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。
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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