1000MW机组深度调峰运行技术措施
1000MW锅炉深度调峰问题分析及解决方法
锅炉制造BOILER MANUFACTURING第4期2020年7月No. 4Jul. 20201000MW 锅炉深度调峰问题分析及解决方法李刚-胡显亭$(1.国家电投江苏电力有限公司，江苏南京210009；2,国家电投集团协鑫滨海发电有限公司，江苏盐城224500)摘要:随着电网用电形势的变化，加之新能源装机容量的增加，目前燃煤火电机组利用小时数下降，机组负荷 率减少，深度调峰已经成为常态化，深度调峰时由于机组负荷较低，暴露出一些新问题如部分水冷壁温度高、主再热汽温波动大等，如果这些问题得不到解决将严重威胁机组安全稳定运行。
本文重点总结深度调峰期间机组存在的问题及解决方法,对同类型机组有借鉴意义。
关键词:深度调峰;问题;解决方法中图分类号:TK223 文献标识码：B 文章编号:CN23 -1249(2020)04 - 0001 -02Analysis and solution to the problem of depth peakadjustment in 1000MW boilerLI Gang', HU Xian-ting 2Abstract : W 让h the change of the power consumption situation of the power grid and the increase of the installed capacity of new energy , the utilization hours of coal-fired thermal power units are decrea sing, the load rate of the units is decreasing , and the deep peak shaving has become the normaliza tion. Due to the low load of the units during the deep peak shaving , some new problems are exposed , such as the high temperature of some water walls and the large fluctuation of the main reheat steamtemperature. If these problems cannot be solved It will seriously threaten the safe and stable operationof the unit. This paper mainly summarizes the problems and solutions of units during deep peak load regulation , which can be used for reference for similar units.Key words : deep peak shaving ； problems ； solutions0引言2020年1月24 B 21 ：35某电厂1号机组调停备用,2号机组单机运行,受春节假期及全国新 冠肺炎疫情影响,2号机组单机运行时间较以往 明显偏长，期间深度调峰频繁且持续时间长，截止至2月10日，2号机组深度调峰共计22次，机组 长期低负荷暴露了一些新问题。
机组深度调峰运行技术措施学习
机组深度调峰运行技术措施学习某百万机组低负荷（深调峰）运行总结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℃）。
调节高旁调节阀时，应与锅炉联系，调节幅度不能过大，参数调整正常后应减少高、低旁的调整，旁路的监视及调整应安排专人负责。
1000MW超超临界机组深度调峰下再热汽温控制优化
1000 MW超超临界机组深度调峰下再热汽温控制优化发布时间：2022-11-15T10:19:31.567Z 来源：《中国电业与能源》2022年第13期作者：殷英群[导读] 在火力发电厂深度调峰时，由于其输出蒸汽温度大、惯性大、非线性大，导致其控制效果不佳，或者很殷英群广东大唐国际雷州发电有限责任公司广东湛江 524000摘要：在火力发电厂深度调峰时，由于其输出蒸汽温度大、惯性大、非线性大，导致其控制效果不佳，或者很难实现自动投运。
通过与控制经验相结合的微粒群优化算法，对其进行了优化，并通过仿真验证了此方法的有效性。
该系统对超超临界机组的运行进行了优化，使其运行安全、经济性得到了显著改善。
关键词：再热汽温控制；模糊切换；仿人智能控制；粒子群算法1前言为了改善热电厂的循环热效率，降低汽轮机的水蒸气湿度，降低汽轮机汽耗，目前在火力发电厂广泛使用。
