火电机组深度调峰存在问题分析
660MW火电机组深度调峰运行分析
660MW火电机组深度调峰运行分析摘要：随着我国社会的发展，国民经济逐渐步入到发展的新常态，加之电网结构的变化，电网的峰谷差越来越大，调峰压力与日俱增，火电机组的深度调峰任务也越来越重，甚至很多电厂需要频繁进行深度调峰，使火电机组能够到达最低安全稳定运行负荷以下。
本文就对660MW火电机组的深度调峰运行进行了分析，旨在共享运行操作的经验，规范调峰操作的要点，为相关电厂提高火电机组运行的安全性和可靠性提供参考。
关键词：660MW火电机组；深度调峰；安全稳定运行前言当前，随着我国社会经济的快速发展，工业化进程不断加速，对电能的需求越来越多，与此同时，我国的电网结构也发生了较大的转变，电网的峰谷差越来越大。
电网调度对于660MW火电机组的“深度调峰”能力的需求日益凸显。
在运用660MW火电机组进行深度调峰时，稍有不慎，就会造成机组出现非停的状况，因此，研究660MW火电机组深度调峰运行问题具有十分重要的意义。
一、火电机组深度调峰的必要性分析随着科学技术的发展，我国的新能源发电得到了迅猛的发展，同时，煤电产能逐渐出现过剩的现象，对火电机组进行灵活性改造就显得势在必行。
因为电能无法有效贮存，同时，在实际生活中，白天与晚上的用电量也各不相同，因此，为了更好地满足人们群众的生产和生活用电，相关电厂必须根据电网调度的命令，减少或增加发电机出力，以满足电网负荷变化的波动需求。
在电网运行中，一般的调峰调频任务均是由水电站承担的，作为我国重要发电组成的火电站则承担着基荷和腰荷的重任，这是因为火电站的气轮机从锅炉起炉一直到汽轮机并网发电，需要的时间相对较长，而且，并网后还需要较长的时间才会停机，运用火电调节电力峰荷，需要不停地开关机过改变出力，这样会影响到燃煤的利用效率。
但随着新能源电厂的建设，并在电网中占据越来越多的比例时，电网调度对于调峰电源的需求也逐渐升高。
与新能源电源相比较，火电机组具有良好的调峰性能。
而且，我国的煤炭储量相对较多，在面对电网峰谷差的逐年增加的情况时，提高火电机组的灵活性，依次进行深度调峰就成为最为现实的可行选择。
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。
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。
火电机组深度调峰的难点分析和运行优化建议
火电机组深度调峰的难点分析和运行优化建议摘要：由于特高压输送电量逐年增加、新能源占比逐渐加大，造成电网峰谷差加大，火电机组需成为电网调峰的重要力量。
但火电机组深度调峰普遍存在机组调峰能力不足、负荷响应速率较低、系统自动投入率低、人员手动操作量大等问题。
为深挖火电机组调峰能力，提高调峰安全性，本文就火电机组深度调峰难点进行分析，并提出运行优化建议。
关键词：火电机组；深度调峰；难点分析；运行优化建议一、难点分析1、机组不投油稳燃负荷高，不能满足调峰至30%需求某电力集团有30万等级以上机组70台，只有4台机组能达到调峰至30%额定负荷，剔除因供热制约未进行调峰运行的8台机组外，58台机组稳定调峰运行负荷不能满足调峰至30%额定负荷需求，占比82.8%。
其中32台机组需投油稳燃。
2、调峰期间自动投入率低某电力集团46台机组提出需对调峰负荷段的协调控制系统开展优化，以适应快速调峰的要求。
主要集中在以下六个方面：1）协调控制只能控制40%负荷以上工况；2）给水泵汽源自动切换；3）自动转态；4）减温水自动；5）给水泵自动切除、自动并泵；6）给水主、旁路自动切换。
3、深度调峰影响经济性梳理某电力集团70台煤电机组，截至目前参与深度调峰共52台煤电机组，其中百万机组11台，60万等级机组20台，30万等级机组21台。
