1000MW超超临界火电机组深度调峰研究及应用
某1000MW超超临界机组深度调峰总结及后续探讨 李冬
某1000MW超超临界机组深度调峰总结及后续探讨李冬摘要：对某电厂一期2×1000MW超超临界燃煤机组深度调峰操作进行了总结，分别探讨了深度调峰锅炉侧涉及的课题：低负荷稳燃、水冷壁温控制、脱硝安全稳定运行、空预器防堵塞、再热汽温调整，并提出了相应应对措施，保证了机组的安全、稳定运行。
关键词：超超临界；深度调峰0 引言近几年我国经济增长速度放缓，社会用电负荷增加速度与发电机组装机容量增长速度之间的不匹配性矛盾凸显，新能源发电发展迅猛，煤电行业受到冲击，利用小时数下降，煤电机组开展灵活性改造，进行深度调峰，以适应电网调峰需求。
目前国内百万机组的超超临界机组的调峰深度一般集中在30%至40%之间。
而在此负荷区间运行，机组存在诸多危险点，值得分析探讨。
本文将从百万机组40%负荷深度调峰中锅炉侧存在潜在危险问题出发，结合某电厂一期机组在深度调峰操作中采取的措施，进行总结和探讨，为同类型机组的深度调峰操作及某电厂一期机组后续开展更大深度的调峰操作提供参考。
1设备概况：1.1锅炉设备：某电厂一期工程 2×1000MW 超超临界燃煤机组锅炉是由哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计的超超临界变压运行直流锅炉，采用П型布置、单炉膛、反向双切圆燃烧方式。
炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、一次中间再热机组。
燃用神府东胜、兖州、同忻煤。
锅炉型号：HG-2980/26.15-YM2 型。
燃烧器为MPM燃烧器+SOFA燃烧器+偏置周界风。
2深度调峰操作及稳定工况时的问题探讨：2.1低负荷时的稳燃及磨组搭配数次深度调峰试验中，尝试ABD与ACD两种磨组搭配方式，在两种方式下，机组在400MW负荷时的运行，燃烧均比较稳定。
但在此工况下，机组的运行状态已经较大的偏离了设计工况，同时3台磨煤机运行情况下，若有一台磨煤机跳闸，机组将很有可能进入湿态运行区间，燃烧工况将进一步恶化。
故在深度调峰低负荷的稳燃工作上，一方面，加强对磨组的维护，保证磨煤机工作、备用状况正常；保持备用的一台给煤机皮带留煤，以便在紧急状态下可以立即启动；另一方面，则加强深度调峰前油枪与等离子设备的检查维护，确保可靠备用。
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。
该方法不仅能准确地反映出基于运动状态的判别和相应的控制规律的选择，而且还能对特定的控制规则的输出进行量化的控制。
控制规则的原型是其中：μ表示控制器的输出， Kp表示正比因子， k表示抑制因子， e表示错误，错误改变速率；emaxi表示第一个错误的峰值。
1000MW火电机组深度调峰能力探讨与经济安全性分析
1000MW火电机组深度调峰能力探讨与经济安全性分析发布时间：2022-10-10T06:20:57.813Z 来源：《中国电业与能源》2022年6月11期作者：蒋传政[导读] 为提升可再生能源消纳能力，火电机组深度调峰成重要思路，不仅能提高机组调峰能力，满足电网安全调度与正常运行能力，蒋传政广东大唐国际潮州发电有限公司，广东潮州 521000摘要：为提升可再生能源消纳能力，火电机组深度调峰成重要思路，不仅能提高机组调峰能力，满足电网安全调度与正常运行能力，也是火电企业在发电市场中获得核心竞争力的关键。
