板在手动，B或C磨煤机容量风挡板投入自动。

1.2 B、C磨煤机运行时，以B磨煤机为基础，必须保证B磨煤机带稳定负荷运行，保持料位稳定，给煤量不小于40t/h，C磨煤机保留C1侧半磨单进、单出运行。

运行磨煤机分离器出口温度要控制在75～80℃。

1.3 A、C磨煤机运行时，以A磨煤机为基础，必须保证A磨煤机带稳定负荷运行，保持料位稳定，给煤量不小于40 t/h，C磨煤机保留C1侧半磨单进、单出运行。

2号机组带负荷试验方案

2号机组带负荷试验方案1.试验目的本试验旨在验证2号机组在负荷运行情况下的性能指标、技术指标和可靠性指标是否满足设计要求，并评估2号机组的运行状态和运行能力，为正式投运提供依据。

2.试验内容(1)机组负荷升降试验：在故障复位状态下，将机组从零负荷逐渐升至额定负荷，并观察记录机组运行情况；(2)负荷跳变试验：在额定负荷运行状态下，将负荷突然跳变至额定负荷的1.2倍，并观察记录机组响应情况；(3)解列试验：在负荷运行状态下，模拟故障停机情况，手动将机组解列，并观察记录机组停机过程和相关参数变化。

3.试验流程(1)试验准备阶段：-复核试验前的机组检修、维护、更新等工作；-准备试验所需的人员、设备、工具和试验方案等；-通知相关部门和人员，确保人员到位、准备充分。

(2)试验步骤：-步骤一：机组负荷升降试验1)在故障复位状态下，将机组从零负荷逐渐升至额定负荷；2)记录机组运行中的各项参数，包括发电量、发电功率、温度等；3)观察机组运行过程中的噪音、振动等情况；4)逐步降低机组负荷，直至零负荷停机。

-步骤二：负荷跳变试验1)在额定负荷运行状态下，将负荷突然跳变至额定负荷的1.2倍；2)记录机组响应的时间、频率和振幅等参数；3)观察机组运行过程中的噪音、振动等情况；4)恢复到额定负荷，观察机组稳定性和恢复时间。

-步骤三：解列试验1)在负荷运行状态下，模拟故障停机情况，手动将机组解列；2)观察记录机组解列过程中的参数变化，包括温度、振动等；3)观察机组的停机过程和自动保护的运行情况；4)恢复机组运行。

(3)试验总结和分析：-对试验过程中的数据进行统计、分析和总结；-根据试验结果评估机组运行状态和能力，并提出改进措施；-准备试验报告。

4.试验设备和工具(1)试验设备：2号机组、工作站、数据采集装置、温度计等；(2)试验工具：工具箱、安全带、安全标志等。

5.试验安全措施(1)试验前必须进行安全教育培训，确保每个参与人员掌握相关安全操作规程；(2)需要佩戴符合要求的个人防护用品，保护人身安全；(3)严格按照操作规程进行操作，确保安全生产。

深度调峰中锅炉超低负荷稳燃技术的研究

深度调峰中锅炉超低负荷稳燃技术的研究发表时间：2019-06-26T11:29:27.727Z 来源：《电力设备》2019年第1期作者：王学敏[导读] 摘要：随着国民经济的发展和城市化水平的提高,在电网装机容量不断扩大的同时,用电结构也不断发生变化,连续生产的工业用电比重逐年下降,而城乡居民用电、市政商业等用电比重逐步上升,同时特高压的投运和新能源技术的应用,使得电网峰谷差加大,调峰压力增大。

（京能集团内蒙古岱海发电有限责任公司内蒙古乌兰察布 013700）摘要：随着国民经济的发展和城市化水平的提高,在电网装机容量不断扩大的同时,用电结构也不断发生变化,连续生产的工业用电比重逐年下降,而城乡居民用电、市政商业等用电比重逐步上升,同时特高压的投运和新能源技术的应用,使得电网峰谷差加大,调峰压力增大。

