深度调峰措施
350MW超临界机组深度调峰的探索及措施
350MW超临界机组深度调峰的探索及措施摘要：本文首先论述了350MW超临界机组深度调峰制约因素，然后作者根据本人在生产一线的工作经验和具体实践提出了350MW超临界机组深度调峰风险防控措施和经济运行技术措施，并且在生产实践中进行了检验，经过反复试验改进的方案措施不但切实可行，而且确实提高了350MW超临界机组深度调峰能力，取得了很好的经济效益。
关键词：350MW超临界机组深度调峰辽宁大唐国际沈东热电有限责任公司锅炉由东方锅炉有限公司生产的DG1128/25.4-II6型超临界参数变压运行直流炉，前后墙对冲燃烧方式；汽轮机为北京北重汽轮机有限责任公司生产的NC350-24.2/0.4/566/566型超临界、一次中间再热、供热、湿冷凝汽式机组。
为进一步摸索机组深度调峰能力，确保深度调峰期间安全环保经济运行，进行了专题研究，确定了影响机组调峰能力的制约因素和风险点，明确了目前机组安全稳定运行调峰下限，并根据风险点制定了有效的风险防控措施。
一、机组深度调峰能力制约因素（一）锅炉最小给水流量限制。
按照东锅初设，公司最小给水流量设计为282t/h；经与锅炉厂与调试单位最终优化至248t/h，折纯凝电负荷约76MW；综合考虑锅炉低负荷水循环动力及水冷壁冷却要求，结合公司实际运行经验，锅炉连续安全运行最小给水流量可按照285t/h 控制，折纯凝电负荷约85MW。
（二）锅炉干湿态转换限制。
按照东锅初设，锅炉给水流量282t/h进行干湿态转换，经最小给水流量优化后，目前按照最小给水流量 248t/h进行干湿态转换节点控制，折纯凝电负荷约76MW。
受锅炉上水主路流量限制，若继续降低干湿态转换节点流量，运行中需频繁切换锅炉上水旁路运行，存在一定风险，不继续降低转态流量节点。
（三）锅炉最小给煤量限制。
目前，公司两台炉最小给煤量下限已优化至70/68t/h，按照入炉煤干燥无灰基挥发分不低于40控制，锅炉最小给煤量下限可优化至60t/h。
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。
深度调峰重要参数
深度调峰重要参数深度调峰是指通过对电力供需进行合理调节，使电力系统在高峰期能够稳定供应足够的电力，从而满足用户的用电需求。
深度调峰是电力系统运行的重要参数，对于保障电力供应的可靠性和稳定性至关重要。
一、深度调峰的意义深度调峰是为了应对电力系统在高峰期的用电需求，避免供电紧张和电力供应不足的情况发生。
通过深度调峰，可以在高峰期实现电力供需的平衡，保障用户的正常用电，避免停电和电力不稳定带来的不便和损失。
二、深度调峰的方法1. 负荷侧管理：通过提高用户的用电效率，减少不必要的能耗，降低高峰期的用电需求。
可以采取的措施包括：优化能源结构，鼓励使用高效节能设备，推广智能用电，实施差别化电价政策等。
2. 发电侧管理：通过增加发电容量，提高发电效率，保证在高峰期有足够的电力供应。
可以采取的措施包括：扩大电力装机容量，推广清洁能源发电，提高电力系统的运行效率等。
3. 储能技术应用：利用储能技术，将低谷期的电力储存起来，在高峰期释放出来供应电力需求。
可以采取的措施包括：建设储能设施，推广电动汽车的智能充放电技术，发展储能电站等。
4. 能源互联网建设：通过建设能源互联网，实现能源的跨区域调配和共享，优化电力资源的配置，提高电力系统的整体供能能力。
可以采取的措施包括：建设跨区域的高压直流输电通道，推广电力交易市场，促进能源多元化发展等。
三、深度调峰的意义和影响深度调峰的实施对于保障电力供应的可靠性和稳定性具有重要意义。
它能够有效应对电力供需的不平衡问题，避免电力系统在高峰期出现供电紧张的情况，保障用户的正常用电。
同时，深度调峰还可以提高电力系统的运行效率，降低电网的负荷压力，减少电网设备的损耗，延长设备的使用寿命，降低电力供应的成本。
