330MW机组深度调峰的技术措施及运行注意事项
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。
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。
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。
达拉特发电厂330MW汽轮机 安全技术措施
内蒙古蒙达发电有限责任公司 330MW机组集控运行规程333第八章安全技术措施1防止切换水泵时出口逆止门不严的防范措施 1.1将大容量电机的定期切换改为白班进行，并严格执行升级监护制度;1.2进行泵的切换时，巡检必须就地确认备用泵具备启动条件方可切换;1.3备用泵启动后，巡检就地确认出入口门的位置，出入口压力温度等参数汇报主控;1.4双泵并列运行期间，操作员要认真确记并列运行的两台泵的电流、出口压力正常后，方可下令停止原运行泵;1.5巡检必须就地检查停运泵无倒转现象，逆止门关闭，泵处于备用状态，运行泵各参数正常，将停运泵打“备用”位（三期在“联锁”位）。
1.6运行人员必须经常核实运行设备的出口或入口电动门的开度位置与集控盘信号显示一致, 2、真空泵在启停入口门故障的防范措施2.1真空泵入口为电动门，停运真空泵时应先关闭入口电动门;2.2如果关闭入口电动门，真空泵停运后入口气动门未关闭或出现真空下降情况，应立即将真空泵启动，如果启动条件不满足或启动不了，将真空泵至“联锁”位，利用“压力低”联锁自动启泵;2.3联系检修检查，查明原因后依照上述方法停运真空泵。
2.4真空泵在启动时，先看冷却水的投入情况，三个气动门的开度，水箱水位全部正确。
2.5通讯畅通，备用泵启动全面检查正常，才能停止原来的运行泵。
3、防止轴封供汽系统异常真空下降的防范措施 3.1发现真空下降，应按照规程真空低处理检查真空低的原因，尤其检查轴封供汽调门与轴封溢流门的位置是否符合当时负荷下的状态;3.2巡检就地检查轴封阀门位置状态，当发现阀门状态不正确时，不能采取将负荷，而应及时将负荷升到280MW以上，保证低压轴封自供汽源的满足;3.3机组在降负荷的时候，及时派巡检到就地检查辅汽联箱到轴封供汽门的开度，严防低负荷的情况下，轴封供汽气动门犯卡，中断轴封供汽。
3.4 一般情况下机组负荷在300MM，轴封溢流气动门的开度在10%左右，当轴封溢流门误全开时，将负荷稳定在300MV左右，联系检修检查处理，此时严密监视凝结器的真空值。
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。
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。
330MW火电机组深度调峰的优化调整技术研究
330MW火电机组深度调峰的优化调整技术研究摘要：现阶段，随着社会的发展，我国的科学技术的发展也有了很大的提高。
提升现有火电机组的深度调峰能力和运行灵活性，大幅提升新能源入网比例，是国家能源局《电力发展“十三五”规划（2016—2020）》中明确提出的要求。
论述了现阶段我国火电机组运行灵活性改造及深度调峰的现状，以及现阶段我国在火电机组主要应用的一些控制策略和优化控制技术，分析了现有控制策略的优缺点，提出了在不增加设备及系统的前提下，以协调优化和改进为基础，多控制策略组合优化的方法。
关键词：火电机组；深度调峰；优化调整；技术研究1.引言随着我国产业结构调整和能源结构改革的深入，电网调峰压力不断增大，火电机组提高运行灵活性，参与深度调峰运行，逐渐成为未来火电领域重要的发展方向。
本文全面分析了火电机组深度调峰面临的热工控制领域各方面的局限，从基础逻辑优化、低负荷稳燃控制、变负荷速率提升、脱硝排放的全过程控制及考虑设备寿命的优化控制等方面，给出了深度调峰控制系统改造的潜在技术方案。
