1000MW机组深度调峰的探讨
1000mw超超临界二次再热机组深度调峰技术探讨
工艺#技术・Go#gyi yu Jishu1000MW超超临界二次再热机组深度调峰技术探讨陈桂二(广东大唐国际雷州发电有限责任公司，广东湛江524255)摘要：火电机组参与电网的深度调峰已成为了常态，但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。
现结合运行经验，对雷州电厂1000MW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：1000MW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大电和的发火电机组着大的调峰任承受着更大的调峰压力。
为了在竞争益的发电不地，火电机组电网调峰的40%定，需求，更深度的调峰力机组因电网调机组V电网的调峰d 1设备概况雷州电厂1000MW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的超超临界参数变压运行+，为二次再热风态全结的！，配有6压吹式中速磨煤机，为F、E、D、C、B、A, A磨设有微油点火装置。
锅炉给水系统配置一台100%BMCR 汽动泵，一30+BMCR电动定泵作为启动泵。
汽轮机采海电气集团股份有限公司生产的为N1000-31/600/620/620的超超临界、二次中间再热、单轴、五缸四排汽背压凝汽汽轮机。
2深度调峰存在的安全风险(17不稳定。
时由量，弱化，稳定性下降，种、风量机出力等细小的化都引起工况扰动，甚至造成灭火。
(27冷壁超温。
时锅空气动力场发生改，容易发生偏斜，全为运行，火焰心下移且集中，水冷壁容易超温。
(3)脱硝入口温度降d随着降，烟气温度下降，烟气量减少，导致脱硝入口温度降d当脱硝入口温度300=时，脱硝跳闸d (4)主汽压力下降过慢，综合阀位关闭过小，导致高压调门关回，影响小机出力和高温度上涨，发生小机出力不和高温度高切缸跳机等风险。
(5):存在高低加疏水不畅、大小机振动大比失调、磨煤机振动大、尾部烟道再温腐蚀等风险。
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。
1000mw二次再热机组深度调峰安全运行问题浅析
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图 １ 各负荷下水冷壁金属温度 ＭＡＸ值
２．２ 低负荷下锅炉稳燃和制粉系统安全 机组深度调峰过程中，制约安全运行的最大因素就是锅炉
燃烧不稳定。超低负荷运行时，锅炉燃烧工况不稳定，伴随火 检信号晃动，容易发生灭火放炮事故。主要原因有：一是燃煤 加仓统筹调度和管理不完善，煤质变化幅度较大，尤其在加仓 错误情况下，影响比较严重；二是制粉系统燃烧调整不到位，煤 粉细度、一次风粉混合物温度、二次风压、燃烧器摆角、磨组运 行方式等不合理。三是锅炉吹灰安排不当，一般在机组进行深 度调峰前，水冷壁、省煤器及水平烟道区域需要进行吹灰，以防 减负荷较快时，发生大面积塌灰现象。因此，二次再热机组超 低负荷工况下安全运行，制粉系统和锅炉稳燃方面需要考虑。
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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。
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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。
严重时，锅炉
灭火保护动作，锅炉MFT。
为保证锅炉燃烧稳定，可采取以下措施：
1、深度调峰时，尽量使用相对高热值的煤。
2、发生制粉系统故障（给煤机跳闸、给煤机断煤等），或燃烧不稳时，立
即投入油枪。
3、尽可能的提高磨煤机出口温度、降低磨煤机出口一次风速以及提高旋转
分离器的转速。
4、控制好氧量，合理调整一、二次风配比。
5、尽可能的减少锅炉本体漏风。
2.2.2深度调峰过程中锅炉的‘干态’与‘湿态’运行
由于深度调峰时炉膛的热负荷低，水冷壁吸热偏差变大，水动力循环差等，使中间点过热度相对偏低。
若遇到干扰（如给煤机/磨煤机跳闸、给煤机断煤等），
锅炉就有可能由‘干态’转至‘湿态’运行。
为保持锅炉的‘干态’运行，可采取以下措施：
1、强化炉膛燃烧，控制好水煤比，减少水冷壁的吸热偏差。
2、发生给煤机跳闸、给煤机断煤等故障，立即投入油枪。
3、可降低机组真空，或开大冷再对外供热，以增加锅炉热负荷。
4、在深度调峰时将高、低压旁路参与调节，以增加锅炉的热负荷，而发电
机的电负荷满足调峰需求。
5、进入‘湿态’时，注意调整分疏箱水位，防止受热面进水。
6、分疏箱水位正常后，开启启动循环泵，进行回收，减小热水的排放。
2.2.3深度调峰过程中脱硝SCR的运行
由于深度调峰过程中随着燃料的逐渐减少，炉膛温度逐渐降低，脱硝SCR
入口烟温下降，而其运行最佳温度308-420℃。
若烟温过低运行，耗氨量将增加，并可导致预热器堵塞加剧。
正常机组负荷500MW以上脱硝SCR投入运行。
而按照新要求，深度调峰时脱硝SCR必须运行。
因此，可进行相应的设备改造。
目前，国内机组提高脱硝SCR入
口烟温的方法有：省煤器加装再循环管路、省煤器加装烟气旁路、省煤器分级布置、增加#0高压加热器（利用西门子汽轮机的补气阀）。
结合国内相关机组改造
后的使用情况，以及投资成本的考虑，认为在省煤器加装再循环管路的改造最为
经济，且在使用中操作简便。
2.2.4深度调峰过程中给水泵的运行
深度调峰过程中由于给水量的减少，导致给水泵的转速下降。
转速小于2900r/min，会导致给水泵遥控切除，造成给水量波动，而给水量过低，锅炉MFT 动作。
转速低，还会导致其排汽温度升高。
为了能够保持给水泵转速大于
2900r/min，可进行以下调整。
当机组负荷500MW时将一台给水泵小机汽源切至辅汽运行。
开启再循环或将给
水切旁路运行。
转速偏低时，可适当提高主蒸汽压力、并关小给水旁路调门。
必
要时，可停用一台给水泵。
2.2.5深度调峰过程中汽动引风机（汽引）的运行
深度调峰时由于汽引的进汽与排汽压差小，做功能力下降，导致汽引的转
速较低。
转速低会影响炉压的控制，同时影响对外供热。
因此，必须保证汽引转
速在4000r/min以上，且对外供热不受影响。
可进行如下调整：
负荷降低时逐步降低汽引排汽压力，将供热流量（汽引排汽）回收至除氧器及辅
汽联箱。
排汽至除氧器调整器开大后，除氧器压力会升高，可逐步关小四抽至除
氧器调整门，防止汽引排汽压力突然降低，四抽对除氧器造成冲击。
并根据情况，调整PCV开度。
以保证汽引小机转速在4000r/min以上。
当汽引排汽压力低于供热母管压力时（供热母管压力0.95MPa左右），关小汽引
排汽至供热电动门，直至汽引排汽完全回收至除氧器和辅汽联箱，同时开大冷再
至供热母管调整器，加大对外供热。
3、结语
目前，该厂进行了深度调峰第一档40%额定出力的试验，由于试验前，对
可能出现的问题进行了充分讨论和提前布置，试验取得成功。
为后期该厂其他机
组的深度调峰试验及以后的深度调峰运行积累了经验。
参考文献：
[1]王刚 1000MW超超临界火力机组深度调峰研究《电工文摘》，2017
（6）：8-10
[2]李聪1000MW机组低负荷安全运行策略《华北电力技术》，2014（2）：50-54
作者简介：
顾小星（1983-），男，工程师，主要从事火力发电厂机组的运行维护工作。