由于当前火电机组要参与调峰，因此通常要求机组在运行时的自动发电控制（AGC)，其最大负载是机组额定负载的60%，从而使机组的调峰幅度增大，而在低的再热器压力下，水蒸气比热容也比较低；因此，再热器的出口蒸汽温度对机组负荷的影响较大[1]。
在机组运行比较平稳的情况下，传统的蒸汽温度控制系统能保证稳态误差在容许范围之内，但是负载变动会使系统的动态偏差超过极限，从而导致控制质量下降。
因此，对改善蒸汽温度动态特性进行有效的控制具有重要的现实意义。
2基于模糊切换的仿人智能控制算法2.1仿人智能控制算法仿人智能控制（HSIC）是基于人类的思考模式而设计的一种算法。
在控制过程中，会根据控制误差的变化趋势，选取相应的控制策略和模式。
在误差趋向增加的情况下，控制量的增加，从而使误差不再增加。
在误差接近零的情况下，控制量的减少，使错误达到零。
该方法基于熟练操作和智能决策，能够持续地对偏差极值进行记录，并对其进行调整，以满足环境的变化。
在图1中显示了算法的结构。
图1仿人智能控制算法结构通过 HSIC，可以将专家和操作人员的经验归纳成知识库，并根据这些知识库与所需的性能指数进行推理，从而得出特征模式和控制规则集合。
泰州发电有限公司1000MW超超临界机组深度调峰实践
泰州发电有限公司1 000 MW超超临界机组深度调峰实践
张俊敏 王孟雨 张 亮 徐国烽 赵志发
（国家能源集团泰州发电有限公司，江苏泰州225300）
摘要:深度调峰就是受电网负荷峰谷差较大影响而导致机组降出力、超过基本调峰范围进行调峰的一种运行方式，深度调峰的
给水量
2.2深度调峰试验前准备工作 保证"1机组深度调峰的主再热汽温不至于降低太
多，深度调峰试验前，前2天煤器吹灰，前1天 、
晃动。减负荷至500 MW,汽泵流量逐渐降 低至700 t/h时（汽泵流量将至680 t/h时，汽泵再循环阀联开），
1A汽泵再循环调阀撤手动并逐渐开启，保持1B汽泵再循环
82
730 t/h,转速3 600 r/mino
减负荷及试验期间，水煤比7.8，中间 温度23 A，主
再热汽温596/572 B左右，控制较容易，主要原因是：(1)通过
计算合理进行配煤加仓，平均热值4 767 kcal (D磨加低热值煤
种)。(2)前2天省煤器吹灰，前1天低再、低过区域吹
灰，水冷壁当天夜班只吹一层(可提高脫硝进口温度7〜8 H)。
负荷范围超过该机组
负荷， 调峰深度为60%〜70%BMCR
出发，阐述泰州发电厂"1机组深度调峰过程中
的操作节
关键词:深度调峰;操作；稳燃
0引言
,
电、
能源机
力口，
受电
大度 ，电网调峰
源电源，煤机组有较的调峰能力
能 的
，煤电机组的深度调峰
，
，机组的
全和 运行 受到大影响，在此对我厂"1机组的 ：
超超临界1000MW机组深度调峰风险分析及措施
超超临界1000MW机组深度调峰风险分析及措施摘要：随着社会的迅速发展和进步，电力市场的不断发展和完善，光伏、风电等新能源装机占比逐年增高，电力市场的负荷结构也发生了很大的改变。
为保障电力系统的正常运转，适应电网调峰的需求，各电力公司都要对大型火电机组进行深度调峰。
在这一背景下，将简要、深入地分析了深度调峰的风险及采取的具体措施，以期对同类机组的深度调峰工作起到一定的借鉴作用。
关键词：超超临界1000MW机组；深度调峰风险；分析；措施近几年随着新能源产业迅速发展，无条件消纳可再生能源的政策要求，使得火电厂的峰谷差异日益增大，机组的调峰工作日益受到重视。
因此，企业必须对火电机组的实际运行状况及特殊的危险进行全面的认识，并针对其存在的问题，制订出有针对性、行之有效的应对措施，以满足电力市场的需求。
1深度调峰相关概要在进行调峰之前，要对不确定因素进行细致的分析，更加细致地了解各个机组的实际调峰能力，更加细致地把握调峰技术的难点，制订合理的调峰计划，合理安排各个机组的实际调峰。
在有条件的情况下，请有关专家进行实际的调整。
通常，有两种方法可以实现深度调峰。
一是逐步减少锅炉的热负荷，由干态向湿态转变，从而使蒸汽、供水流量逐渐达到电力系统的要求。
超（超）临界锅炉设计最小水冷壁冷却工质流量为30%额定蒸发量，机组启停动过程中干湿态转换一般控制在30%~35%额定负荷，若深调负荷大于35%额定负荷可不向湿态转换。
二是保持锅炉最低的稳定燃烧负载，开启高、中、低旁路，降低进入汽轮机的蒸汽流量从而降低机组出力。
但频繁开关高、中、低压旁路阀可能导致阀门内漏，高负荷时旁路阀后温度过高现象，采取何种调峰方法还需根据机组实际情况而定。
2深度调峰风险分析机组正常运行中投入 CCS控制，通过 AGC或手动调节负载，使负载在500 MW~1000兆瓦之间。