1.1试验目的为实现公司机组深度调峰、灵活调度上，在南疆区域保持领先，同时结合《国网新疆电力公司调峰辅助市场服务细则》及“两个细则”的相关条款规定，为公司创造更大利润收入，机组停运前，开展机组深度调峰试验，计划试验周期8小时。
即机组在40%负荷（132MW）运行期间，通过对机组各系统运行参数变化调整、收集，积累运行调整经验，为机组进入深度调峰提前打好基础。
为保证此次试验期间机组安全稳定，防止发生运行工况恶化，威胁设备安全，特编制此方案。
1，2 试验准备及操作步骤1.2.1 机组40%负荷运行试验准备1、在机组40%负荷运行试验开始前，调整机组各原煤仓煤质，保证机组A、B磨为干燥，保持较高挥发分俄矿煤，D磨煤机为混煤和俄矿煤进行掺配，磨煤机运行方式为A、B、D磨煤机，总煤量65-75t/h。
2、深度调峰前进行一次油枪投油点火试验，保证油枪可靠备用，保证油枪雾化蒸汽和燃油压力正常。
【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。
330MW火电机组深度调峰运行操作研究
330MW火电机组深度调峰运行操作研究摘要：随着国家“双碳”战略目标的实施，新能源电力迅猛发展，并且随着电力市场化改革的深入推进，存量火电机组在电网中的定位不断由基础保障型电源向调节型电源转变。
火电机组如何在新形势下找准定位，提高机组深度调峰能力，是火电机组提高盈利水平、持续高质量发展的必由之路。
关键词：火电深度调峰安全双碳稳然1.深度调峰的主要危险点1.深度调峰期间，锅炉热负荷较低，锅炉燃烧不稳定，降负荷锅炉容易掉焦，极易造成锅炉灭火。
2.入炉煤掺配不均匀，掺配指标大幅波动，入炉煤热值、挥发份等指标大幅降低，造成锅炉灭火3.深度调峰期间，脱硝工作温度较低，容易造成NOx排放指标超标。
同时，由于氨逃逸较大，容易造成空预器堵塞，严重影响空预器的安全运行。
4.四抽压力降低，小机汽源不稳定，容易造成汽动给水泵出力不稳甚至汽动给水泵跳闸；汽泵再循环调整不及时，造成汽包水位波动。
5.若锅炉长时间投油助燃，容易造成电除尘极板、极线脏污，降低电除尘效率，影响电除尘安全运行。
2.深度调峰准备工作1.深度调峰机组的选择：为确保锅炉燃烧稳定，制粉系统应尽量避免隔层运行。
值长接到省调深度调峰命令时，首先选择A、B磨煤机运行的机组进行深度调峰。
同时，合理分配两台机组工业供汽负荷，尽量提高锅炉热负荷。
2.入炉煤掺配指标：深度调峰机组的A磨煤机原煤仓上煤热值不低于4300kcal/kg、挥发份不低于25%。
3.值长接到省调深度调峰命令时，安排运行人员试投少油点火和其他油枪，及时联系维护部检查、清理油枪，确保达到良好备用。
4.检查电泵在良好备用状态；辅汽联箱汽源切至邻机冷再供汽，并将调峰机组的A、B小机汽源由四抽切至辅汽；若邻机停运，应确认辅汽联箱汽源由本机冷再供汽，并将A、B小机汽源由四抽切至辅汽。
3.深度调峰操作措施1.机组负荷降至165MW时，解除机组协调控制方式，继续降负荷至165MW。
降负荷时应减小上层磨煤机出力，自上而下逐只关闭上层磨煤机粉管，尽量保证A磨煤机出力不低于40t/h,调整一次风母管压力不低于6.5KPa，以保证A磨煤机煤粉浓度。
330MW机组整套启动调试措施
330MW机组整套启动调试措施引言机组启动调试是机组投产前必须完成的一项重要工作。
通过调试，可以验证机组各种系统和设备的性能和可靠性，确保机组运行安全可靠。
本文将介绍330MW 机组整套启动调试的措施及流程。
调试前准备工作在机组启动调试之前，需要完成以下准备工作：1.完成设备的安装、接线、冲洗和定位，确保接线无误；2.安装仪表，检查仪表的精度和灵敏度；3.已完成机组各系统和设备的试运行；4.对机组各系统和设备进行绝缘测量；5.准备好启动调试程序，并由工艺、电气、机械等部门进行认真审查；6.负责启动调试的人员必须熟悉操作规程，掌握应急处理措施。