关键词：深度调峰；锅炉；超低负荷；稳燃技术1低负荷稳燃原理切向燃烧锅炉由于其煤种适应性广、稳燃性能好等特点,在我国电站锅炉中得到了广泛应用。

这种燃烧方式基本上采用了直流煤粉燃烧器,所以本文将以直流煤粉燃烧为例讨论切向燃烧锅炉的低负荷稳燃问题。

对于普通的直流燃烧器,一次风粉射流从一次风喷口射入炉膛后,只能靠从射流外侧卷吸炉内的高温烟气来提供着火供热,一次风粉混合物的火焰传播速度一般为1.5~6.0m/s,而一次风粉输送速度却是20~30m/s,因此在燃烧器喷嘴出口处稳定的着火只可能发生在一次风粉射流的边缘处,所以从理论上说,自由射流的外边界处速度梯度趋于零,几乎没有湍流扰动,传热传质的作用很差。

此外射流离开喷口后向外扩张,煤粉颗粒因惯性作用集中在射流内侧,射流获得的热量必须首先加热外侧的空气,然后才能对煤粉加热。

所以,普通单股直流燃烧器所形成射流的着火条件很差,它必须依靠上游邻角的火焰稳燃。

当锅炉负荷降低时,炉温下降,为了维持必要的煤粉混合物输送速度,一次风中的煤粉浓度将大为降低;对于切向燃烧锅炉来说,二次风速度也要降低,炉膛中火球的转动强度也逐渐减弱,以至于不投油最低负荷运行时,火球不能自行稳定燃烧,因此每个煤粉喷嘴必须具有自稳燃能力,而不是单单依靠邻角燃烧器燃油火焰的助燃。

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（下层磨运行情况下），再进行降负荷，如果微油枪投运不能满足稳燃要求，则投入一支大油枪。

2 锅炉燃烧调整及低负荷断油稳燃调试措施

GC-FA-2004-1190江苏华电扬州发电有限公司发电供热机组扩建工程（2×300MW ）#6锅炉燃烧初调整及低负荷稳燃调试方案编制单位：江苏省电力科学研究院有限公司会审单位：江苏华电扬州发电有限公司江苏电力建设一公司山东诚信工程监理有限公司出版日期：2005年1月版次：第1 版江苏华电扬州发电有限公司发电供热机组扩建工程（2×300MW ）#6锅炉燃烧初调整及低负荷稳燃调试方案试验方案会签单编制单位：江苏省电力科学研究院有限公司会审单位：江苏华电扬州发电有限公司江苏电力建设第一工程公司山东诚信工程监理有限公司本方案于____年__月__日经扬州发电有限公司、江苏电力建设第一工程公司、山东诚信工程监理有限公司、江苏省电力科学研究院四方锅炉专业讨论通过。

编写：初审：审核：批准：江苏华电扬州发电有限公司发电供热机组扩建工程（2×300MW ）#6锅炉燃烧调整及低负荷稳燃调试方案目录1.编制依据 (1)2.调试目的 (1)3.系统及主要设备技术规范 (1)4.试验内容 (2)5.锅炉燃烧调整及低负荷断油稳燃试验前应具备的条件 (3)6.试验程序 (3)7.试验方法和步骤 (3)8.职责分工 (4)9.环境、职业健康、安全、风险因素控制措施 (5)1.编制依据1.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》1.2《电力建设施工及验收技术规范》锅炉篇（1992年版）1.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）1.4《火电工程启动调试工作规定》（1996年版）1.5设计图纸及设备设明书2.调试目的锅炉燃烧的好坏对锅炉及电厂运行的安全性和经济性都有很大的影响,锅炉燃烧调整可以确保着火稳定,燃烧中心适中,火焰分布均匀,配风合理,避免结焦等,维持锅炉汽温、汽压和蒸发量稳定正常，使锅炉保持较高的经济性运行。

锅炉低负荷断油稳燃试验是锅炉带负荷试运过程中的一项重要试验，在试验过程中如果操作不当就有可能造成锅炉灭火事故，•甚至发生灭火打炮的恶性事故。

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。

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。

黔西电厂2号炉低氮燃烧调整方案

贵州黔西中水发电有限公司2号炉低氮燃烧改造燃烧调整方案2013年8月18日黔西电厂#2炉燃烧调试方案一、基本介绍贵州黔西电中水发电有限公司#2锅炉为300MW机组“W”火焰锅炉，是哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计、制造的锅炉产品，锅炉型号：HG-1025/17.3-WM。