深度调峰是电力系统运行中的重要参数，它对于保障电力供应的可靠性和稳定性起着至关重要的作用。
通过采取合理的调峰措施，可以实现电力供需的平衡，保障用户的正常用电，提高电力系统的运行效率，降低供电成本，促进电力行业的可持续发展。
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。
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。
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。
深度调峰后续措施
深度调峰后续措施引言深度调峰是指通过合理优化电力负荷，以达到降低电力峰值需求、提高电力利用率的目的。
在实施深度调峰措施后，还需要做好后续措施的规划和实施，以确保其长期可持续发展和效果的稳定。
本文将介绍深度调峰后续措施的重点内容，包括电力系统优化、用户用电行为引导、可再生能源开发利用等方面，以帮助相关部门和企业在深度调峰后续工作中有针对性地开展工作。
电力系统优化深度调峰的核心是优化电力系统，提高其运行效率和灵活性。
在深度调峰后续工作中，应重点关注以下几个方面：能源供给侧改革能源供给侧改革是深度调峰工作的重要组成部分。
在这一方面，需要推广清洁能源，加大可再生能源的开发和利用；加强电力系统的协同运行和调度能力，提高供电的可靠性和稳定性；推进电网大数据应用，优化电力资源配置。
峰谷电价差异化通过设立峰谷电价差异化机制，鼓励用户在高峰时段减少用电，并在低峰时段增加用电，以平衡电力负荷。
这需要建立合理的电价差异化机制，确保电价的有效性和可操作性。
电力市场建设深度调峰工作需要建立完善的电力市场体系，促进电力市场的发展和健康运行。
在深度调峰后续工作中，可以进一步完善电力市场的规则和体制，提高市场的透明度和公平竞争性。
用户用电行为引导在深度调峰的过程中，用户的用电行为起着关键作用。
为了引导用户在高峰时段减少用电，需要采取有效的措施来调动用户的积极性和参与度。
信息宣传与教育通过开展宣传教育活动，向用户介绍深度调峰的意义和目标，并提供相关的用电知识和技巧。
可以通过多种渠道，如媒体、社区、学校等，把相关信息传达给用户。
用电价格反馈机制建立用电价格反馈机制，将用户的用电行为与电价挂钩，鼓励用户在高峰时段减少用电。
这可以通过电价差异化、电价阶梯制度等方式来实现。
智能电网建设通过智能电网技术的应用，实现用电信息的实时监测和反馈。
用户可以通过智能电表等设备获取自己的用电信息，并提前了解高峰时段的用电情况，从而进行有针对性的调整。
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。
300MW机组深度调峰危险及对策
300MW机组深度调峰危险及对策300MW机组深度调峰问题一直备受关注，主要原因是深度调峰过程中存在着很大的安全隐患。
因此，必须采取一些必要的对策来保证深度调峰过程的安全可靠性。
深度调峰是指系统在吸收大量新能源且全面推行清洁能源的发展战略下，需要对电网进行高效的调整，以适应日益强烈的负荷波动和电力市场需求变化，同时保证电网的稳定性和安全性。
在深度调峰的过程中，需要充分考虑机组的运行特性和安全性问题。
深度调峰会使机组承受高负荷电力输出，可能会导致机组过载、机组的失效或其他安全事故。
因此，在深度调峰中，机组调度要充分考虑机组的性能和安全措施。
以下是机组深度调峰可能会遇到的危险及对策。
一、机组过载在深度调峰中，机组承受的电力输出可能非常高，如果机组长时间处于过载状态，会给电网的稳定性带来严重影响。
因此，必须采取措施来避免机组过载。
对策：采用合适的电网调度策略，给予机组足够的运行余地。
根据机组负荷特性，设定合理的功率曲线，避免机组过载。