启动调试流程1.开始调试前，要按照启动调试程序的要求，关闭机组所有设备，并确保所有设备上的电源开关已关断；2.依次按照启动调试顺序开启机组中各设备及系统，按照预定步骤依次启动各设备。
包括系统油泵启动、氢冷泵启动、强制冷却风机启动、发电机升压器启动等；3.启动顺利后，检查机组运转情况，包括设备运转噪声、震动、油温、水温的变化等。
对于发电机，需要检查其是否在负载情况下能够正常运转，并测量并确认其输出电压和频率是否符合要求。
4.进行各系统负荷调整，根据负荷不断逐步增加，直至达到全负荷运行状态；5.调试完毕后，按照逆序将机组各设备关闭，直至整个机组安全停机。
启动调试注意事项在机组启动调试过程中，需要注意以下事项：1.启动顺序不能错，必须按照启动调试程序的步骤来执行；2.监视机组运转情况，注意观察油温和水温变化，如发现异常情况及时停机；3.注意系统运行稳定，如发现设备内部温度过高、噪音过大等问题，应及时停止调试；4.调试负荷时，不能过快或过慢调整负荷，应逐步达到全负荷状态；5.如调试过程中发现安全隐患或设备故障，应立即停机，并通知有关负责人处理；6.调试结束后，要做好机组设备及周边环境的清理工作。
结论330MW机组整套启动调试工作是机组投产前必须完成的一项重要工作。
通过调试可以确保机组各系统和设备的性能和可靠性，是确保机组运行安全可靠的重要保障。
循环流化床直接空冷机组深度调峰存在问题分析与控制策略研究
循环流化床直接空冷机组深度调峰存在问题分析与控制策略研究随着风能、光伏等新能源的装机容量在电网中的比例快速增大，电力系统对调峰电源的需求也逐渐升高，与新能源等电源相比，具有高调节性能和备用等功能的火电厂就成为了最为现实的可行选择，火电机组持续低负荷运行或者深度调峰成为常态。
本文结合宁夏国华宁东发电有限公司一期2×330MW循环流化床直接空冷机组运行情况对机组深度调峰存在的问题进行分析，制定合适的应对措施及可行性技术改造。
标签：深度调峰;问题分析;改进措施一、国华宁东电厂一期2×330MW循环流化床直接空冷机组概述锅炉是由东方锅炉（集团）股份有限公司制造的亚临界、一次中间再热、自然循环汽包炉。
紧身封闭、平衡通风、全钢架悬吊结构、轻型金属屋盖CFB循环流化床锅炉。
锅炉型号为：DG-1177/17.5-Ⅱ3。
锅炉主要由一个膜式水冷壁炉膛、三台汽冷式旋风分离器和一个尾部竖井三部分组成。
炉膛内布置有屏式受热面;采用3支由膜式管屏围成的汽冷式高效旋风分离器，其下部各布置一台一分为二返料器，确保返料均匀;布风板采用钟罩式风帽，保证床内布风均匀，流化稳定，防止床内局部结焦和大渣在床内沉积。
锅炉采用平衡通风方式。
每台炉设2台离心式一次风机，2台离心式二次风机，2台动叶可调轴流式引风机，集中布置3台高压流化风机，2台运行，1台备用。
入炉煤采用煤场粗碎后，进入输煤一级细碎机破碎系统制备。
汽轮机采用上海汽轮机有限公司设计制造的亚临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。
空冷排汽装置换热面为单排钢管铝翅片换热管束，每台机组6列冷凝器，24个顺流冷凝单元和6个逆流冷凝单元。
给水系统由两台50%额定负荷机组出力的电动给水泵组成，给水主管路带有憋压阀。
二、影响深度调峰的主要因素分析（一）锅炉方面因素锅炉主要设备（中心筒、风帽、空预器、冷渣器）劣化，尤其是中心筒变形对锅炉燃烧系统影响比较大，旋风分离器效率大大降低，循环灰建立困难，影响调峰的深度。
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℃）。
330MW机组深度调峰技术分析