锅炉型式为Π型布置、单炉膛、平衡通风、固态排渣全悬吊结构，一次中间再热、自然循环、尾部双烟道烟气挡板调温。

该锅炉燃烧系统采用浓淡相缝隙式燃烧器，配有拱上二次风和拱下三次风。

投产至今NO x排放浓度约1200~1300mg/Nm3，为了满足国家新环保标准GB13223-2011对大气污染物氮氧化物的排放要求，对黔西电厂#2炉进行了燃烧器改造。

改造方案中增加了主燃烧区及翼墙燃尽风，燃尽风位于上炉膛拐点处，喷口与水平夹角20°，燃尽风风率为15%，拱上二次风风率相应减小15%至52%，拱下三次风维持15%不变。

二、调试目标在BRL、70%BRL及35%BRL三个负荷工况下，通过调节可调变量（配风、氧量、一次风浓相管道缩口），同时观察脱硝入口NO x 值并测定各工况下的飞灰、大渣含碳量，以达到合同要求的脱硝入口NO x值在900mg/Nm3以下，同时效率降低不超过0.2%的预期。

三、参与单位与人员黔西电厂：燃烧调整小组哈尔滨锅炉厂有限责任公司：韩升利、郭森四、BRL下调试步骤试验前要求校准试验中所需测量仪表及设备，如氧量仪、烟气分析仪（NO x测量），确认燃烧器风门位置准确，自由控制等。

试验煤质最好使用设计相近煤质，并且在试验日期内保持煤种及煤质稳定，保证试验的效果可靠性。

（1）、主燃烧区及翼墙OFA风门全关，二、三次风门开度均为60%（改造前运行方式），省煤器出口氧量维持在3.5%水平，稳定20min后观测一组NO x值并记录，同时飞灰、大渣取样测定含碳量，关注炉内燃烧情况及汽水、风烟系统（风箱压力、排烟温度）运行参数，作为基本工况1。

深度调峰中锅炉超低负荷稳燃技术的研究

深度调峰中锅炉超低负荷稳燃技术的研究李剑;熊建国;童家麟;吕洪坤【摘要】为了满足火力燃煤机组深度调峰的要求,低峰时锅炉已进入超低负荷运行,仅靠传统强化燃烧稳燃燃烧器已不能满足超低负荷稳燃的要求,而使用大油枪稳燃又大幅抬升发电厂的运行成本.对此,在某330 MW机组锅炉上改造了2层微油点火燃烧器,并进行了不投大油枪超低负荷稳燃试验.结果表明,仅靠微油点火燃烧器完全可以满足超低负荷稳燃的要求,且在煤粉燃尽率可以保证的前提下,耗油量减少达95％以上,经济效益显著.【期刊名称】《浙江电力》【年(卷),期】2018(037)002【总页数】5页(P62-66)【关键词】深度调峰;超低负荷稳燃;煤粉燃尽率;耗油量【作者】李剑;熊建国;童家麟;吕洪坤【作者单位】国网浙江省电力有限公司电力科学研究院, 杭州 310014;国网浙江省电力有限公司电力科学研究院, 杭州 310014;国网浙江省电力有限公司电力科学研究院, 杭州 310014;国网浙江省电力有限公司电力科学研究院, 杭州 310014【正文语种】中文【中图分类】TM621.270 引言随着国民经济的发展和城市化水平的提高，在电网装机容量不断扩大的同时，用电结构也不断发生变化，连续生产的工业用电比重逐年下降，而城乡居民用电、市政商业等用电比重逐步上升，同时特高压的投运和新能源技术的应用，使得电网峰谷差加大，调峰压力增大[1-3]。

2016年国家能源局发布《关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》，要求加快能源技术创新，挖掘燃煤机组调峰能力，提升火电机组灵活性，全面提高系统调峰和新能源消纳能力，这无疑对火电机组的调峰能力提出了更高的要求。

近年来，国内600 MW及以上燃煤机组已经成为电网中的主力机组，大容量机组也不得不参与调峰，因此，研究大容量火电机组如何在低或者超低负荷下安全、稳定、经济运行日益受到重视。