因此，本文基于上述分析，以1000MW火电机组为例，对其深度调峰能力思路进行分析，以此强化火电机组运行经济性和安全性。
关键词：1000MW；火电机组；深度调峰能力；经济安全性引言：1000MW火电机组作为电网深度调峰主力，如何满足深度调峰要求，对燃油成本进行有效节约，合理利用燃煤等不可再生能源的同时，有效提升火电企业运行经济安全性尤为关键。
一、影响1000MW火电机组深度调峰因素分析（一）煤质特性在1000MW火电机组深度调峰过程中，火电机组最低负荷是由锅炉最低稳定燃烧负荷决定的，而煤质特性又决定锅炉最低稳定燃烧负荷，所以，实际进行深度调峰时，需要充分考虑煤质特性对火电机组深度调峰的实际影响。
（二）水动力工况火电机组深度调峰时，低负荷运行状态，使得锅炉内部火焰充满程度降低，锅炉内部受热不够均匀，水冷壁各个循环管道水流量分配也会不均匀，这使得水循环速度发生偏差，以至于出现水循环倒流或水循环停滞等问题，甚至出现管壁超温和爆管等现象，因此，实际进行深度调峰时，一定要注意水动力工况的对应调整，以此确保水动力特性保持良好状态。
（三）制粉系统火电机组深度调峰阶段，锅炉处于低负荷运行状态，其所需总体煤量降低，对应磨煤设备也相对减少，当制粉系统出现故障时，会出现干湿态转换、堵磨或一次风机喘振等问题，不仅影响火电机组运行稳定，还极易引发安全事故。
1000MW超超临界二次再热机组30%负荷调峰的研究
1000MW超超临界二次再热机组30%负荷调峰的研究摘要：1000MW超超临界二次再热机组是当前电力行业的尖端技术，其具备高效、环保等优点。
随着电力市场和可再生能源的发展，机组调峰需求日趋加强，对调峰操作和技术的探讨变得尤为迫切。
基于此，本文从多角度出发，深入剖析影响1000MW超超临界二次再热机组在30%负荷调峰的关键因素，并从多个维度提出优化策略，旨在为电力系统操作者和研究人员提供参考。
关键词：1000MW超超临界；二次再热机组；30%负荷；优化策略引言随着全球对可持续能源的追求与电力需求的日益增长，高效、节能、环保的电力系统成为了行业的焦点。
1000MW超超临界二次再热机组作为当前电力工业的技术代表，以其高效率、低排放著称。
然而，如何确保这些高级机组在复杂的电力网络中实现稳定的调峰运行，特别是在低负荷下如30%负荷时，成为一个亟待解决的技术问题。
一、影响机组调峰的关键因素（一）燃料供应与燃烧效率在1000MW超超临界二次再热机组的运行中，燃料供应与燃烧效率是影响调峰性能的核心因素。
燃料供应必须确保稳定且及时，任何供应中断或不稳定都可能对机组的稳定输出产生严重影响。
此外，燃烧效率直接关系到机组的功率输出和热效率。
高的燃烧效率意味着燃料在燃烧室内能够完全燃烧，从而获得最大的能量输出。
而低燃烧效率则可能导致未完全燃烧的燃料，产生过多的有害气体排放，同时还会降低机组的整体效率。
燃烧效率的优化也关乎燃料成本，高效燃烧意味着更低的燃料消耗，进而降低了运营成本。
因此，确保燃料供应的稳定性和优化燃烧效率是确保机组稳定高效调峰的关键。
（二）汽轮机速率响应特性汽轮机的速率响应特性描述了机组在负荷变化时汽轮机转速的变化率，它直接关系到电力系统的稳定性和调峰能力。
当系统负荷发生变化时，汽轮机的速率响应能够迅速适应这种变化，保证机组输出的电能始终满足系统需求。
然而，汽轮机的响应特性受到多种因素的影响，如汽轮机的设计、控制系统的配置以及运行条件等。
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超超临界火电机组一次调频控制研究