若实施深度调峰，则可使发电负荷降低到400兆瓦甚至更低。
在此工作条件下，存在着燃烧稳定性、水冷壁温过热、氮氧化物排放指标超标、空气预热器堵塞、尾部烟道腐蚀、供水流量波动等问题。
1000MW超超临界火电机组深度调峰研究_1
1000MW超超临界火电机组深度调峰研究发布时间：2023-02-03T07:37:15.286Z 来源：《中国电业与能源》2022年第18期作者：孙延刚[导读] 华东地区的电力系统在假日时段的负载特征与日用功率曲线存在着很大的差异孙延刚华电莱州发电有限公司山东省烟台市 261400摘要：华东地区的电力系统在假日时段的负载特征与日用功率曲线存在着很大的差异。
为了满足电力市场的需求，需要对大型燃煤电厂进行深度调峰。
在煤炭机组中，锅炉的燃油性质和最小稳定燃烧性能是其重要的参数。
句容电力公司按照华东电力公司的调峰需求，对1号机组进行了深入的调峰试验，并进行了深入的调峰，采用1000 MW套筒燃用方案，在深部调峰阶段，其最小稳燃负载可达250 MW，并能保证脱硝、脱硫、除尘设备的安全稳定。
关键词：超超临界机组；深度调峰；锅炉；负荷引言根据目前我国燃煤发电系统的调峰能力，尤其是在百万千瓦级风电和太阳能发电基地的建成后，我国目前的风电、太阳能发电装置的调峰情况日益严重。
中国电信网《2016年全国电力行业供需形势报告》显示，2015年我国燃煤发电总量年均下降2个百分点。
今年是3%，已经是第二个月的负值了。
今年，燃煤机组使用时间达到了自1969年来的最低水平，达到4329个小时。
一、机组概况该机组采用东方电力公司DG3024/28型1000 MW超临界机组。
35-Ⅲ1型，为一次中间再热、单炉膛和前后墙对冲燃烧的直流炉型；神华煤矿的设计煤种和大同优质的校核煤种。
锅炉使用的燃料为0#轻质柴油，使用的是一种微型燃料。
SCR脱硫系统的脱硫设备在两个机组同时进行。
句容电厂1000 MW级超超临界 HMN级水轮发电机组是由上海电气和西门子共同研制的。
该装置类型为超超临界、中间再热、单轴；四排汽，凝蒸汽模式，其进气温度为27 MPa/600摄氏度/600摄氏度，其最大蒸汽流量可达到27 MPa/600℃/610℃，最大出力可达1030 MW。
1000MW超超临界空冷机组宽负荷调峰控制设计及优化
1000MW超超临界空冷机组宽负荷调峰控制设计及优化华电宁夏灵武发电公司 阴峰 北京必可测科技股份有限公司 黄俊飞摘要：介绍了1000MW超超临界空冷机组宽负荷调峰控制策略的设计与优化。
为适应电网深度调峰需求，针对该机组锅炉迟滞时间长、热惯性大、炉内燃烧工况及煤质多变复杂等特点，对主汽压力设定回路、锅炉主控回路、汽机主控、多变量协同前馈控制、中间点温度水煤互调控制及风烟、汽温等各个回路进行了设计及优化。
关键词：1000MW超超临界；空冷；多变量协同；深度调峰前言大容量超超临界火力发电机组作为当前电网主力机组，具有效率高、能耗低等特点，在相当长的一段时间内作为火电主力参与宽负荷调峰运行。
由于其机组容量大、锅炉迟滞性长、热惯性大、煤质多变、影响炉内燃烧情况的因素较多，原有控制回路设计均为50%以上负荷运行，低负荷区间存在燃烧不稳定、主要参数波动大及脱硝系统无法正常运行等情况，与实际宽负荷调峰需求存在较大差异，要求锅炉在宽负荷区间内变化迅速，这对机组控制策略提出了新的要求。
1 系统简介华电宁夏灵武发电有限公司3号机组为1000MW超超临界空冷燃煤机组，锅炉为东方锅炉（集团）股份有限公司制造的高效超超临界参数变压直流炉，采用单炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。
制粉系统采用正压直吹式，设有两台50%容量的动叶可调轴流式一次风机提供一次热、冷风输送煤粉。
采用两台静叶可调吸风机和两台动叶可调送风机，配有6台中速碗式磨。
汽轮机为超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、直接空冷凝汽式，设计额定功率为1060MW。
2 宽负荷调峰分析根据锅炉燃烧特性，机组实现宽负荷调峰，存在下列难点：低负荷稳燃。
较低负荷下锅炉燃烧的稳定性；动态变化时燃料量改变对火焰稳定的干扰特性。
主再热汽温高效。
较低负荷下主再热汽温的稳定，避免低负荷段汽温大幅变化，影响效率及安全。
环保指标正常。
维持较低负荷下锅炉烟温正常，满足脱硝系统投入条件。
1000MW超超临界直流机组深度调峰危险点分析与防范措施探讨
1000MW超超临界直流机组深度调峰危险点分析与防范措施探讨摘要：在能源结构转型升级的背景下，面对华北电网峰谷差的逐年增大，特别是新能源装机占比越来越大,传统火电机组不仅要降低出力，给新能源电源腾出空间，还要在新能源出力不足的时候及时补充。