1 国内低负荷稳燃技术的发展国内早期的低负荷稳燃技术为强化燃烧燃烧器和大油枪稳燃技术。

关于煤电机组深度调峰的探索与实践

关于煤电机组深度调峰的探索与实践摘要：随着我国火电机组装机容量、数量的不断增加，越来越多的火电机组将承担深度调峰任务，这就要求电力企业不断研究火电机组低负荷运行特性，以此来实现煤电机组深度调峰运行平稳、安全、经济。

本文主要探讨机组深度调峰存在的问题，并结合电厂自身实践给出相应解决措施，旨在实现火电机组的高质量发展。

关键词：煤电机组；深度调峰；实践应用0引言“十四五”时期我国加快能源绿色低碳、清洁高效转型，是落实应对气候变化国家自主贡献目标的攻坚期。

现役煤电机组需要向深度调峰转型，承担以新能源为主体的新型电力系统的灵活调节、兜底保障重任，因此火电厂必须高度重视。

1煤电机组深度调峰存在的问题1.1锅炉低负荷稳燃性能差当锅炉低负荷运行时，炉内温度水平降低，煤粉燃烧环境变差，一次风煤比难以控制，制粉系统火检不稳定，锅炉燃烧稳定性能下降。

1.2脱硝系统入口烟气温度及自动控制存在问题当锅炉低负荷运行时，SCR入口烟温会低于脱硝催化剂工作温度区间下限，同时氧量相对较高，脱硝系统自动调节滞后，存在环保排放超标的风险。

1.3机组深度调峰与供热参数的矛盾低负荷时主蒸汽压力、再热蒸汽压力降低，无法满足供汽压力或流量的需求。

低负荷运行，中压供汽量大时，低温再热器存在超温运行的风险。

1.4机组自动控制不能满足调节性能需求机组深度调峰期间，锅炉水煤比、风煤比系数及辅机特性异于中高负荷区间，导致自动控制系统调节性能下降，加大了运行人员手动干预的工作量，影响机组安全稳定运行。

1.5常规检修不能适应机组频繁深调的需求新能源快速发展，煤电机组每天均频繁深度调峰，给机组带来前所未有的安全隐患。

发电机定子、转子温度大幅度、周期性变化，加之电磁力的突变，由于各部件热膨胀系数差异，会导致疲劳、变形、松动、磨损等问题；锅炉水动力不稳导致受热面存在局部超温风险；汽轮机末级叶片存在汽蚀风险等问题。

对检修管理提出更高的要求，建立新型检修管理机制势在必行。

大唐延安热电厂2号机组40%额定负荷深调试验

大唐延安热电厂 2号机组 40%额定负荷深调试验摘要：本文介绍了延安电厂在40%负荷下进行深度调峰试验，主要针对40%负荷下锅炉燃烧稳定，以及脱硝入口烟温是否能满足反应要求，汽泵汽源是否足够等突出问题进行验证，最后顺利完成40%额定负荷深度调峰试验，本文全面分析了试验过程的风险并制定措施，对本次试验重点关注问题也进行了充分归纳，为直流锅炉深度调峰起到参考借鉴作用。

关键词：深度调峰；汽泵汽源；0 引言随着陕西电网结构不断变化，光伏、风电等新能源机组的装机容量不断增加，电网的调峰压力日益增大，对火力发电机组的调峰要求越来越高，不参与深调就没有市场。

面对这一严峻市场环境，积极准备，多方调研，利用2号机组供热季结束停运的机会，成功进行了2号机组40%额定负荷深调试验工作。

1.工程概况延安热电2号机组锅炉采用：哈锅HG-1125/25.4-YM1型，锅炉形式为超临界、一次中间再热、前后墙对冲燃烧、全钢全悬吊构架、固态排渣紧身封闭布置、直流式煤粉锅炉。

汽机采用：北重ZKC350-24.2/566/566/0.4型超临界直接空冷、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、抽汽凝汽式汽轮机，设置高、低压两级串联旁路系统，旁路容量为40%。