1000MW超超临界火电机组一次调频控制研究摘要：在高压直流输电技术的大规模应用及推广背景下，各地区电网输入电源结构日益复杂多样，非线性负荷的增加也在根本上加大了电网负荷波动量，对电能最终质量带来负面影响。
基于此，本文首先对一次调频基本原理和存在问题加以分析，最后提出1000MW超超临界火电机组一次调频的控制对策，以供参考。
关键词：超超临界；火电机组；一次调频引言从整体视角来看，电网频率波动的安全风险与电网公司发展稳定息息相关，一次调频性能在此情况下占据着至关重要的地位，需要结合相关规范标准，对一次调频功能、特性展开深入管控及考核。
一、一次调频基本原理（一）基本原理通常情况下，电网频率是衡量电能综合质量的关键参考指标，其可以在根本上展现出系统有功功率与负荷彼此间的关联性，也是电力系统稳定运行的重要控制要素，电网频率通常由发电功率、用电负荷量所决定。
在电力系统用电负荷量的持续增加背景下，系统会在此情况下出现功率缺额等问题，致使电网频率日益降低。
与此同时，系统内负荷降低会造成电网频率不断提升。
一次调频主要指的是电网的具体频率，如果其频率超出标准数值或不达标，电网机组的控制系统便会在此情况下自动管控机组，对其有功功率的增加与减少加以控制。
当电网频率不断降低期间，一次调频的功能要求机组运用其自身的蓄热能力增加负荷，相反则要求机组快速减少负荷。
（二）主要参数结合一次调频对电网带来的影响和基本特点来看，下述各项指标的规划设定对机组一次调频性能往往会带来诸多影响效果，各项指标需要充分满足项目需求。
1.转速不等率δ一般情况下，转速不等率δ也被广泛称为速度变动率，主要指的是汽机在负荷数值为0的状态下所展现的最大化转速及在标准负荷下所产生的最小化转速之间的差，与汽轮机额定转速秉持着正比例关系，充分体现了一次调频能力稳定性及强弱性。
δ数值越大，也就意味着机组在电网调频方面的能力更加薄弱，但机组处于长期稳定的运行状态。
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热力性能分析与实验研究
2023《1000mw超超临界二次再热机组热力性能分析与实验研究》•引言•二次再热机组热力性能分析•热力性能实验研究•热力性能优化与改进建议•结论与展望目•参考文献录01引言03超超临界二次再热机组的技术特点超超临界二次再热机组具有更高的蒸汽参数和热效率，能够显著降低煤耗和碳排放，是未来火电技术的发展方向。
研究背景与意义01我国能源结构转型的需求随着经济的发展和环保要求的提高，对于高效、清洁的能源需求逐渐增加。
02火电机组节能减排的潜力火电机组作为我国电力产业的主要组成部分，其能耗和排放量较大，具有较大的节能减排潜力。
研究内容研究1000MW超超临界二次再热机组的热力性能，包括蒸汽参数、热效率、煤耗等。
研究方法采用理论分析、数值模拟和实验研究相结合的方法，对超超临界二次再热机组进行热力性能分析和实验研究。
研究内容与方法目的通过对1000MW超超临界二次再热机组热力性能的分析和实验研究，为该类型机组的优化设计、运行和控制提供理论依据和技术支持。
意义提高超超临界二次再热机组的热效率和煤耗，降低碳排放，推动我国电力产业的绿色发展。
研究目的与意义02二次再热机组热力性能分析二次再热机组工作原理及特点工作原理二次再热机组基于传统的火力发电技术，通过两次再热过程，提高蒸汽的热能利用率和发电效率。
首先，高压缸排出的蒸汽经过第一次再热，被加热到更高的温度，然后进入中压缸继续做功，最后再次被加热，进入低压缸做功。