依据这52台煤电机组参与深度调峰期间的DCS数据，计算机组的锅炉效率、汽轮机热耗率、厂用电率影响如下：（1）锅炉效率表1：50%调峰至40%额定负荷工况下锅炉效率变化表1为参考深度调峰的52台机组锅炉效率变化结果，百万机组从50%调峰到40%额定负荷，锅炉效率下降0.15～2.33%，平均下降1.02%。
60万机组从50%调峰到40%额定负荷，锅炉效率下降0.0～1.0%，平均下降0.39%。
30万机组从50%调峰到40%额定负荷，锅炉效率下降0.4～0.9%，平均下降0.48%。
（2）汽轮机热耗率表2：50%调峰至40%额定负荷工况下汽轮机热耗率变化表2为参考深度调峰的52台机组汽轮机热耗率变化结果，百万机组从50%调峰到40%额定负荷，汽轮机热耗率上升137～343kJ/kWh，平均上升213kJ/kWh；60万机组从50%调峰到40%额定负荷，汽轮机热耗率上升82～390kJ/kWh，平均上升256kJ/kWh；30万机组从50%调峰到40%额定负荷，汽轮机热耗率上升80～368kJ/kWh，平均上升198kJ/kWh。
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中国经济的快速发展，电力需求也越来越大。
为了满足电力需求和保障电网的稳定运行，一些电力公司正在建设300兆瓦（MW）的大型机组。
这些大型机组带来的深度调峰危险也是不可忽视的。
本文将就300MW机组深度调峰危险进行分析，并提出一些对策。
300MW机组的深度调峰危险在于负荷过大导致机组供电能力不足。
在高峰期，电力需求非常大，特别是在夏季和冬季的空调和供暖高峰期，电网需要大量的电力供应。
如果300MW机组无法满足需求，就会导致供电不足，甚至发生停电事故。
深度调峰还存在运行不稳定的风险。
300MW机组一般为燃煤或燃气电厂，这些燃料的供应存在波动性。
如果供应不稳定，机组的运行也会受到影响。
当负荷突然增加时，机组可能无法及时响应，导致供电不稳定，甚至损坏机组设备。
解决深度调峰危险的对策可以从以下几个方面考虑。
可以采用电力储能技术来缓解峰值负荷。
电力储能可以将多余的电力储存起来，在负荷高峰期释放出来供电使用，以便平衡供需关系。
可以利用电池储能技术或抽水蓄能技术来实现电力储存。
可以进行负荷侧管理，通过动态调整用户用电行为来平衡系统负荷。
在高峰期鼓励用户减少用电，提倡合理用电，节约能源。
还可以通过智能电网技术，实时监测系统负荷变化，并根据需要进行调节。
应加强电力系统运行的监控和预测，及时发现负荷峰值的变化，以便及时采取措施。
通过数据分析和建模，可以预测高峰期的负荷变化趋势，以便提前调配资源，保障供电的稳定性。
加大对300MW机组的维护和更新力度，提高机组的运行效率和可靠性，减少机组故障的发生。
定期进行设备检修和升级，确保机组能够及时响应负荷需求，稳定供电。
300MW机组的深度调峰危险是存在的，但通过采用电力储能、负荷侧管理、监控预测和设备维护等对策，可以有效减少危险发生的概率，并保障电网的稳定运行。
660MW火电机组深度调峰协调控制优化及应用
660MW火电机组深度调峰协调控制优化及应用摘要：电源侧储能技术则可以实现能源整合，提高能源系统调峰能力，但目前火电机组储热技术多为汽机侧民用供暖蓄热，如热水罐、低温相变储热等，储能规模有限，非供暖期不能发挥调峰作用，也无法提供稳定的高温工业用蒸汽。
电化学储能则存在安全性、寿命周期等方面的问题。
关键词：660MW火电机组；深度调峰；协调控制；应用1机组深度调峰中锅炉可能出现的问题(1)锅炉燃烧不稳定性增大。
与常规负荷相比，低负荷时由于投入煤量少，燃烧稳定性下降，煤种、风量、磨煤机出力等方面微小的变化都可能偏离燃烧正常状况，严重时造成灭火。
(2)锅炉水冷壁超温运行。
与常规负荷相比，低负荷时锅炉空气动力场发生改变，燃烧容易发生偏斜，锅炉全为下层磨运行，火焰中心下移，水冷壁容易超温运行。
(3)脱硝入口温度低。
随着负荷降低，烟气量减少，烟气温度下降，导致脱硝入口温度降低。
当脱硝入口温度低于300℃时，脱硝系统无法正常发挥作用。