这样就给电网调度带来极大的困难，要求火电机组在50%额定负荷以下深度调峰仍能安全稳定运行。
因此，开展燃煤机组深度调峰性能评估及优化关键技术的研究和实践就显的尤为重要。
本文阐述了横山煤电1000MW超超临界直流在深度调峰过程中存在的危险点与采取的防范措施，以及通过最低深调到380MW并通过运行得到的宝贵经验，经济收益与环保收益。
关键词：1000MW超超临界直流锅炉；深度调峰；技术措施；注意事项一、概述陕西榆林能源集团横山煤电有限公司现有2×1000MW高效超超临界燃煤空冷机组，锅炉采用东方电气股份有限公司生产的DG2973/29.3-Ⅱ3，直流炉、单炉膛、一次再热、平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、Π型锅炉，前后墙对冲燃烧方式炉型。
汽轮机是东方汽轮机有限公司生产的1000MW超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机。
在华北地区，风电、光伏等新能源占到整个电网容量的40%，由于新能源调峰能力弱。
火电在负荷高峰期就要全力发电，低谷时就在自己来调峰。
由于能源监管对“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，1000MW火电机组须达到35%的基本调峰能力势在必行，下面是对我厂深度调峰存在问题及相关控制措进行阐述。
二、目前对火电调峰机组政策支持1.现役火电机组发展对策“十四五”规划要求“加强调峰能力建设，提升系统灵活性”、“全面推动煤电机组灵活性改造”。
鼓励火电机组进行灵活性改造，提升调峰能力。
鼓励技改火电机组进行重大技术改造参与调峰的，同等条件下优先调用其参与调峰。
近期来看，火电厂尽早开展灵活性改造，可以保证机组优先上网，规避分摊成本，并通过参与深度调峰获得可观的调峰和容量市场补贴收入。
1000MW机组深度调峰的探讨
1000MW机组深度调峰的探讨摘要：本文通过对某厂1000MW机组深度调峰过程中的一些难点进行分析，并结合当前国内深度调峰的新技术，探讨了适合某厂实际的设备改造，以及运行调整的优化。
以便在今后深度调峰过程中使用，并可供同类型机组进行参考。
关键词：1000MW；深度调峰；稳燃；脱硝SCR；运行调整引言近几年，随着江苏电网内风电、光伏等新能源装机容量的增加，同时区域外受电大幅提高，江苏电网日常运行中负荷的峰谷差日益增大，给电网的调度带来了极大的困难。
为缓解电网的调差矛盾，江苏电网调度中心对燃煤机组的调峰能力在原50%额定出力的基础上提出新的要求：2018年底前江苏省内300MW及以上统调燃煤发电机组调峰深度达到机组额定出力的40%。
1 机组简介某厂#13/14锅炉为上海锅炉厂生产的超超临界直流锅炉，型号为SG—3040/27.56—M538。
单炉膛塔式布置形式、一次中间再热、四角切圆燃烧、摆动喷嘴调节、平衡通风、全钢架悬吊结构、露天布置、采用机械刮板捞渣机固态排渣的锅炉。
汽轮机为上海汽轮机厂引进德国西门子技术设计制造的组合积木块式，超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排气、双背压、八级回热抽汽、反动凝汽式汽轮机，型号N1023-26.25/600/600（TC4F）。
发电机为上海汽轮发电机有限公司引进的西门子技术，生产的型号为THDF-125/67型汽轮机直接拖动、隐极式、二级、三相同步汽轮发电机。
冷却方式为水氢氢，采用机端自并励静止励磁。
2深度调峰过程中难点的分析与探讨2.1深度调峰的要求江苏电力调度控制中心下发了《江苏电网统调发电机组深度调峰技术规范》对深度调峰提出了具体要求：1、机组的环保设施正常运行，机组排放满足标准要求。
2、机组能够确保不影响供热。
3、调峰深度：第一档，40%额定出力及以下；第二档，35%额定出力及以下；第三档，30%额定出力及以下。
2.2深度调峰过程中难点的分析2.2.1深度调峰过程中锅炉的稳燃由于深度调峰时随着燃料的逐渐减少，锅炉内温度的逐渐降低，燃烧工况愈发恶劣，以及制粉系统发生故障，很容易发生锅炉的燃烧不稳。
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。
1000MW超超临界二次再热机组深度调峰技术探讨
1000MW超超临界二次再热机组深度调峰技术探讨摘要随着科技不断进步，人们对各类资源的利用变得日益频繁，需求在不断增加。
在可再生能源的开发与利用过程中，国家对风电和水电的发展重视程度在的不断增加，这也造成电网的负载结构出现了明显的变化，电网在运行过程中所面临的负载差异明显增大。