特点二次再热机组具有更高的热能利用率和发电效率，可有效降低煤耗，减少环境污染。
同时，由于增加了再热系统，机组结构更为复杂，制造成本和运行维护难度相对较高。
二次再热机组热力性能影响因素蒸汽参数蒸汽参数如温度、压力、蒸汽流量等对二次再热机组的热力性能有重要影响。
过高或过低的蒸汽参数都会影响机组的热效率。
汽轮机设计汽轮机的设计如叶片高度、流道形状、间隙等都会影响机组的热力性能。
优良的汽轮机设计可以有效提高机组的热效率。
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超超临界机组深度调峰对锅炉受热面结焦腐蚀等方面的影响分析
1000MW超超临界机组深度调峰对锅炉受热面结焦腐蚀等方面的影响分析发布时间：2022-10-26T08:34:02.743Z 来源：《中国电业与能源》2022年第12期作者：张涛[导读] 本文对锅炉受热面结焦腐蚀等方面的影响因素及原因进行分析。
张涛大唐东营发电有限公司山东省东营市 257200摘要：考虑到电力计划和煤炭市场需求，锅炉用煤的种类难以确定。
锅炉在燃烧过程中难免会发生焦化，从而引起锅炉受热面结焦腐蚀。
超临界1000 MW机组的调峰控制锅炉，在生产中出现了大量的结焦、落焦等问题。
若不加以调节，则会造成装置失效，使装置的安全与稳定丧失。
鉴于此，本文对锅炉受热面结焦腐蚀等方面的影响因素及原因进行分析。
关键词：1000MW超超临界机组；锅炉结焦腐蚀；结焦防治 1.设备概况东营公司2×1000MW超临界锅炉为上海锅炉股份有限公司制造的SG-2778/32.45-M7053型超超临界参数直流锅炉，锅炉形式为：单炉膛、二次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢架悬吊结塔式燃煤锅炉。
锅炉运转层以下紧身封闭、运转层以上露天布直。
锅炉设计煤种为神时东胜烟煤，以晋北烟煤作为校核煤种，采用等离子系统点火及稳燃，实现无油启动。
灰渣采用分除方式，飞灰采用气力干除灰，炉渣采用干式除渣。
烟气脱硫采用石灰石一石膏湿法脱硫工艺；烟气脱硝采取选择性催化还原（SCR）法，还原剂氨由尿素水解制备。
另外，该套锅炉设备在系统上主要配备有燃烧系统、制粉系统、给水系统等。
比如该套设备的燃烧系统采用的是上海锅炉股份有限公司的高级复合空气分级低氮燃烧技术，燃烧方式采用四角切圆燃烧。
燃烧器具有较好的自稳燃能力和较高的燃烧效率，在防止炉内结渣、高温腐蚀和降低炉膛出口烟温偏差等万面，同样具有独特的效果。
主风箱设有4层等离子煤粉喷嘴和8层齿形煤粉喷嘴，在煤粉喷嘴四周布置有燃料风（周界风）。
燃烧器风箱分为独立的5组，下面3组是主燃烧器风箱，两组燃尽风均为分4层布置，共8层可水平摆动的燃尽风喷嘴，所有燃尽风形成一个逆时针的偏角，起到消旋的作用。
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超超临界燃煤发电机组选型研究与应用
1000MW超超临界燃煤发电机组选型研究与应用摘要我国作为煤炭的资源大国，如何提高燃煤发电机组的效率，减少有害气体的排放成为放在决策与科研部门面前的非常迫切的问题。
根据技术统计，九十年代以来投产的超超临界机组的机组效率高达43%-48%，供电煤耗为260g/kw.h-290 g/kw.h，比同容量的常规超临界机组效率提高了4%-5%，比亚临界机组效率高约8%-10%。
所以，大力发展超超临界火电机组已经是刻不容缓众望所归，是我国重大的能源发展战略。