(4)存在水煤比失调、尾部烟道再燃烧、低温腐蚀等风险。
2660MW火电机组深度调峰协调控制优化2.1大型储热装置在技术工程中的应用将储热设备与供热发电机组并联，在余热回收足以供热时进行储存；当汽轮发电机中的抽汽不能满足客户的需要时，可以将其释放以储存热量，以满足加热要求。
基于基本理论，从技术上实现火电厂的全耦合是必要的。
电厂的关键是选择蓄热水箱作为蓄热设备。
利用自然加压水蓄热来更新和转换系统电站的协调能力，从而提高发电机组的深度调峰水平。
在工业生产加热和火电厂发电机组调峰水平上，设计了一套熔盐储热系统软件。
当柴油发电机负荷相对较高且加热水平有利时，蓄热系统软件使用再热蒸汽加热熔盐进行蓄热。
当柴油发电机负荷过低，无法保证主要加热参数时，蓄热系统软件进行放热反应，以取代汽轮发电机的抽汽和加热，并完成系统软件与热电厂的耦合。
可再生能源供热主要包括地热能供热、生物能供热、太阳能热利用等。
在欧洲，太阳能区域供热发展迅速。
深度调峰下660MW燃煤发电机常见故障及改进措施
深度调峰下660MW燃煤发电机常见故障及改进措施摘要：当前在“双碳”目标的引领和要求，光伏、风电等清洁能源的快速发展，燃煤发电机承担的深度调峰压力越来越大，深度调峰发电机快速变负荷，转子温度、定子温度随之频繁变化，导致转子绕组、定子绕组、定子铁心等出现热疲劳、零部件磨损，其可靠性寿命加速消耗，故障率增高。
本文分析了参与深度调峰的发电机典型故障，并提出相应的改进措施。
本文的内容对参与深度调峰的机组提供了优化方案和改进措施，保证设备的安全可靠运行，以及提高电力设备运行可靠性具有十分重要的意义。
关键词：燃煤发电机；深度调峰；典型故障；改进措施1 引言2020年习近平主席在第七十五届联合国大会上郑重宣布：中国将提高国家自主贡献力度，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，争取2060年前实现碳中和。
这既是不容置疑的庄严承诺，也是需要坚定不移完成的既定目标，现役煤电未来的发展重点不再是装机规模的增长，而是提高现有机组的灵活性和可靠性，承担起新能源为主体的新型电力系统安全稳定运行的重任。
随着新型电力系统对燃煤机组灵活运行要求不断深入，频繁快速深度调峰、频繁启停热备盘车、长期停备及调压调频等异常工况占比增多，已经超出燃煤电发电机的安全稳定运行能力范围。
据统计西北某电厂#1机2020-2022年运行情况，机组共参与调峰超过1500次，调峰时长接近4000小时，平均每月调峰次数超过45次，调峰范围为20%-100%。
机组在宽负荷工况下运行时，定子、转子等部件在额定负荷和深调负荷工况时的温差较大，铜、铁心和绝缘温度涨差将进一步加大。
在该工况下运行已对发电机各部件造成不同程度的损害，严重危害机组的安全稳定可靠运行，本文通过分析西北某电厂两台660MW燃煤发电机的典型故障，剖析故障原因，并提出改进措施。
2 缺陷案例一2.1基本概况西北某电厂#1发电机为东方电机股份有限公司生产的QFSN－660-2-22型同步交流发电机,额定容量733MVA,额定功率660MW,额定定子电压22kV,额定定子电流19245A，励磁电压426V，励磁电流4673A，产日期2013年。
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。
深度调峰时火电机组安全运行的相关问题分析
深度调峰时火电机组安全运行的相关问题分析摘要：近些年，随着我国电力行业的发展，由于特高压电流以及直流电的建设。
我国对于电网已经应用了清洁能源，电网结构也发生了较大的变化。
由于目前我国用电结构的改变，电网中峰谷差越来越大，火电机组也面临着严峻的考验，新的电网结构将对调整带来很大的压力。
特别是在电网的低负荷运行过程中，为了有效地保证能源的应用和特高压输电量。