因此，大型火力发电机组需要频繁进行深度调峰，而这一调峰过程所承受的压力在不断增加。
火电企业为了能够在激烈竞争的发电市场中占据更大的份额，需要满足电网的深度调峰需求，从而可以对机组的调峰能力进行提升，满足电网的安全调度以及正常运行的要求。
基于此，本文深入分析了1000MW超超临界二次再热机组深度调峰技术。
关键词 1000MW超超临界；二次再热机组；深度调峰技术一、深度调峰的相关概述在进行调峰之前，需详细分析不确定因素，深入了解各机组的实际调峰能力，准确把握调峰技术难点，制定合理的调峰计划，优化机组的实际调峰。
如有条件，可请相关专家实施实际调整。
一般情况下，进行深度调峰的方法主要包含：一是有效减少锅炉的热负荷，将干态转变为湿态，以使蒸汽和供水流量逐渐满足电力系统的需求。
超临界锅炉的设计要求最小水冷壁冷却工质流量为其额定蒸发量的30%。
在机组的启停过程中，干湿态转换一般控制在30%到35%的额定负荷范围内。
如果需要深度调峰的负荷超过35%的额定负荷，可以不进行湿态转换。
二是可采取保持锅炉最小燃烧负荷、启用高、中、低旁路等措施，从而能够减少蒸汽流量进入到汽轮机，有效减少机组的出力。
然而，频繁开关旁路阀可能导致阀门内部泄漏，同时在高负荷时也可能导致旁路阀后温度过高的情况。
因此，如何选择调峰方法还需根据具体机组情况来确定。
二、1000MW超超临界二次再热机组深度调峰技术1、深度调峰的操作过程为满足华东电力系统的需求，2016年2月，江苏省电力公司决定将句容发电厂1号机组列为直调电站。
该机组在负载超过400 MW时的可变负载速度达到每分钟15 MW。
1000MW超超临界二次再热机组深度调峰技术探讨
1000MW超超临界二次再热机组深度调峰技术探讨作者：陈桂二来源：《机电信息》2020年第08期摘要：火电机组参与电网的深度调峰已成为了常态，但1 000 MW超超临界二次再热机组在深度调峰时存在着一定的安全风险和技术难点。
现结合运行经验，对雷州电厂1 000 MW超超临界二次再热机组深度调峰技术进行了探讨，为大容量二次再热机组深度调峰提供了参考。
关键词：1 000 MW超超临界;二次再热;深度调峰0 引言目前，随着广东地区装机容量的不断增大，特别是核电和新能源的快速发展，火电机组肩负着重大的调峰任务，承受着更大的调峰压力。
为了在竞争日益激烈的发电市场中立于不败之地，火电机组不仅要满足电网调峰的40%额定负荷需求，还必须具备更深度的调峰能力，避免机组因电网负荷低而被调停，减少机组启停费用，同时可以增收电网的调峰补偿费用。
1 设备概况雷州电厂1 000 MW超超临界二次再热燃煤机组的锅炉型号为HG-2764/33.5/605/623/623-YM2，是哈尔滨锅炉厂有限责任公司制造的超超临界参数变压运行螺旋管圈+垂直管圈直流锅炉，为单炉膛、二次再热、双切圆燃烧、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构、露天布置的π型锅炉，配有6台正压直吹式中速磨煤机，从上到下分别为F、E、D、C、B、A层燃烧器，A 磨设有微油点火装置。
锅炉给水系统配置一台100%BMCR汽动给水泵，一台30%BMCR电动定速给水泵作为启动泵。
汽轮机采用上海电气集团股份有限公司生产的型号为N1000-31/600/620/620的超超临界、二次中间再热、单轴、五缸四排汽、双背压凝汽式汽轮机。
2 深度调峰存在的安全风险[1]（1）锅炉燃烧不稳定。
低负荷时由于煤量少，燃烧弱化，稳定性下降，煤种、风量、磨煤机出力等细小的变化都可能引起工况扰动，甚至造成灭火。
（2）锅炉水冷壁超温。
低负荷时锅炉空气动力场发生改变，燃烧容易发生偏斜，全为下层磨运行，火焰中心下移且集中，水冷壁容易超温。
1000MW超超临界机组运行调试的关键技术
1000MW超超临界机组运行调试的关键技术摘要：相对于亚临界发电机组，超超临界机组在工作温度、蒸汽压力上更进一步，发电效率提升10%左右。
这有利于我国实现节能减排、缓解气候压力、调整传统的电力企业结构。
本文结合当前我国超超临界1000MW机组的现状，从超超临界机组的启动及运行方面对运行调试技术要点进行了详细阐述。
关键词：超超临界;启动及运行;可靠性;节能1 前言电力行业是我国经济发展的强大后盾，而火力发电厂占我国发电站的很大一部分，是实施我国节能环保政策的关键领域。
大力发展超临界、超超临界发电机组对于缓解我国煤炭资源的短缺、提升发电效率、减少环境污染至关重要。
以能源的高效清洁利用为目标，火电厂发电机组的工作压力不断升高，大容量、高参数的超超临界发电技术是未来火电机组的发展趋势。
2 机组的启动及运行问题机组启动和试运行中涉及很多技术，调试中遇到的问题也复杂多样。
某2×1000MW机组调试中发现的问题及处理建议见表1。