330MW机组深度调峰技术分析摘要：针对我国当前电厂运行情况展开深入分析，可知电网峰谷差呈现一种逐渐增大的趋势，此外雨季环境也会产生较大影响，在这些问题上，火电厂结合自身发展实际情况进行深度调峰工作，已然成为了一种发展必然趋势。
本次探究工作就以330MW机组为研究对象，针对该机组深度调峰技术问题展开深入分析，旨在为相应深度调峰工作运行积累宝贵经验。
关键词：330MW机组、深度调峰、技术措施1、前言针对我国当前的电网峰值差逐年增大的这一实际情况，加之我国电网系统仍处于一种缓慢发展阶段的现实环境，在相应电网调度工作进展的过程中，针对330MW机组深度调峰技术的需求也在不断增加。
在电网工作的过程中，开展相应的深度调峰工作，一方面可以满足当前电网运行的实际需要，另一方面，着眼于当前我国电厂发展现状，可知开展相应的深度调峰工作，也是为了满足相应电场在竞争中的生存需要。
而本次研究工作，就以国电永福电厂有限公司为例，以及2期330MW机组扩建工程为主要的研究对象，针对相应的深度调峰技术展开事故分析，探究保障深度调峰运行安全稳定性的技术措施，并在此基础上分析相应工作，在进展过程中应该注意的一些事项。
2、深度调峰的影响在电厂针对330MW机组深度调峰工作进展的过程中，将会对不同工作内容和对象产生较大影响，具体而言将会产生以下几个方面的影响：2.1供热影响深度调峰工作将会对供热产生相应影响，以国电永福电厂为例，该电厂330MW机组从2015年起，共进行了两期供热改造，其中一期改造工作完成之后，其单台机组的供热处理就发生了较大的改变，其数值已然可以达到50T/h，其中针对气源取口的改造工作，工作人员将其放置在再热冷段。
而二期供热改造工作进展的过程中，工作人员又针对气源取口进行了进一步的改造工作，具体为将其调整为再热热段，后期又完成了相应管道都布置工作。
经过两次供热制造之后，该机组单机供热出力得到了很大幅度的提升，最高可达到10050T/h[1]。
330MW机组深度调峰运行规定
330MW机组深度调峰运行规定XXXX2012年XX月XX日330MW机组深度调峰运行规定XXX部门近期，由于吉林省用电量下降，在网运行机组按照省电网调度命令超常规调峰，负荷低于50%调峰的频次和时间加长，甚至个别时段达到30%调峰，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，提高安全风险管控能力，依据省公司《关于在机组深度调峰时段加强运行管理的紧急通知》要求特编制此规定，请生产各单位认真遵照执行。
一、组织机构组长：生产副厂长、总工程师副组长：运行副总工程师、检修副总工程师成员：运行管理部副主任、设备管理部副主任、安全监察部主任、当值值长、发电分场主任（副主任）、燃运分场主任（副主任）、除灰分场主任（副主任）、热控分场主任（副主任）、锅炉分场主任（副主任）、汽机分场主任（副主任）、运行管理部专业工程师、设备管理部专业工程师、安全监察部专业工程师、发电分场专责工程师（锅炉、汽机）、锅炉分场专责工程师、汽机分场专责工程师、燃运分场专责工程师、除灰分场专责工程师、热控分场专责工程师、化学分场专责工程师、当值运行人员。
二、总体要求（一）生产指挥系统的核心为当值值长，值长值班期间代表生产副厂长行使生产指挥权，有权力对全厂发供电设备及缺陷处理、系统运行方式进行调度和调整。
值长所发出的一切命令，各岗位值班人员必须无条件执行，对无理由延迟和拒绝执行值长的正确命令者，要追究责任，给予严肃处理，对造成的后果负全责。
（二）值长要实时掌握电网形势，积极与调度协调沟通，了解其它机组的调峰情况，尽量减少深度调峰的次数和时间。
遇有深度调峰要根据省调调度令及电网情况，提前通知各相关单位做好机组深度调峰准备工作。
（三）深度调峰以保安全、保设备为主。
值长根据调峰负荷情况及机组设备状况，合理分配两台机组负荷及运行方式。