因此，需要对火电机组调峰能力提出较高的要求，在这一背景下结合深度调峰过程中要保证火电机组的运行效率以及相关问题的处理，从而为电力行业的发展奠定良好的基础。
关键词：深度调峰；火电机组；安全运行引言随着我国经济新形势的发展，电网调峰的矛盾也会逐渐的加剧，调峰能力目前已经无法满足电网的使用要求，所以要深度的加强火电机组的调峰能力，保证机组用电的安全。
同时，每一个电力企业也需要加强火电机组安全运行问题的全面研究，保证火电机组的运行效率，提高内部锅炉设备的使用效果，避免锅炉设备出现燃烧不稳定以及风机失速的不良情况。
1深度调峰时火电机组安全运行现状1.1炉内受热面的安全问题在当前我国深度调峰的背景下，火电机组处于低负荷的燃烧运行状态下，这样会导致煤量的投入与能量的产生之间存在严重的不符。
影响到了热管道的受热，从而导致换热管道出现局部升温而造成锅炉内部过热的问题。
一但在这一状态下长时间的维持将会导致锅炉内部爆管问题的发生，同时锅炉内部长时间的低负荷运行状态，排烟温度也会逐步下降，这样会导致换热管道尾部出现低温腐蚀的情况。
针对于锅炉内部的质量而言，在低负荷运行状态下，蒸汽流量不高必然会造成汽水流程中管壁的流量存在很大的差别，从而出现换热不均匀的情况，造成局部的温度比较高引发爆管危害。
最后，在深度调峰的情况下，为了能够提高火电机组内部燃烧工作的稳定性，还需要对空气动力进行控制，否则就会因烟气流量低的问题，造成锅炉内部火焰的充满度下降，最终造成换气的烟气偏差较大。
另外，烟气的运输效率降低更容易导致烟道内部烟气的堆积，从而大量的积灰，引发火电机组锅炉受热面壁温度增加，最终造成超温的问题。
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能源需求的不断增长和能源结构的转型，电力系统调峰问题已经成为一个亟待解决的难题。
在电力系统中，机组深度调峰是一种常用的调峰手段，但也存在一定的危险性。
下面将针对300MW机组深度调峰的危险因素进行分析，并提出相应的对策。
机组深度调峰可能会导致热点部位过热。
机组深度调峰时，机组负荷突然降低，使得机组高温蒸汽量和低温冷却城数量不匹配，从而导致热点部位温度过高。
这可能会引发设备的热膨胀、变形和裂纹的产生，严重时甚至会导致设备损坏。
针对这个问题，可以通过增加低温供冷设备的数量，提高冷却能力来应对。
还可以加强设备的监测和检修，及时发现并解决热点部位的问题，避免设备损坏。
机组深度调峰可能会导致机组动态特性的不稳定。
机组深度调峰时，机组内部的温度、压力和流量等参数会发生较大变化，这可能导致机组的动态特性变得不稳定。
这会对机组的稳定运行和安全性产生一定影响。
在机组深度调峰时，应加强对机组的调控和监测，保持机组参数的稳定变化，避免出现不稳定的动态特性。
机组深度调峰可能会导致机组启停频繁，增加机组的磨损和故障风险。
机组深度调峰需要频繁地启停机组，这使得机组的磨损和故障风险增加。
对于大型机组来说，启停机组需要消耗大量的能量，且操作复杂，容易出现操作失误等问题。
为了应对这个问题，可以通过合理规划机组的调峰策略，减少机组的启停次数，并加强对启停过程的监测和管理，降低机组的磨损和故障风险。
机组深度调峰可能会导致电网频率的波动。
机组深度调峰时，机组的负荷突然降低，可能会导致电网频率的波动。
这会对电网安全运行产生一定威胁。
为了避免这个问题，可以通过引入储能设备等灵活性资源，提高电网的调峰能力和频率稳定性。
还可以通过优化机组调峰策略，并与电网运行的调度策略相匹配，确保电网频率的稳定运行。
300MW机组深度调峰虽然存在一定的危险性，但通过合理的对策和管理，可以有效地规避相关风险，并确保机组和电网的安全运行。
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。
火电机组灵活性改造及深度调峰分析
火电机组灵活性改造及深度调峰分析摘要：电力发展“十三五”规划中明确要求充分挖掘现有系统调峰潜力，增强火电机组的灵活性，大幅度接纳新能源入网。