表1 调试发现问题及建议2.1 锅炉的吹管问题实际中1000MW超超临界机组的蒸汽、流量指标高，故设备蒸汽吹管的高效进行对设备的可靠启动试运至关重要。
具体的吹管工序应当按照以下流程进行：首先，要根据设备及具体的运行条件，编写高效合理的吹管操作计划。
鉴于不同的机组设备的主汽门进行吹管的堵汽模式、堵阀结构的差异，其对不同的温度、压力、蒸汽吹管流量的承受能力各不相同，进行科学的操作前评估是很有必要的。
比如，出于操作安全高效的考虑，1000MW超超临界机组更适宜采用不带主汽门、以稳压方式进行吹管操作；其次，为预防吹管过程中发生爆管、膨胀异常、吹管系数不高等问题，应当在操作时对临时吹管设备中的关键部件，如相关的阀门、管道支架、限位器、靶板等进行仔细核查，及时发现并解除隐患；最后，在具体的吹管方案执行过程中，应当对各系统的运行状态、出现的设备故障严格监控，做好整体协调工作，采用相关的传感探测设备代替人员进行相关的危险操作，做好整个吹管过程的管控。
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。
1000MW超超临界二次再热机组深度调峰浅析
1000MW超超临界二次再热机组深度调峰浅析摘要：随着国家经济的快速发展，电网装机容量随之增大，新能源在电网中的比例逐渐扩大，对调峰电源的需求也逐渐升高，水电、风电等新能源受环境因素的影响不能满足电网调峰的要求，所以提高火电运行灵活性势在必行。
1000MW 超超临界二次再热机组在深度调峰时存在着一定的安全风险和技术难点，本文介绍泰州电厂二期机组的AGC实时控制深度调峰试验，为大容量机组深度调峰提供思路和积累经验。
关键词：超超临界二次再热深度调峰前言随着风电、光伏新能源装机规模不断增加，同时整体受电规模也大幅提升，电网调峰矛盾日益突出，根据江苏省电力调度控制中心文件电调【2017】198号文关于江苏电力调度控制中心关于印发《江苏电网统调发电机组深度调峰技术规范（试行）》要求：原则上要求2018年底全省30万千瓦及以上统调公用燃煤发电机组调峰深度达到机组额定出力40%。
在此背景下，泰州电厂二期机组作为世界首台二次再热百万机组，对深度调峰能力进行研究、试验和分析，为今后大容量、高参数的二次再热机组深度调峰积累经验。
1 设备概况图1 汽轮机本体示意图泰州电厂二期工程采用上海锅炉厂超超临界、中间二次再热、变压运行直流炉，锅炉型号为SG-2710/33.03-M7050。
锅炉设计煤种神华煤，制粉系统采用中速磨冷一次风机直吹式制粉系统，每台锅炉配置6台中速磨煤机，磨煤机B配有8只等离子点火器。
同步配置SCR脱硝反应装置、电除尘、湿法脱硫、湿式电除尘。
主机采用上海汽轮机厂引进的西门子汽轮机，超超临界、二次中间再热、五缸四排汽、单背压、反动凝气式汽轮机，型号N1000-31/600/610/610。
配置两台汽动给水泵，取消了电动给水泵。
2 深度调峰影响因素影响深度调峰的主要因素是锅炉的燃烧稳定性。
低负荷时由于燃烧弱化，稳定性下降，煤种、风量、磨煤机出力等细小的变化都可能引起工况的扰动，甚至造成灭火。
其次低负荷锅炉空气动力场发生改变，火焰中心下移且集中，水冷壁温容易超限。
浅谈1000MW机组深度调峰安全经济运行
浅谈1000MW机组深度调峰安全经济运行摘要：针对机组深度调峰引起的问题，从锅炉稳燃、给水波动、主再热蒸汽温度不达标、机组运行经济性等方面分析了原因，并对目前存在的单机运行机组情况进行了分析，提出了相应的建议，为机组的安全稳定运行提供了保障。
关键词：深度调峰；锅炉稳燃；单机运行；经济运行引言目前，我国大部门地区清洁能源的迅速发展及利用，再加上电网结构的变化，使电网峰谷差越来越大，大型机组的调峰任务也越来越突出；在国家经济形势发展新常态下电网调峰矛盾日益增加，为适应燃煤火电发展趋势，提高机组的上网竞争力和盈利能力，百万机组在调峰过程中的50%负荷已经无法满足电网需求，因此如何既使得机组安全运行即节约燃煤、燃油，又能在深度调峰取得最大的经济效益成为了电力企业所要研究主要方向，本文结合大唐三门峡发电有限责任公司5号机组深度调峰时遇到的问题、采取的措施以及结合措施进行深度调峰试验进行分析，得出深度调峰时机组运行的重要参数范围，最后对其经济性进行讨论，因此，研究1000MW机组深度调峰过程中存在的问题对机组安全稳定运行具有重要指导意义。
1 机组设备概况三门峡电厂锅炉为哈锅生产的型号为HG-2913/29.3-YM2超超临界变压运行直流锅炉，该锅炉采用П形布置，单炉膛，一次中间再热，低 NOx主燃烧器，高位燃尽风分级燃烧技术，逆向双切圆燃烧模式，炉膛为内螺纹管垂直的上升膜式水冷壁，没有循环泵的启动装置；锅炉采用平衡式通风，固体排渣，全钢框架，全悬挂式。