同时，要加大机组的维护力度，保证机组各项硬件设施的良好运行状态。
二、机组失效在深度调峰过程中，机组的部件可能会遭受损坏或疲劳，导致机组失效。
机组失效会给电网带来很大的灾难性影响。
对策：加强机组的定期维护和检修，开展机组可靠性评估和设备保护。
在机组运行过程中采取措施，及时诊断机组故障，减少机组的停机时间。
三、其他安全事故在深度调峰中，可能还会出现其他安全事故，例如机组内部爆炸、重大事故等。
这些事故会给机组和电网都带来极其严重的影响和损失。
对策：加强机组的维护、保护和监测，对机组进行充分的安全检查和评估，建立健全的安全应急机制和事故应对预案。
总之，机组深度调峰过程中存在着很多安全风险，需要高度关注和理解。
通过充分采取必要的安全措施，能够有效减少安全事故的发生，保证深度调峰过程的安全可靠性。
【重点学习】机组深度调峰技术措施
【重点学习】机组深度调峰技术措施••(一)值长接省调要求接带超低负荷通知后，应立即汇报生产厂长、总工程师、发电一部主任、生产技术部主任，由生产部门主要负责人通知生产部门管理人员及技术人员到达集控室。
(二)深度调峰前8h值长通知燃运值班人员，机组上煤应严格按照调度单上仓。
湿煤严禁直接上原煤仓；若火车来煤湿，禁止翻车机直接卸煤上仓。
确保A、B、C三台底层磨上Vdaf≥30%、Qnet≥5200大卡以上的低硫烟煤。
(三)集控值班员接班后应积极主动了解本班燃用煤种情况，及时跟进煤种调整好锅炉燃烧。
(四)值长合理安排监盘运行人员，分工明确。
运行人员应熟记各负荷状态下运行参数，出现异常应及时进行调整。
(五)值长应及时与当班调度员沟通，掌握电网信息，根据电网负荷情况提前做好带超低负荷的准备工作。
(六)通知燃运调整好燃油系统压力，燃运值班员确保燃油泵运行正常及备用泵能正常投运。
(七)完成等离子及油枪试运工作。
试验过程中如发现设备缺陷，应及时通知检修处理好，确保油枪与等离子可靠备用。
(八)为保证小机正常供汽，运行人员应检查冷再至辅汽调门投入自动。
(九)给水系统专人监盘、专人调整。
给水流量低于700t/h，逐步手动开启汽泵再循环直至全开；机组负荷低于190MW，给水由主路切至30%旁路运行；汽泵转速低至3050rpm切除中间点温度控制、给水主控、汽泵控制自动状态，由30%旁路调阀控制给水流量，控制给水流量不低于580t/h。
(十)汽机监盘人员注意调整除氧器水位，加强高低加水位监视，防止低负荷加热器水位波动，如疏水压差不足导致加热器水位上升超过正常值时，应检查危急疏水自动开启调节水位正常。
(十一)如机组负荷＜200MW，则机组进入湿态运行的临界区，应提前将左右侧361阀前电动门开启，检查集水箱疏水泵及集水箱至凝汽器启动疏水系统正常备用；视电网预计最低负荷及负荷接带时间考虑采用高低旁控制降负荷或将机组进行干湿态转换，转入湿态运行需专人监盘调整。
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。
600MW机组深度调峰优化措施 刘慧林
600MW机组深度调峰优化措施刘慧林摘要：随着社会的进步和发展，清洁能源的迅速开发利用，再加上用电结构的变化，使得电网峰谷差也愈来愈大，大型机组的调峰任务也愈来愈突出，在调峰过程中如何使得机组安全运行，又节约燃油，是值得我们探讨的课题。
关键词：深度调峰煤质变化锅炉燃烧机组安全稳定运行【正文】引言湘潭发电公司处于湖南电力负荷中心长株潭地区，属国家大一型火力发电企业，二期工程#3机组升压至220KV，并入株洲白马垅变电站，#4机组升压至500KV，并入株洲云田变电站。
为了保证清洁能源的使用，水电的发电能力不受限制，使得火电机组的深度调峰成为需要。