对火电进行灵活性改造，增加火电厂的深度调峰能力，正成为一种新常态。
庄电公司的压谷调峰经验，可为相关企业提供借鉴。
文中阐述了我国火电机组缺乏灵活性的现状与潜在压力，主要从系统储热改造和调峰运行策略的角度介绍了国内外关于提升火电机组灵活性技术的发展状况，其中丹麦提升火电机组灵活性技术的实例有借鉴启示，并初步提出了我国火电机组灵活性改善的路径建议。
关键词：火电机组；灵活性改造；深度调峰引言2016年11月初，国家发改委和能源局发布的电力发展“十三五”规划（以下简称《规划》）中明确表示要充分挖掘现有系统调峰潜力，着力增强系统尤其是火电机组的灵活性。
自 2006 年颁布实施《可再生能源法》之后，我国新能源产业发展迅速。
但是，由于新能源的波动性以及管理利用水平和配套政策的不完善等因素，新能源的消纳成了一个能源电力领域亟待解决的新问题。
与此同时，电力体制改革正通过有序缩减发用电计划，开展发电企业与用户直接交易，逐步扩大市场化电量的比例，为进一步完善电力市场提供空间。
因此，从电网侧、用户侧和电源侧统筹规划，提升火电机组灵活性，加强机组调峰能力和消纳新能源入网是“十三五”能源战略的调整重点。
1.我国火电机组缺乏灵活性的潜在压力1.1能源与环境压力能源作为环境的组成部分，在能源开发和利用的整个生命周期中，从能源资源的开采、加工和运输到二次能源的生产发电以及电力的传输和分配直至能源的最终消费，各阶段都会对环境造成压力，引起局部的、区域性的、乃至全球性的环境问题。
火电工业和能源紧密相关，仅化石能源的消耗使全世界每年排放二氧化碳320亿t，二氧化硫1.2亿t，氮氧化物1亿t，带来严重的环境污染和气候变化问题。
在我国，2014年火电行业二氧化硫、氮氧化物和粉尘的工业排放量分别达到620万t、710万t 和270万t，造成了严重的雾霾和酸雨等污染现象；2015 年全国电力工业煤炭消费量约20亿t，造成的环境损失高达数千亿。
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。
660MW超临界机组40%负荷以下深度调峰问题解析及对策
660MW超临界机组40%负荷以下深度调峰问题解析及对策摘要：本文针对新疆地区某2ᵡ660MW燃煤火电机组40%以下负荷深度调峰运行时存在的问题进行了剖析，重点阐释了机组深调对锅炉安全运行的影响，并根据现场实际情况，提出解决问题的措施和对策，经过实践，实现了AGC控制模式下机组在198MW（30%BMCR）负荷调峰安全稳定运行。
关键词：660MW；深调；问题；措施1 设备概况新疆某2ᵡ660MW超临界燃煤机组，锅炉型号为SG-1997/25.4-M5505型，该锅炉为超临界压力参数变压运行螺旋管直流锅炉、单炉膛塔式布置、一次中间再热、四角切圆、采用平衡通风、中速磨直吹式制粉系统、固态排渣煤粉炉，锅炉为全钢构架，紧身封闭，整体呈塔型布置。
锅炉燃用新疆准东煤，设计5台磨煤机带锅炉BMCR工况，炉后尾部烟道出口安装带旁路烟道的SCR脱硝反应器，下部布置两台三分仓容克式空气预热器。
汽轮机型号为NZK660—24.2/566/566，该汽轮机为上海汽轮机厂生产的超临界蒸汽参数、一次中间再热、单轴两缸两排汽、单背压、直接空冷式汽轮机。
DCS和DEH采用杭州和利时公司的Hollias Macs分散控制系统。
2 机组深度调峰存在的问题2.1机组在264MW以下负荷未进行CCS逻辑优化，无法在CCS模式下运行，AGC不具备投入条件，可能出现主汽压力波动大，主再热汽温波动大等异常。
2.2机组负荷区间在198MW-220MW时，手动调整给水流量，控制过热度，机组存在转湿态的风险。
2.3机组负荷区间在198MW-264MW时，运行三台磨，炉膛温度低，可能出现燃烧不稳情况，有锅炉灭火的风险。
2.4机组负荷区间在198MW-264MW时，给水流量在500t/h-790t/h之间，可能出现给水流量低造成MFT保护动作（给水流量低低保护定值525.6t/h）风险。