水冷壁为膜式水冷壁。
因为它是所有垂直管板,它可以解决下炉水冷壁的重量转移问题不使用复杂的张力板。
为保证回路复杂的后水冷壁可靠运行，将后水冷壁出口集箱(喇口角坡管出口集箱)出口工作流体送至后水冷壁挂管和水平烟道二侧包墙二个平行回路，并通过管道输送到顶棚出口集箱，与前水冷壁、二侧水冷壁的流体相结合，最终输送到尾部包墙系统，从而降低后水冷壁回路在小负载工况下的流体力学失稳现象，降低其在小负载工况下的温度变化。
1000MW超超临界火电机组深度调峰研究及应用
1000MW超超临界火电机组深度调峰研究及应用发表时间：2019-01-14T10:39:14.470Z 来源：《防护工程》2018年第30期作者：吴鹏刘敏[导读] 近年来，随着国家重视可再生能源的利用，尤其是风电、水电、光伏的迅速发展，电网负荷结构发生了较大的变化吴鹏刘敏国电浙能宁东发电有限公司宁夏银川市 753000摘要：近年来，随着国家重视可再生能源的利用，尤其是风电、水电、光伏的迅速发展，电网负荷结构发生了较大的变化，电网在运行中峰谷负荷差明显增大。
火力发电机组肩负着重大的调峰任务也承受着更大的调峰压力。
火电企业为了在竞争日益激烈的发电市场中立于不败之地，必须满足电网规定的深度调峰要求，提高机组的调峰能力，满足电网安全调度与正常运行的能力。
关键词：1000MW；超超临界；深度调峰引言为进一步提高火力发电机组利用小时数，避免在电网低负荷工况下机组调停，同时分担电网调峰的压力，需要进一步研究机组低负荷工况的运行方式，不断提高火力发电机组的灵活性。
火力发电机组长期低负荷运行时，容易出现锅炉稳燃、受热面积灰、主再热汽温控制、引风机失速、给水控制、环保设施运行、汽轮机振动异常、发电机进相、手动操作量大等问题。
1深度调峰影响因素影响机组深度调峰的因素主要是燃料特性和锅炉燃烧稳定性.燃煤机组深度调峰时，机组最低负荷的决定性因素为锅炉燃料特性.我国动力煤种一般为劣质、低发热量煤种.出于对燃料成本的控制，一般燃煤发电企业经常采用劣质煤掺配掺烧的方法降低发电成本，这就增加了机组低负荷运行的不稳定性，甚至造成锅炉熄火、制粉系统故障、锅炉结焦严重等情况.根据对当前电网运行的基本情况分析可知，1000MW等级火电机组基本负荷率在75%以上，该类型机组的深度调峰都是可预见并需要提前介入的.因此，1000MW等级火电机组在深度调峰前，需要预先安排燃烧设计煤种，以利于大型锅炉低负荷运行时的安全性、经济性.随着机组负荷的降低，锅炉动力场内部一次风、二次风、燃料量均降低，燃烧温度下降，导致燃烧稳定性变差.根据国内对冲燃烧方式直流锅炉的燃烧稳定性的研究分析及句容电厂1#和2#机组投产以来的运行实践可知，对冲燃烧锅炉的燃烧稳定性处于较好水平.1000MW对冲燃烧方式直流锅炉不投油最低稳燃负荷为280MW.其他影响机组调峰深度的因素，如锅炉水动力特性、汽轮机性能、制粉系统安全性、辅机系统安全性等，均在设备的安全可控范围内，不会对机组深度调峰产生较大影响.出于对句容1#机组调峰能力及其安全性角度分析，有必要进行深度调峰性能试验.2针对低负荷稳定燃烧采取的主要措施（1）保持煤质稳定，保证锅炉的入炉煤种与设计煤种相匹配。
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5、注意对各层喷燃器火焰电视的监视，同时副值长要安排有经验的值班员每一小时就地看火一次。值班员就地看火前要和监盘人员打好招呼。盘前人员发现炉膛负压异常或准备投油时要通知就地看火人员远离看火孔。投退点火油枪时禁止打开看火孔。就地看火要做好自我防护，衣服、袖口要扣好，佩戴护目镜、棉质手套。打开看火孔前要观察好退路，看火时禁止正对着看火孔，发现炉内冒正压、有掉焦的声响等异常应立即躲开。看火后必须将看火孔关闭并锁死。注意：在燃烧恶化期间可通过可视火检系统观察燃烧的状况，不得令值班员就地看火，同时立即用对讲机通知所有值班员立即远离炉膛本体各检查孔，防止炉膛爆燃伤人。
8、#6机组冷段至辅汽无法投入，要做好随时将邻机汽源倒至本机的准备。
措施：
1、机组深度调峰计划#2、#3、#5、#6四台机组运行，深度调峰期间负荷分配原则为：（1）全厂计划最低负荷1550MW，#2、#3机组带300MW负荷、#5、6机组带475MW负荷；（2）全厂计划最低负荷1500MW，#2、#3机组带285MW负荷、#5、6机组带465MW负荷；（3）全厂计划最低负荷1450MW，#2、#3机组带285MW负荷、#5机组带460MW负荷、#6机组带420MW；（4）全厂计划最低负荷1400MW，#2、#3机组带280MW负荷、#5、6机组带420MW负荷。