本文从全面性热力系统方面论证1000MW发电厂的新方案，新型锅炉、汽轮机等主设备的选型，为新建项目主设备选型提供研究参考依据。
关键词超超临界机组热力系统设备参数绪论一、超超临界的概念火力发电厂的工质是水，在常规条件下水加热蒸发产生蒸汽，当蒸汽压力达到22.129MPa时，汽化潜热等于零，该压力称为临界压力。
水在临界压力及超过临界压力时没有蒸发现象，即变成蒸汽，并且由水变成蒸汽是连续的，以单相形式进行。
蒸汽压力大于临界压力的范围称为超临界区，小于临界压力的范围称为亚临界区。
从水的物性来讲，只有超临界和亚临界之分，超超临界是人为的一种区分，也称为优化的或高效的超临界参数。
目前超超临界与超临界的划分界限尚无国际统一的标准，一般人为蒸汽压力大于25MPa蒸汽温度高于580摄氏度的称为超超临界。
二、发展超超临界火电机组的战略意义2003年7月中国机械联合会根据对我国能源结构、国家能源政策和未来发电用能源供应状况的分析，在充分考虑水电、天然气、核电和新能源资源的开发基础上，再考虑煤电的开发，经过分析、测算，推荐的全国发电能源需求预测方案见表1。
可以看出，虽然煤电所占比重从2000年到2020年在逐年下降（从72.7%下降到64.4%），但煤电在电源结构中的主导地位没有改变。
由于超超临界机组与常规火电机组相比，超临界机组的可用率与亚临界机组相当，效率比亚临界机组约提高2%。
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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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。
（2）改变制粉系统运行方式，正常低负荷情况时维持中间层制粉系统运行。
（3）采用较低的一次风率和一次风速，可以使煤粉气流的着火热减少有利于着火。
另外，为减少煤粉空气流中局部的一次风率，可以采用浓淡分离的高浓度煤粉燃烧器，从燃烧器出口喷射出来的煤粉气流，有一部分的煤粉浓度较高，所需要的着火热大为减少，从而加快局部着火，有助于整个煤粉气流的稳定着火。
（4）维持合理炉膛风量。
风量过低会导致燃烧不充分，而且会导致风机失速；风量过大会降低炉膛温度使得燃烧不稳定。
（5）加强制粉系统的运行和维护，保证合理的磨煤机出口温度、煤粉细度等。
（6）采用等离子、微油枪助燃或者采用较小的磨煤机。
需要指出的是，由于国产1000MW超超临界锅炉除哈尔滨锅炉外均采用了螺旋管圈水冷壁，因此锅炉有良好的负荷适应性，即使在30%负荷时，水冷壁质量流速仍然高于膜态沸腾的界限流速，能保持一定的壁温裕度，因此水冷壁的安全不用担心。
3深度调峰过程中的防范措施
3.1给水控制
锅炉在低负荷时会发生干湿态转换，当由干态转为湿态的时候，给水流量会大幅度波动，对协调系统造成扰动。
如某厂锅炉进行了低氮燃烧器改造，火焰中心上移，在低负荷情况下，汽水蒸发段后移，分疏箱见水，同时由于该厂干湿态转换判据不合理，触发干湿态转换逻辑，给水流量大幅度下降，机组负荷随之下降，四抽压力低于除氧器压力，造成除氧器汽水返到四抽管道，进而小汽轮机进水轴向位移大保护跳闸，最终锅炉MFT。
要防止这种情况的发生，一方面要优化锅炉干湿态转换逻辑判据；另一方面，要适当降低锅炉最小质量流量，保证锅炉在30%以上负荷处于干态；第三，要增加低负荷时变前馈逻辑，在实际负荷指令低于500MW时，自动减小锅炉主控前馈系数，降低给水、煤量、风量等调节强度；第四，确定最低煤量和最低水量，保证炉膛燃烧，防止煤水比失调。