2.5机组负荷区间在198MW-264MW时，两台给水泵运行时，可能存在给水泵抢水现象，引起给水流量波动的风险，可能出现给水流量低造成MFT保护动作。
深度调峰需求下火电机组运行的挑战及对策分析
深度调峰需求下火电机组运行的挑战及对策分析摘要：现阶段在我国可持续发展理念的影响下，各种可再生能源已经进入了规模化开发、利用阶段，并且我国的发电结构也在逐渐向着多能源互补的方向转变，这对于火电行业的稳步发展同样会带来严重的挑战。
在我国新能源持续变化的影响下，新能源发电所占据的比例也在不断提高，正因如此火电机组必须要在未来发展的过程中发挥深度调峰调频的作用。
本文基于深度调峰需求下的火电机组调峰运行方式以及火电机组运行过程中的各种挑战分析，提出了火电机组在深度调峰需求下的平稳运行策略。
关键词：深度调峰；火电机组；运行1、深度调峰需求下的火电机组调调峰运行方式分析火电产业在未来的发展过程中，通常都需要与新能源发电进行并网处理。
为了更好地满足这一需求，火电机组需要在负荷上具备灵活变化的能力。
火电机组在参与深度调控的过程中和常规性质电网调峰不同的是，在低于50%额定功率以下的情况下，机组依旧需要维持稳定的运行状态[1]。
这种情况下的机组运行变得更为复杂，且技术参数方面的要求也有所提升。
火电机组在参与到电网调峰指令调度的过程中，负荷变化的速度相对较快，需要在全面深入研究机组运行状况的前提下，针对低负荷状态下对机组运行产生影响的各种因素全面掌控，保证火电机组运行安全的同时降低各种负荷数值。
通常而言，在火电机组在定压运行的过程中，锅炉的主汽参数并不会出现变化，但在负荷指令出现改变的时候，可以借助汽机汽门开度的调节，将负荷的大小进行调整。
这一负荷数值的改变可以借助定压的方式进行，能够在降低各种高温部件温度变化的情况下缩减设备在运转过程中的热形变程度，适当延长火电机组的使用寿命。
在火电机组滑压运行的过程中，因为锅炉的主汽参数会出现变化，但汽门的开度却始终维持恒定，这种方式能够有效降低给水泵的功耗。
但在负荷降低到一定程度的情况下，主汽压力和循环热效率的循环之间的正相关关系将会变得十分明显，直接影响到火电机组运行的经济性。
火电厂燃煤机组深度调峰技术分析
火电厂燃煤机组深度调峰技术分析摘要：目前在我国电力系统中，常规火力发电依然占有较高的比例，当电力系统中不确定性电源占比较高时，常规的火电机组需要进行深度调峰，以满足系统内的功率实时平衡和系统的安全稳定运行。
深度调峰即火电机组在电网调度指令下运行出力在50% 以下甚至更低的水平，这样的运行状态对火电机组具有较大的影响，会折损火电机组的运行寿命，并且也不利于火电机组的安全经济运行。
本文详细分析了火电厂燃煤机组深度调峰技术，在实际中具有较强的实际应用价值。
关键词：燃煤机组；深度调峰；精细化运行由于风电、光伏发电的随机性、间歇性较强，其大规模并网给电网的安全稳定运行带来了负面影响。
为提高可再生能源的消纳能力，承担着全国70%以上发电量的火电机组须承担电网的调峰任务。
提高燃煤机组深度调峰能力主要包括两个方面：1）锅炉精细化运行调整；2）提高机组主辅机及其环保装置在低负荷下的设备适应性。
本文将就燃煤机组深度调峰的主要技术进行论述，为即将开展火电灵活性改造的机组提供改造思路。
1锅炉精细化运行调整当前300 MW 以上新投产烟煤机组的设计不投油稳燃负荷为 35%额定负荷左右，但实际运行时最低稳燃负荷仅为 50%额定负荷左右。
可见，大部分锅炉的低负荷稳燃能力值得挖掘。
锅炉精细化运行调整旨在在现有煤质和设备条件下挖掘锅炉的低负荷稳燃能力，其包括以下方面。
1.1粉管一次风速大小及其偏差调整研究发现随着煤阶的增加，最低着火温度对应的煤粉浓度逐步增加，如烟煤的最佳煤粉浓度约为 0.5 kg/kg，贫煤、无烟煤为 1.0 kg/kg 以上。
然而，大部分锅炉实际运行过程中，粉管内平均煤粉浓度仅为 0.3~0.4 kg/kg。