机组正常运行时机组控制方式为CCS方式，AGC、AVC、一次调频投入，自投产以来，AGC负荷变化范围一直在175-350MW之间。

1.1深度调峰试验过程及相关控制措施1.整个试验过程，根据深调试验方案，运行人员分工明确，设专人监视调整锅炉给水、专人监视汽泵运行状况、专人进行试验操作。

2.试验前必须进行等离子拉弧试验正常，确认A/B层等离子良好备用。

3.试验前，热控人员应确认优化逻辑正常。

4.试验期间采用ABC或ABE磨煤机运行。

应注意燃烧工况是否稳定，否则及时等离子拉弧助燃。

5.2号机开始进行40%负荷深度调峰试验前，退出2号机AGC、一次调频。

6.试验期间煤质稳定，并保证有足够的、符合试验规定的试验燃料（1低2高配煤方式）。

黄陵矿业集团沮河电厂深度调峰试验方案(2)

黄陵矿业煤矸石发电有限公司黄陵矿业煤矸石发电有限公司沮河电厂#1、#2机组深度调峰试验方案批准：审核：会审：编制：黄陵矿业煤矸石发电有限公司二〇二〇年一月黄陵矿业煤矸石发电有限公司沮河电厂#1、#2机组深度调峰试验方案一、深度调峰试验的背景及目的近两年陕西省新能源发电装机容量提高较多，但消纳新能源电力的基础空间明显不足，由于供热机组比例过大，冬季供热期电网在负荷低谷时段消纳风电能力严重不足，火电机组调峰和供热矛盾突出，电力平衡困难，根据国家电网西北调控分中心关于开展西北电网火电机组深度调峰文件精神（西北调调201702—02号），黄陵矿业煤矸石发电公司2×300MW机组通过各项试验和技术改造最大程度的满足西北电网调峰要求，实现机组调峰能力的最大化，争取电网调峰补助。

本试验目的是了解机组低负荷运行现状，掌握机组深度调峰能力及其限制因素，为其后开展深度调峰工作奠定基础。

二、设备简介本厂两台锅炉为循环流化床、亚临界参数，一次中间再热自然循环汽包炉、平衡通风、固态排渣、全钢架悬吊结构、炉顶设密封罩壳。

锅炉点火、助燃用油为0号轻柴油。

每台锅炉配有八台电子称重式给煤机。

烟气脱硝采用分离器入口SNCR脱硝方式。

我厂汽轮机采用上海汽轮机有限公司设计制造的,其型号是NZK300－16.7/537/537，型式是亚临界、一次中间再热、单轴、反动式、双缸双排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。

三、试验标准和依据3.1 GB10184-2015《电站锅炉性能试验》。

3.2 《黄陵矿业煤矸石发电公司2×300MW机组锅炉运行规程》、《黄陵矿业煤矸石发电公司2×300MW机组汽机运行规程》3.3 DL/T 657－2015 《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》3.4 DL/T 1210-2013 《火力发电厂自动发电控制性能测试验收规程》3.5 西北监能市场[2015]28 号《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》3.6 西北监能市场[2015]28 号《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》四、试验方案4.1 试验过程本次先进行#2机组深度调峰试验，试验总时间控制在3小时。

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。

锅炉低负荷稳燃调试报告

技术文件编号 WST02-GL14TSB-2010内蒙古乌斯太热电厂2×300MW机组工程2号机组锅炉低负荷稳燃调试报告内蒙古电力工程技术研究院1.系统概述本机组锅炉主设备为上海锅炉厂有限公司生产的SG-1065/17.5-M896型锅炉，该锅炉为亚临界参数、一次中间再热、单炉膛自然循环单汽包锅炉。