（四）在深度调峰期间，生产各单位要按厂部要求严格执行值班制度，值班期间严格遵守值班纪律，及时了解掌握生产运行情况，绝不允许有空岗位，要保证值班人员有良好的精神状态，杜绝酒后上班。
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。
330MW燃煤机组深度调峰运行注意事项浅析
330MW燃煤机组深度调峰运行注意事项浅析【摘要】随着浙江省电网外购电急剧增加，全省电网系统负荷峰谷差增大，我厂机组深度调峰频次明显增多，且最低负荷下探至120MW，AGC联动,对我厂机组的安全和稳定运行产生了一定的影响。
本文主要针对机组深度调峰工况下，为了保证机组安全运行，从运行方面列述了相关的注意事项。
【关键词】深度调峰；安全；注意事项0 引言我厂机组正常运行时AGC投运，深度调峰开始实施后，AGC负荷联调下限从150MW降至120MW，从安全和环保方面，对机组运行均造成了较大的影响。
所以，制订详细的深度调峰工况下运行注意事项势在必行。
1 机组概况浙江浙能长兴发电厂四台机组锅炉（型号：B&WB-1025/17.5-M）由北京 B＆W 公司设计制造，为亚临界参数、自然循环、一次中间再热、固态排渣、单炉膛单锅筒锅炉，露天戴帽布置。
设计燃料为淮南烟煤，采用正压直吹中速磨系统，前后墙对冲燃烧方式。
我厂四台机组汽轮机均采用高中压缸合缸，通流部分反向布置，且为双层缸；低压缸由一只外缸、两只内缸和隔热罩组成，它是双流程、双排汽、对称布置，其外缸两端各设有喷水减温装置。
高中压转子和低压转子均为整锻转子，两者连接为刚性连接；为平衡轴向推力，在高中压转子上设置有高、中、低压平衡活塞。
高压转子有一个单列调节级（进汽流向顺流布置）和 12 个压力级，中压转子有 10 个压力级；低压转子有2×7 个压力级。
压力级均为反动式。
2 主要存在问题2.1 辅机跳闸深调期间辅机跳闸（制粉系统，送、引风机，一次风机，给水泵等）对锅炉运行工况扰动较大，有一定安全风险，如水煤比失调，炉管超温，灭火，炉膛负压和风量大幅扰动等。
2.2 SCR进口烟温偏低长周期、高频次低负荷运行易导致催化剂活性降低，脱硝效率降低，氨耗量增加，同时空预器易发生积堵。
2.3 给泵再循环阀控制品质不佳机组深度调峰时，为保证汽泵必要的出力和最小气蚀余量，存在负荷快速下降时开启不及时可能导致汽泵出力不均、最小气蚀余量不足等隐患。
330 MW循环流化床锅炉深度调峰技术
330 MW循环流化床锅炉深度调峰技术张思海;李超然;万广亮;刘印学;徐海楠;黄中;杨海瑞【期刊名称】《发电技术》【年(卷),期】2024(45)2【摘要】为推进“双碳”政策的实施,消纳波动性较强的新能源并网发电,当前对火电机组的深度调峰要求越来越高。
循环流化床(circulating fluidized bed,CFB)锅炉机组在深度调峰低负荷运行工况有着先天优势,但实现20%以下的超低负荷运行依然面临众多的困难,如炉内流化的稳定性、氮氧化物的排放及炉内局部超温带来的安全性等问题。
以某330 MW CFB锅炉的深度调峰技术应用为例,介绍了输煤筛分破碎系统、风帽节流圈、下二次风管等机组部件的改造,并配合烟气再循环等技术应用,成功实现了18%的超低负荷深度调峰运行,同时也很好地控制了NOx的排放。
最后总结了CFB机组超低负荷深度调峰技术的关键点和难点,对深度调峰运行带来的潜在问题进行了分析,并提出了相应的解决措施。
研究结果具有重要的工程借鉴作用。
【总页数】8页(P199-206)【作者】张思海;李超然;万广亮;刘印学;徐海楠;黄中;杨海瑞【作者单位】国能宁东第一发电有限公司;电力系统及发电设备控制和仿真国家重点实验室(清华大学能源与动力工程系)【正文语种】中文【中图分类】TK16【相关文献】1.300MW循环流化床机组深度调峰技术探讨2.330MW循环流化床机组深度调峰试验研究3.330 MW亚临界CFB锅炉烟气再循环深度调峰运行性能研究4.某330 MW循环流化床机组30%额定负荷深度调峰试验研究5.烟气再循环技术在循环流化床锅炉(CFB)深度调峰中的应用因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