18、监视辅汽联箱压力稳定在0.28Mpa以上，冷再至辅汽调门投自动设定0.28Mpa，冷再至引风机调门投自动，压力设定0.33Mpa，保证各小机供汽汽源充足。
19、#6机组因单台凝泵工频运行，应及时调整凝结水流量，开启再循环调门时，就地检查再循环调门振动情况。
20、机组深度调峰期间，根据各机组凝汽器平均背压情况，保留一台真空泵运行，维持凝汽器平均背压为8～12KPa，超过12 KPa，应及时启动备用泵运行。
2、三单元机组在总煤量低于220t/h情况下按照低负荷保持三台制粉系统运行的技术措施执行，保证运行制粉系统较高煤量。主值班员安排专人监视燃烧器火检、炉膛负压。设有“自投”功能的油枪投入“自投”模式。
3、5A、6A仓白班各补200吨点火煤、中班上点火煤（干燥无灰基挥发份>30%且低位发热量>4500Ka/kg的煤种），烧到点火煤时，及时调整磨煤机分离器出口温度，做好防爆措施。
16、严密监视高低加热器、除氧器水位调节，防止因除氧器、加热器水位异常引起高压加热器的切除而造成主再热汽温度降低，严密监视主、再汽温、上下缸温、振动的变化，防止汽机进冷汽冷水。
17、要求低负荷期间巡检员增加巡检次数，加强对重要设备的检查，同时要求值班员加强监盘质量，尽量减少操作，必要的工作每项工作前都必须做好危险点分析和事故预想，同时值班员应重视查看画面报警，对设备报警及时仔细分析，查看报警原因，及时处理和汇报。
13、检查确认辅汽至除氧器调门为手动控制状态，防止该调门开启，引起辅汽压力波动。
14、确保辅汽联箱备用汽源处于暖管状态，随时可以投入运行。巡检值班员掌握就地操作辅汽联箱电动门的方法，确保得到指令后快速投入临机辅汽运行，并且保证临机及本机辅汽压力正常。
15、机组负荷降至480MW时，为防止因给流量波动造成汽泵再循环门突开，应选择一台汽泵再循环调门解除自动同时手动开启其部分开度(调整时严禁手动输入数值，需手动点击箭头缓慢开启，防止给水流量波动较大)，使其流量固定，确保两台汽泵流量大于700t/h。
技术措施
(三单元锅炉2015-003)
1000MW机组深度调峰运行技术措施
危险点：
1、炉膛冒正压烫伤、着火。
2、ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ烧恶化、炉膛爆燃、灭火，尾部受热面二次燃烧。
3、锅炉结大焦。
4、给煤机断煤。
5、煤质变差。
6、值班员应熟悉每台机组的设备状况、主要缺陷、运行特性，保证机组低负荷长时间稳定运行。
7、每个巡检员都应做到系统巡检严、细、实，及时发现隐患并处理，尤其加强EH油系统振动、漏油等情况的检查，值班员应认真细化调整，主动分析参数变化，做好事故预想，保持高度责任心，保证机组运行稳定。
7、火检大幅摆动且炉膛负压摆动幅度达到±1000Pa禁止投油，防止发生炉膛爆燃，造成锅炉本体损坏。
8、值班员接班时应检查全炉膛灭火、炉膛压力高高、炉膛压力低低等锅炉主保护正常投入。
9、在煤油混燃期间，要保证锅炉充分燃烧，防止尾部烟道二次燃烧。磨煤机分离器电机转速正常要求在500rpm以上，如发生堵磨、磨煤机振动和磨煤机出力不足的异常情况，可以对磨煤机分离器转速进行调整，异常消失后及时提高分离器转速。小油枪助燃风压力维持2-4KPA（就地压力表读数），不低于2KPA。加强尾部烟道巡检，要求每2小时一次，特别要关注五号炉省煤器出口烟道膨胀节。发现尾部烟道着火时立即组织灭火并通知检修，同时投入着火部位前后的吹灰器进行蒸汽灭火。
10、机组负荷低于500MW运行期间，停止炉膛吹灰，低于450MW必须投入小油枪运行。投入小油枪、点火油枪运行期间，及时投入空预器连续吹灰。多台机组需要投油时，各台机组及时汇报值长，值长要做好协调工作，防止多台机组多只油枪同时投入，造成燃油母管压力短时间急剧下降，导致已投运油枪灭火（事故处理除外）。
6、机组负荷、炉膛负压、氧量、竖井烟道入口烟温、汽水系统温度等参数的变化趋势是表征炉膛燃烧是否稳定的重要参数，注意对上述重要参数的监视、分析。不管负荷高、低，当火检出现较频繁的闪烁且炉膛负压未出现大幅波动要果断投入点火油枪或小油枪助燃。主值班员要注意监视和分析燃料/负荷比，发现燃料/负荷比急剧增大并超过4.7要立即检查锅炉燃烧情况，如发现燃烧不稳应投入下层小油枪或点火油枪稳定燃烧，防止燃料掺配不均煤质变差造成灭火。
11、机组降负荷低于500MW时，加强脱硝SCR反应器入口温度监视，温度达到最低允许温度值300℃时，汇报值长，及时退出SCR反应器脱硝喷氨装置运行，关闭A、B侧脱硝喷氨事故关断门及氨气流量调节门。
12、现场配备必要的敲煤斗人员，及时消除可能出现的煤仓堵煤。当负荷低于500MW运行期间给煤机断煤或跳闸要立即投入运行制粉系统对应的点火油枪。
运行部
2015年9月30日
编制：靳轲、郑康乐
审核：周永春
批准：陈美端