锅炉设计燃用烟煤，采用平衡通风，中速磨直吹式制粉系统，燃烧器摆动调温，四角切圆燃烧方式，固态排渣煤粉炉，锅炉为全钢构架，全悬吊结构，紧身封闭。

炉顶为大罩壳，整体呈∏型布置。

额定工况及BMCR工况下主要参数：2.试验目的锅炉不投油最低稳燃负荷试验是考核锅炉在锅炉厂提供的最低稳燃负荷下不投助燃油能够稳定燃烧的运行能力。

3.调试人员及时间3.1 调试人员：葛云王鹏辉闫志伟任福虎3.2 调试时间：2010年11月28日3.调试程序与工艺3.1 试验前应具备的条件3.1.1 试验时应保证提供设计煤种或至少接近设计煤种，试验前提供入炉煤质化验单，确认煤质符合试验要求；煤粉细度R90=18%--25%11月28日入炉煤分析:3.1.3 燃烧器的火焰检测装置运行可靠；3.1.4 锅炉声光报警信号反应灵敏、准确；3.1.5 热控主要自动调节系统投入；并且运行平稳，调节品质良好；3.1.6 锅炉安全阀及PCV阀等均已校验完毕，可投用；3.1.7 锅炉灭火保护及其它各种联锁保护性能可靠；3.1.8 试验前，锅炉应在额定负荷的70%以上长时间连续稳定运行，所有的转动机械、热力系统等运行正常；3.1.9 试验期间吹灰系统、定排、连排禁止投入；3.1.10 锅炉各种监视、记录、检测仪表指示准确，省煤器出口烟气氧量表已经过校验，指示正确；3.1.11 制粉系统运行正常，煤粉细度已调整合适；煤粉细度分析:3.1.13 油系统运行，燃油和蒸汽供到炉前，随时做好投油准备工作；3.1.14 等离子装置工作正常，以备燃烧不稳定时随时投用；3.1.15 机组负荷调整已与网调联系妥当。

组最低稳燃负荷及深度调峰试验方案2014-09-02

#4机组最低稳燃负荷及深度调峰试验方案试验背景：摸清低氮燃烧器改造后#4机组低负荷稳燃性能，在保证机组运行安全前提下逐步减负荷至40%BMCR，并满足网调深度调峰要求。

试验目的：1.机组正常调峰范围达到150-310MW。

2.机组最低稳燃负荷达到120MW，给水流量360t/h，锅炉水动力工况稳定；3.锅炉燃烧稳定，脱硝系统≥150MW时能够正常运行；试验期间要求：煤质要求：1.入炉煤热值4100-4300Kcal/kg，干燥无灰基挥发份≥30%，燃煤硫分≤0.5%；2.A、B、C南仓配烧外省煤；运行要求：1.机组负荷≤160MW，视为进入深度调峰时段。

2.机组深度调峰期间，每1小时观察炉膛燃烧状况一次；3.机组深度调峰期间，一次风压维持7.0-7.5KPa，二次风配风应采取正宝塔型式，燃尽风配风考虑仅开A、B层；A、B侧SCR反应器入口氧量5.5-6.5%，NOx浓度450-500mg/Nm3。

4.试验深度调峰期间，炉本体吹灰频次改为1次/日，吹灰时间宜安排在每日12:00以后。

调整后应注意观察各段受热面金属温度不超限。

试验步骤：1.机组ABCD制粉系统运行，机组出力减至200MW；2.停运D层制粉系统，机组负荷保持不变；3.减负荷至180MW，维持15min；4.逐步减负荷至160MW，每减5MW维持15min；5.进入机组深度调峰阶段，逐步减负荷至150MW，每减5MW观察20min，注意脱硝SCR入口烟温变化。

6.机组负荷维持150MW，持续1小时。

第一阶段试验结束。

7.机组阀位切至“3+1”模式。

8.观察炉膛燃烧稳定，逐步减负荷至135MW，每减5MW观察30min，记录脱硝系统跳闸负荷点。

9.当给水流量≦400t/h时，保持第一台启动给水泵运行，第二台给水泵再循环运行（退给水副调自动），保持泵入口流量200Nm3/h，保持泵出口门电动门开启。

10.机组负荷维持135MW，持续1小时。

低负荷稳定燃烧的技术措施(280MW)未签字版20170711

深度调峰稳定燃烧的措施（280MW）机组深度调峰（280MW）运行时容易出现燃烧不稳情况，为了保证锅炉燃烧稳定、机组安全运行，特制定如下措施：1、若提前知晓夜班值机组深度调峰至280MW，中班第二次上煤时值长应通知输煤上干燥的调峰用煤，原煤低位发热量在16-17MJ之间。