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330MW机组深度调峰的技术措施及运行注意事项
作者：杨建涛
来源：《中国科技博览》2018年第05期
[摘要]面对电网峰谷差的逐年增大，尤其新能源装机所占比重逐年加大，火电厂必然要进行深度调峰（负荷≤30%额定负荷）。
马莲台发电厂330MW机组积极参与120MW的调峰，最低负荷甚至到100MW。
通过一段时间来的调峰运行得到了宝贵的运行经验。
[关键词]330MW火电厂；深度调峰；技术措施；注意事项
中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）05-0268-01
前言在宁夏地区，火电与风电、光伏等新能源装机比例约为3：2，由于风电、光伏等新能源调峰能力弱，火电仍然是调峰的主力。
火电在负荷高峰期就要全力发电，低谷时就要自己来调峰，有时机组是50%发电，更有停机调峰之情况。
由于电网容量的日渐增大，单靠中小型机组的调峰满足不了要求，特别是满足不了低谷负荷调节。
加之能源监管机构对“弃风率”、“弃光率”的限制，必须保证风电、光伏发电的利用小时数，火电厂的40%至30%的深度调峰势在必行。
以宁夏马莲台发电厂330MW机组为例（亚临界、一次中间再热、单轴，三缸双排气、凝汽式汽轮机，固态排渣前后墙对冲，亚临界自然循环汽包锅炉，蒸汽发电、水内冷发电机），对深度调峰存在的问题及相关控制措施进行阐述。
1 深度调峰对汽轮机的影响及控制措施
（1）在负荷很低的情况下，经过低压转子的蒸汽流量减小，不足以带走蒸汽做功时产生和积累的热量，末级动叶的根部就产生较大的负反动度，进而造成蒸汽回流，效率的降低和叶片根部出汽端水刷。
有时甚至可能出现不稳定的漩涡，使叶片因承受不稳定的激振力而颤振。
控制措施：解决方法是从结构上着手，如改进动叶冲角，增加末级叶片的宽度，采用拱形围带和Z形拉筋，改进低压缸通流部分的动静面积比。
（2）对于中间再热型机组，低负荷时主汽温与再热汽温的温差将增大，高、中压两个进汽相邻的温度梯度过大将产生较大的热应力，导致缸温差增大。
控制措施：负荷低于150MW后，应及时切除汽轮机至单阀状态，同时可以适当压关高加抽汽电动门.锅炉侧则合理调节锅炉燃烧，通过改变制粉系统运行方式及二次风门配比等措施，调平主汽温与再热气温偏差。
（3）低负荷时低压缸排气温度将上升。
如果需要采用喷水减温时，喷雾水有可能在非完全汽化或喷水位置不当等情况下造成低压缸叶片受侵蚀。
控制措施：可以通过其他方式，如增加凝汽器真空等降低低压缸排气温度，尽量不用喷水减温。
如需喷水，要确认装置能够正确运行。
（4）低负荷时给水加热器疏水压差很小，容易
发生疏水系统不畅和汽蚀。
因此要备有正确检测异常的手段和相应的保护措施。
控制措施：采用有凝结水加热器补充水的办法来防止疏水管道和设备的汽蚀。
（5）深度调峰还会使汽机喷嘴室和转子等设备部件低周疲劳。
控制措施：通过值长与中调之间协调，尽量降低负荷变化的幅度和速率。
2 深度调峰对锅炉的影响及控制措施
（1）锅炉燃烧不稳，容易灭火。
低负荷对应的蒸汽压力较低，锅炉热负荷相应减少，燃料少了足够的蓄热能力的支撑，燃烧不完全，会出现个别火检信号减弱，跳给粉机，燃烧不稳会导致灭火。
控制措施：负荷低于150MW，应停运一套制粉系统运行，根据燃烧状况适时关闭个别煤阀（需修改逻辑并验证可靠性），集中燃烧。
在煤质异常时做好事故预想，操作员应根据负荷、煤量、炉膛负压、火检、磨煤机等参数判断锅炉煤质变化和燃烧情况，燃烧调整时应缓慢小心，发现火检闪动及负压波动过大及时投入油枪助燃，尽量避免在低负荷启停磨煤机。