一、机组概况湘潭发电公司二期2×600MW超临界机组锅炉为东方锅炉厂引进技术制造的国产超临界参数、变压、直流、本生型锅炉，锅炉型号DG1900/25.4-Ⅱ1型，单炉膛，一次中间再热，尾部双烟道，固态排渣，全钢构架，全悬吊结构，平衡通风，露天布置，采用内置式启动分离系统；锅炉设计燃用山西省晋城贫煤与河南省平顶山烟煤的混煤，在B-MCR工况下，燃用发热量Qnet,ar=22570KJ/kg的设计煤种时,燃料消耗量约为245T/h；锅炉运行带基本负荷并参与调峰，30%～90%ECR负荷段滑压运行，其余负荷段定压运行；采用双进双出钢球磨煤机冷一次风正压直吹式制粉系统，每台炉配置6台磨煤机，5台运行一台备用；采用HT-NR3旋流燃烧器，前后墙布置、对冲燃烧；每面墙3层，每层4只燃烧器，每只燃烧器都配备有一阀双枪控制的小出力点火油枪，前、后墙中层各燃烧器中心还配置有大出力的启动油枪；在三层燃烧器上方，前、后墙各布置了一层燃尽风口，以实现分阶段按需送风、组织合理的炉内气流结构、防止火焰贴墙、使燃烧完全的目的；机组配置2×50%B-MCR汽动给水泵和一台30%B-MCR容量的电动调速给水泵；采用30%B-MCR容量高、低压串联旁路；锅炉设计最低不投油稳燃负荷：不大于45%B-MCR负荷；二、深度调峰的原则1)电量营销小组成员及值长加强与调度沟通、申请，尽全力减免机组深度调峰。
机组深度调峰运行预案
机组深度调峰运行预案一、引言随着电力市场的竞争日益激烈，机组深度调峰运行已成为电厂应对市场变化、提高经济效益的重要手段。
本文将就机组深度调峰运行的预案进行探讨，以确保机组在深度调峰期间安全、稳定、高效地运行。
二、机组深度调峰的定义机组深度调峰是指机组在负荷率较低的情况下，通过调整运行参数、优化设备配置等方式，降低机组能耗，提高运行效率。
深度调峰是电厂应对电力市场波动、降低运营成本的有效手段。
三、机组深度调峰的挑战1. 设备可靠性：在深度调峰期间，机组设备的可靠性受到较大挑战。
设备可能因长时间低负荷运行而出现磨损、老化等问题，影响机组的安全稳定运行。
2. 运行参数调整：深度调峰期间，需要频繁调整运行参数，以确保机组在最佳工况下运行。
这需要操作人员具备较高的技能水平和经验，以避免出现误操作。
3. 经济性：深度调峰虽然能够降低运营成本，但也可能导致机组经济性下降。
因此，需要在保证机组安全稳定运行的前提下，合理调整运行参数，以实现经济效益最大化。
四、机组深度调峰的预案1. 设备维护与检查：在深度调峰期间，应加强对设备的维护与检查，确保设备处于良好状态。
对于可能出现问题的设备，应及时进行维修或更换，避免因设备故障导致机组停运或降负荷运行。
2. 运行参数优化：根据机组的实际情况和电力市场的需求，合理调整运行参数，以实现机组在最佳工况下运行。
同时，应加强对运行参数的监控，及时发现并解决问题。
3. 人员培训与值班安排：为应对深度调峰期间的挑战，应对操作人员进行培训，提高其技能水平和经验。
同时，应合理安排值班人员，确保在任何时候都有足够的人员应对突发情况。
4. 经济性评估：在深度调峰期间，应对机组的运行成本和经济性进行评估。
通过对比不同工况下的能耗和经济效益，选择最佳的运行方案。
同时，应关注电力市场的变化，及时调整策略以适应市场需求。
5. 应急预案：为应对深度调峰期间可能出现的突发情况，应制定完善的应急预案。
包括设备故障、市场变化等可能影响机组运行的突发情况，确保在发生问题时能够迅速采取措施，保障机组的安全稳定运行。
深度调峰
目前京能宁东电厂深度调峰时负荷最低降至250MW，调峰深度37.8%，主要受限原因为低负荷锅炉烟气温度降低，不满足脱硝系统运行条件，环保设施不能正常投运。
目前采取的技术措施：
1、优化制粉系统运行方式，避免热负荷集中，调整火焰中心靠上，提高烟气温度。
2、提高磨煤机出口温度，控制磨煤机出口温度在85℃，风煤比不大于2。
3、深度调峰期间投运锅炉二次风暖风器，将二次风温度提高至40℃以上。