2、280MW负荷时，“AB侧氧量均值”控制在5%以下，并结合炉膛负压波动情况、火焰电视和火检闪烁情况及时调整总风量，当A、B两侧氧量偏差超过2%时及时调整。

3、280MW负荷时，控制磨煤机分离器频率在46Hz-50Hz之间，若炉膛负压波动较大，火检或者火焰电视闪烁，水封板温度大于180度，则提高频率至50Hz运行。

4、从330MW往下减负荷时，投功率回路，磨煤机容量风全手动控制，减负荷速率不得大于3MW/min。

5、深度调峰280MW时，前墙拱上燃烧器风箱总调门开度在55%-60%，后墙拱上燃烧器风箱总调门开度在50%-55%，前墙拱上燃烧器风箱总调门开度比后墙拱上燃烧器风箱总调门大5%。

前墙分级风箱总调门100%，后墙分级风箱总调门开度在80%，各运行燃烧器套筒风分门开度35-45%之间，没有运行燃烧器的套筒风开度15%左右，保证拱上燃烧器风箱风压不小于0.2kpa，分级风分门均为100%开度。

6、深度调峰280MW时，当四台磨煤机平均出力小于30吨/台或者任一有台磨煤机入口一次风压小于3KPa，根据炉膛左右侧偏差情况，当BCEF磨煤机运行时，可以先停运C2或B2（先停运燃烧好的一侧燃烧器），停运一个燃烧器后，再停运B3或C3燃烧器，保证所有磨煤机入口一次风压力在3KPa以上。

当ABDE磨煤机运行时，可以先停运D4或E4（先停运燃烧好的一侧燃烧器），停运一个燃烧器后，再停运E1或D1燃烧器，保证所有磨煤机入口一次风压力在3KPa以上。

当ABEF磨煤机运行时可以先停运E4或F1燃烧器（先停运燃烧好的一侧燃烧器），停运一个燃烧器后，再停运F1或E4燃烧器，保证所有磨煤机入口一次风压力在3KPa以上。

火电厂机组深度调峰研究

火电厂机组深度调峰研究摘要：随着我国经济、能源和环保形势的发展，新能源的大规模投运造成电网电能过剩及调峰矛盾日益突出。

为解决这些问题，国家出台了鼓励火电厂开展灵活性改造的若干政策，各地方政府根据各自区域的实际情况也出台了火电机组深度调峰阶梯电价政策。

文章以我厂2号机组深度调峰探索为例，对火电机组灵活性试验过程和结果进行了分析。

关键字：火电厂；深度调峰；试验引言电力是我国能源行业的重要组成部分，电能消耗及其质量是经济社会发展和国民生活质量提高的重要标志。

经过多年的发展，我国已经成为世界上第一大电力生产国。

截至2018年底，全国全口径发电装机容量达19.0亿千瓦，其中，水电、核电、风电等可再生能源在电力总装机比重上升到近40%，火电占比逐步下降至60%，且差距仍在进一步缩小。

山西作为传统能源大省，火电装机占比一度非常高，近几年随着新能源发电的兴起，火电机组的生存空间进一步压缩，机组利用小时数及负荷率逐年下降，且山西火电机组大部分为供热机组，如何满足冬季供热期机组供热能力及调峰能力成为棘手的问题。

1、政策解读近几年，为鼓励火电机组开展灵活性改造，国家发改委和国家能源局联合下发的《关于提升电力系统调节能力的指导意见》（发改能源〔2018〕364号）、《关于印发可再生能源调峰机组优先发电试行办法的通知》（发改运行〔2016〕1558号），文件要求“热电联产机组最小技术出力达到40%～50%额定容量”，山西省能监办出台了《关于调整山西电网有偿调峰补偿标准有关事项的通知》（晋监能市场〔2017〕155号）等配套文件，要求在网机组实现深度调峰、提高机组运行灵活性。

据2017年山西省能监办下发的155号文，非供热期，机组实际出力在40%-50%额定负荷区间时，每MWH补偿200元，在30%-40%额定负荷区间时，每MWH补偿300元，在30%额定负荷以下区间时，每MWH补偿500元。

供热期，机组实际出力在核定负荷下限至核定负荷下限下5%额定负荷区间时，每MWH补偿300元，在核定负荷下限下5%额定负荷至核定负荷下限下10%额定负荷区间时，每MWH补偿500元，在核定负荷下限下10%额定负荷以下区间时，每MWH补偿700元。