（2）过、再热蒸汽温度过低。
深度调峰时，锅炉内燃烧总量减少，烟气温度低，烟气流速及蒸汽流速也相应降低，管壁传热效果差，导致过、再热蒸汽温度过低。
控制措施：变压运行方式在一定负荷范围内能够维持气温，但是当负荷低到一定程度时，蒸汽温度还是要随负荷下降而降低，所以要加强监视过、再热汽进出口温度，及早调整减温水流量，温度过低时可切除减温水运行。
（3）汽水循环可能出现动力不足，当所用煤种的挥发分较高.经常会有粉管及燃烧器烧损现象。
在此情况下，水冷壁会因为受热不均而导致汽包自然汽水循环不畅。
控制措施：应注意锅炉水循环情况，经常检查水冷壁各温度测点及锅炉水循环安全在线监测系统，发现异常及时分析原因处理。
燃烧高挥煤时要多注意加强监视，做好烧高挥煤的控制措施，发现异常及时处理。
（4）热汽温偏差大，管壁超温现象明显增多。
深度调峰时由于经过过热器的蒸汽流量下降，分配差，个别的管壁会因为冷却不足而超温。
低负荷锅炉给粉机下粉量不均，导致燃烧不稳，加上蒸汽流动量在各管内分配不均，造成过、再热汽温偏差。
控制措施：合理选择制粉系统，掌握烟温偏差的规律，通过二次风门配比来调节过、再热汽气温偏差，使火焰集中稳定燃烧。
（5）空预器积灰，腐蚀及烟道腐蚀。
由于低负荷情况下排烟温度降低，有时甚至低于烟气酸露点，从而使烟气中的水汽凝结，造成空预器及尾部烟道低温腐蚀。
另外，由于深度调峰使燃烧过剩空气系数增大，烟气中过剩氧气量大，产生更多的二氧化碳，结果是露点更高。
如果燃料中含硫量高，生成的三氧化硫也越多，研究表明，当金属壁温进一步降低，腐蚀速度加快。
控制措施：首先，合理调节引、送风机，使风量始终能够在正常范围之内。
其次，值长、机组长掌握锅炉原煤斗内存煤量及煤质情况，加强与燃运部门联系，尽量掺烧低硫煤种。
3 深度调峰对发电机的影响及控制措施
（1）定子铜导线和铁心中间将产生不均匀膨胀，绝缘与铜线容易分层脱离，造成绝缘内部及线棒与铁芯之间局部游离放电，往往由于局部过热传递减小，导致热应力增大和铜线发生机械振动，严重时会使铜线之间绝缘粘着力完全破坏，线棒铜导线自由振动，发生铜线磨细断
裂。
控制措施：应用线棒与铁芯间边界层相对位移或线棒与绝缘结构内的材料逆变形来消除导线与铁芯治安的不均匀膨胀另外，发电机槽内线棒藉助槽楔尽量采用长度较短的双斜楔。
（2）深度调峰运行时，定子铁芯周期性热机械力和交变的100hz电动力相叠加，有时热机械力造成固有频率向双倍系统频率靠近，导致共振范围内发生不允许的振动值，控制措施：不论是正常运行还是深度调峰方式，定子铁芯硅刚片应保证不松动，防止主绝缘磨损或者铁芯短路损坏设备。
（3）低负荷时，当转子铜线之间的摩擦力大于受热膨胀的热机械力是，铜线受热后将无法自由伸长，如果热机械力大于铜线的弹性屈服极限，可能发生塑性变形。
控制措施：铜线是否出现永久变形，除铜铁温差值因素外，还受机械特性影响。
所以，转子铜线应有较高的屈服极和疲劳极限。
通常采用含银的合金铜线。
有研究表明，当银含量为0.2%时，在290℃高温下的强度为245.1-264.77Mpa，而当含铜量为，99.9%时，在200℃高温下的强度为196.13-264.37MPa。
4.结语
综上所述，当330MW机组深度调峰时，就不可避免的会遇到上述问题。
行之有效的控制措施会使机组设备能够最大限度的保持良好的状态。
如果控制措施不得力，机组长期低负荷运行就会使设备受损，并且会恶性循环导致事故发生，甚至会缩短机组寿命。
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，尽量使机组在良好的状态下运行。
参考文献
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