4、咨询SCR催化剂厂家，将SCR入口烟温控制值由不低于310℃调整为不低于295℃。
5、锅炉采用微油点火技术，锅炉燃烧不稳定时可以迅速投运助燃。
下一步工作及采取的改造技术路线
1、确定合作科研单位，完成前期试验及可研报告编制
2、为提高SCR入口烟温采用省煤器烟气旁路及省煤器水旁路改造
3、锅炉稳燃考虑增加一层微油或等离子燃烧器
4、进行燃料灵活性研究，调研新型低成本燃料同时对燃煤掺配经济性进行研究，建立掺配
模型
5、对供热机组热电解耦技术进行研究，在调峰困难时段通过储热装置热量供热，输出热量
补齐热力缺额，降低供热强迫出力；在调峰有余量的时段，储存富裕热量，实现“热电解耦”运行。
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℃）。
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。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
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。
8、机组负荷低于270MW时，应保留3台磨运行，并保持至少两层相邻的燃烧器投入，在设备正常情况下，保持A、B制粉系统正常运行；当机组负荷低于240MW（不包含240MW）时，必须投入等离子拉弧稳燃，等离子投运期间，要求相关维护人员在现场值班，保证随时消缺。
9、若中调要求负荷降至240MW以下时，值长先向调度说明情况，请求负荷低限在240MW。
若调度指令必须降至240MW以下，值长应按照生产指挥系统逐级汇报。
10、负荷降至240MW（不包含240MW）以下时，A、B磨必须用等离子拉弧助燃，时，值长汇报公司值班领导，通知设备部相关专业到现场值班，随时处理等离子拉弧异常。
11、深调峰过程中，应加强对火检、炉膛负压、汽包水位、一
次风机、磨煤机运行参数、脱硝系统参数、汽泵运行参数等的监视，磨煤机排渣情况应正常。
12、A、B磨用等离子拉弧助燃时，运行中发现燃烧不稳时应首先检查等离子拉弧情况是否良好、制粉系统是否运行稳定，并采取提高机组负荷、调整配风等手段，恢复燃烧稳定，同时做好防止锅炉灭火的措施。
13、深调期间，应注意监视汽包水位、给水泵流量。
手动调整锅炉给水时，锅炉加、减水量幅度要平稳，电动给水泵随时处于良好备用状态。
14、负荷低于300MW，将除氧器上水调门旁路门关闭，除氧器水位由变频方式更改为阀门控制，切换时注意低压轴封供汽温度不能超限。
15、负荷低于300MW，汽泵再循环调门前电动门保持开状态，电泵处于可靠备用状态。
16、任一机组负荷低于240MW（不包括240MW），将两台机组辅汽联通。
17、轴封压力低于40kPa时，打开辅汽供轴封母管旁路电动门。
18、第一级蒸汽温度不允许比第一级金属温度高111℃或低于56℃，主再热蒸汽温度10分钟内不能突降50℃；
19、注意高低压胀差变化情况，若发生突变则停止升降负荷，待胀差稳定后再进行升降负荷。
20、如果出现锅炉金属管壁超温情况，应参照发电部下发的《防
止过热器金属温度及蒸汽温度超温的技术措施》和《集控运行规程》中的有关条文进行处理。
21、深调峰过程中运行人员应随时作好锅炉灭火的事故预想，重新学习锅炉MFT掉闸后的复归、点火程序及方法，学习规程的相关条文及发电部下发的防止灭火的技术措施。
22、锅炉发生灭火时，应严格按照运行规程的有关条文进行处理，要迅速恢复点火，重点要控制好水位，防止造成汽机跳闸，降负荷过程中必须密切监视主、再热汽温度和汽缸温度、汽机振动的变化情况，发现主汽温度或汽缸温度急剧下降，或振动超过极限值时，应立即打闸停机；锅炉点火后，应根据锅炉主汽压力及温度情况尽快恢复机组负荷。
发电部
2015.12.25。