3.2避免省煤器汽化
增加了#0高加，在提高给水温度的同时，增加了省煤器低负荷运行时的安全风险，为避免省煤器汽化，在保证SCR入口温度满足催化剂最低允许温度前提下，降低#0加入口抽汽压力，保证省煤器入口过冷度在5℃以上。
3.3控制环保参数不超标
（1）防止硫份浓度超标。
深度调峰期间，负荷低，煤种的硫份低，要提前向环保部门报备，避免因烟囱入口SO2到0造成环保考核事件发生。
（2）防止NOx浓度超标。
在保证汽轮机应力裕度的前提下，尽量提高主、再热气温，将燃烧器摆角适当上摆，提高火焰中心位置高度，提高炉膛出口烟温，维持SCR入口烟温在最低跳闸值之上；密切监视脱硝入口烟温变化情况，保证SCR入口烟温291℃以上，喷氨控制自动调节不灵敏时及时切至手动，保证烟囱入口NOx不超标。
（3）防止烟尘浓度超标。
降负荷过程中保证炉膛风量、引风机运行稳定，避免炉膛负压出现大幅波动，同时加强电除尘进、出口温度监视，防止因煤粉不完全燃烧，煤粉在电除尘内部堆积，造成二次燃烧事故和烟尘排放浓度超标。
3.4减小分离器进口管道温度偏差
据运行试验和实践表明，超超临界锅炉在低负荷，采用底层磨运行方式时，由于水冷壁辐射吸热量相对增加，中间点温度提前，分配集箱进口管道温度相对提高，距离保护跳闸温度更近；而采用上层磨运行方式时，炉膛火焰中心上移，水冷壁辐射吸热量相对减少，工质焓值和过热度都较低，水冷壁的工质水动力特性相对较好，分配集箱进口管道温度偏差降低，且分配集箱进口管道温度偏差减小，距离保
护温度有较大的裕度，保证了机组在低负荷时的安全性。
3.5防止低负荷防止氧化皮生成
(1)深度调峰期间，坚决避免主再热汽温、金属壁温超温。
(2)升降负荷过程中，严格按照技术要求控制主再热汽温、汽压变化速率，防止出现大幅波动现象。
(3)操作减温水幅度不宜过大，操作过程要求平稳，切勿大开大关，防止因错误操作减温水导致主再热汽温、金属壁温大幅波动引起氧化皮脱落。
3.6负荷速率
(1)低负荷辅汽运行方式调整。
低负荷运行期间，大机轴封供汽会由自密封供汽向辅汽转换。
深度调峰试验前，对辅汽供大机轴封汽源管道进行暖管，并将辅汽供大机轴封旁路手动门开大至50%开度，保证大机轴封溢流调阀60%左右开度。
(2)低负荷凝水系统运行方式调整。
深度调峰试验期间，为保证凝水系统稳定运行，在进行深度调峰前，退出多变量协调系统，减少负荷变动时对于凝水压力的扰动。
关闭除氧器上水旁路调阀，保证除氧器上水主路调阀有充分的裕度，凝泵变频自动方式，凝水压力偏执0.2MPa，控制凝水压力1.7MPa左右。
试验期间，若凝水压力下降，可解除凝泵变频自动，手动提升凝水压力。
结束语
通过对超超临界机组在深度调峰过程中存在的安全风险进行分析，并针对安全风险制定相应的控制策略，能够大大降低深度调峰带来的安全风险。
然而，由于机组先天设计等因素，仍然存在设备低负荷下适应性差的问题，制约其深度调峰能力，如何从机组自身设备出发，寻求适合机组自身特点的安全、经济运行方案也是各火电厂需要关注的重点。
参考文献
[1]盛广玉.1000MW超超临界机组深度调峰风险分析和控制策略[J].节能与环保.2018(10).
[2]赵越,薛泽海,王桂林,边疆.350MW超临界锅炉机组深度调峰能力试验[J].电力安全技术.2018(03).
[3]阴峰,黄俊飞.1000MW超超临界空冷机组宽负荷调峰控制设计及优化[J].电力设备管理.2018(09).。