因此，应先将各粉管一次风速偏差调平，在确保不堵管的前提下，适当降低一次风速，增加粉管内煤粉浓度。
1.2煤粉细度调整随着煤粉细度的降低，煤粉颗粒的比表面积增加，煤的表观活化能大大降低，有利于挥发分的析出和颗粒的非均相着火。
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火电机组深度调峰存在问题分析
摘要：随着我国“双碳”目标的进一步推进，风电、光伏建设如火如荼，火电机组逐渐沦为保供电源。
为满足电网公司能源结构优化的要求，火电机组深
度调峰提上日程。
关键词：深度调峰；水动力差；脱硝效率低；空气预热器堵塞；烟气流场不畅；
0引言
随着我国碳达峰、碳中和目标的推进，电力系统清洁低碳转型的步伐进一步
加快，火电装机和发电量占比不断降低，灵活调节能力要继续提升。
当前电力需
求刚性增长、能源结构优化难度增大、国际形势变化都给电力行业带来新的挑战。
对于很多火电机组来说，机组深调将成为今后的常态，未来火电机组的一大部分
收入将来源于调峰和辅助服务。
随着大量火电机组深调的推进，机组深调运行暴
露的问题也越来越多。
1锅炉侧问题
锅炉深度调峰存在问题突出表现在锅炉燃烧不稳、水冷壁水动力差、局部受
热面超温、设备可靠性下降、烟道积灰、脱硝入口烟温低等。
1）锅炉燃烧不稳
煤电机组在进行深度调峰时，锅炉总给煤量小，炉膛温度下降，燃烧状况恶化，燃烧稳定性变差。
受限于风机最低出力，为保证粉管最低风速（防止堵粉），低负荷下煤粉浓度下降，加剧了燃烧状况的恶化。
各大电厂为降低成本，入厂煤
种杂，煤质掺烧导致燃烧着火特性差，加大了低负荷炉膛稳燃难度。
2）水冷壁水动力差
当机组负荷低于30%额定工况时，锅炉水冷壁流量接近最低流量，水循环出
现恶化，管内工质流量偏差增大，低负荷下二次风压较低，射流刚性差，致使烟
气侧燃烧热负荷均匀性变差，水冷壁换热失去平衡，造成水冷壁局部超温或壁温
偏差增大，热应力增加，导致水冷壁开裂。
尾部受热面通常不装壁温测点，无法
监视壁温差，同样存在类似问题。
对于超超临界机组，深调还存在锅炉干、湿态
转换问题。
通常机组在负荷30%左右锅炉干、湿态转换，当深调至额定负荷30%
以下时，锅炉有可能转入湿态运行。
锅炉因频繁干、湿态转换，水冷壁应力将会
增加，受热面使用寿命进一步缩短，爆管风险也会增加。
3）爆磨、风机喘振风险增加
机组深调时，给煤量偏低，受最低一次风量限制，磨煤机煤粉浓度有所下降，进入爆炸浓度范围，显著增加了磨煤机的爆磨风险。
为防止燃烧恶化，深度调峰
时电厂一般会选用挥发分高的优质煤种。
由于深调峰时所需一次风量低，一次风
机运行在小流量、高压力工作范围，增加了一次风机失速、喘振的风险，从而增
加机组非停的机率。
4）脱硝SCＲ效率低无法正常投入
机组深调时，炉膛温度下降，尾部烟温也随之降低。
当脱硝SCＲ入口烟温过
低时，催化剂活性将会大幅下降，脱硝效率也会随之降低，进而导致氨逃逸增加，造成空预器堵塞。
由于脱硝效率低，再加上低负荷下SCＲ入口流场均匀性变差，
易造成NOx排放超标，导致环保考核。
为保证催化剂活性，需确保锅炉SCＲ入口
烟温在300℃以上，如不能满足，脱硝存在切出风险。
5）烟气流场不畅问题
低负荷下烟气流场均匀性较差，易造成局部烟气流速偏高，受热面磨损。
长
时间低负荷运行，锅炉无法吹灰，造成烟道积灰，烟道载荷增加，会加剧烟气流
场的不通畅，形成积灰塌灰。
脱硝氨逃逸率高，锅炉空气预热器冷端综合温度低，易造成硫酸氢胺结晶，导致空气预热器堵塞。
锅炉深调时，空气过量系数增大，
会生成更多的SO3，加上较低的排烟温度，会加剧空气预热器的腐蚀和堵塞。
2机侧安全运行问题
机侧在机组深调时主要存在给水泵再循环开度、给水泵小机汽源切换、低压
缸末级叶片水蚀、高、低加正常疏水不畅、轴封汽源调整、汽机调门单顺阀切换、机组振动等问题。
1）机组振动影响
在机组深调时，可能会出现低压转子振动大的问题，表现为动静摩擦，主要
原因是机组真空过高，引起低压缸弹性变量过大所致；
2）低压缸末级叶片水蚀
部分机组在深调时末级叶片容易出现冲蚀损伤，甚至使叶片发生颤振，严重
的造成叶片断裂、飞脱，降低末级叶片效率；
3）汽轮机进汽参数波动大
机组深调时，部分机组由于调节特性差，可能会造成主、再热蒸汽温度的大
幅度波动，使汽轮机内外缸温差变大、转子内外温差波动，金属疲劳应力增加；
4）给水泵再循环阀操作风险增大
机组深调时、给水流量降低至最小流量阀保护自动开启值，须精心监视或调整，否则极易造成给水流量低低，触发锅炉MFT导致机组跳闸；
5）给水泵小机汽源切换
给水泵小机汽源一般采用四段抽汽，同时设置冷再和辅汽作为备用汽源。
机
组深调时，四段抽汽压力降低、无法满足小机汽源需要，如备用汽源暖管不充分，进汽温度骤降，容易导致汽泵小机进冷汽或水击；
6）高、低加正常疏水不稳
机组深调时，由于汽机各段抽汽压力下降且相邻段蒸汽压差减小，使相邻高、低加间疏水差压同步减小，导致正常疏水动力不足，造成加热器水位波动、危急
疏水阀开启或加热器解列。
3发电机转子匝间短路问题
机组深调时，发电机定子、转子铁芯与绕组热膨胀系数不同、相对速率较快
的负荷深调将引起温度变化率差异较大。
机组长期、频繁深调，发电机定子、转
子铁芯与绕组受绝缘材料与铜导体膨胀系数不同，形成剪切应力，造成两者间的
连接破坏，使得铜导体表面环氧云母绝缘发生分层或脱壳，降低绝缘材料的性能，进而加剧了绕组的松动。
频繁膨胀、收缩使转子铜线，尤其是转子端部顶匝线圈
的铜线容易因应力蠕变而发生变形，进而发展为匝间短路。
4控制系统问题
控制系统设计大部分未考虑深调工况，适应性有待改善。
机组深调时，控制
系统主要存在监控不足、预警能力差、基础逻辑限制、自动控制投入差、功率振
荡风险增加等问题。
1）因工况不稳易引发保护误动作
机组深调时，大量辅机设备接近极限运行工况，辅机设备跳闸、锅炉MFT等
保护和自动切除功能回路如发生误动或切手动都威胁机组的深调运行安全。
由于
低负荷下磨煤机运行台数少，因此MFT保护与点火助燃逻辑在深调时也变得十分
关键，然而火检信号质量差及动作逻辑往往都无法满足要求；
2）测点精度和自动调节品质差
DCS控制逻辑未在深调工况下进行调试，给水流量等重要测点在机组深调时
精度差、波动大，严重影响回路计算的稳定性；风、水、煤、协调、一次调频等
回路由于调节对象特性均变差，控制品质一般都无法满足自动连续运行要求；
3）变负荷速率与主要运行参数失配
机组深调时，众多调节系统趋于运行下限，一方面执行机构调节特性变差，
响应速度下降，另一方面，风、水、煤的快速变化易引起炉膛稳燃能力下降、锅
炉受热面温度分布不均；因此，需将变负荷速率优化，使之与主要运行参数匹配；
4）燃烧实时监控不足
燃烧监控的主要手段是火检信号与火焰电视，而火检信号是主保护与重要辅
机保护的逻辑依据。
机组深调时，火检信号差、火焰闪烁是较为常见的现象，容
易触发磨煤机保护误动而造成锅炉MFT。
5）辅机设备运行状态预警不足
一般辅机设备仅设置报警和跳闸两个定值，当运行参数到达至相应定值时，
将会触发相关报警和保护动作。
机组深调时，辅机设备进入高风险区运行，容易
在毫无征兆的情况下，参数出现异常，发生诸如风机失速、喘振等问题，调整不
及时容易导致锅炉灭火跳机。
6）功率振荡风险增加
汽轮机阀门流量特性在低负荷工况下验证少，机组功率振荡风险将会增加。
由于低负荷工况下各系统的调节裕量和精度受限，功率振荡不仅会引起主汽压力
的大幅波动，拉垮炉膛燃烧，为机组本身的运行安全带来了隐患，还会引发电网
低频振荡。
诸如以上问题，火电机组深度调峰还需要经过一系列技改、燃烧调整、协调
优化、深调试验、技术监督等，火电机组深度调峰任重而道远。
参考文献：
【1 】李军，李志伟，张鹏，常小干660MW超超临界机组给水提温改造满足
深调运行分析机电信息，2022年第16期总第688期：67-69.。