超临界机组深度滑参数停机技术措施
为了缩短停机后冷却时间，尽快满足停盘车的条件，需进行深度滑参数停机，在保证机组设备安全的前提下，争取使停机时汽轮机调节级金属温度达到200℃左右，特制定如下技术措施：
一、准备阶段：
1、各主要监视仪表齐全, 指示误差在要求范围内。如: 轴位移, 汽缸膨胀, 各部差胀,振动, 主、再热汽温, 主、再热汽压, 汽缸各点金属温度等。
2、确认机组滑销系统无卡涩，机组热膨胀测点正常。
3、全面记录机组参数，膨胀、胀差、缸温、振动、轴位移。
4、试验主机交流油泵、直流油泵、密封油备用泵、顶轴油泵、盘车电机、等离子、油枪等正常。
5、确认临机供辅助蒸汽，辅汽联箱压力和温度正常，且辅助蒸汽供除氧器、小机及轴封用汽处于良好备用状态。
6、尽量选择挥发份高、热值适宜，干燥状态的优质烟煤，确保机组各煤仓煤位合适，使得走空煤仓和滑停同步进行。
7、确认高、低压旁路、炉水泵、溢流管等充分暖管。主机疏水等手动门处于开启状态。
8、控制煤仓煤位，滑停前维持中低煤位，转湿态前保持下层磨煤机运行。
9、预先对锅炉各受热面全面吹灰一次。
10、深度滑参数停机前锅炉应停止加氧。
11、按照规程规定确认机组满足停机条件。
二、深度滑参数停机操作
整个滑停过程大体分4个阶段：
1、高负荷滑汽温阶段
1)在滑参数初期，负荷300MW及以上,联系调度解除AGC控制。
2)解除机组协调至TF方式，将主机调门切为单阀方式。保持压力稳定，先降汽温。
3)汽温每降低50℃稳定运行20~30分钟
4)高负荷阶段过热度控制在80℃以上，过热度接近80℃后，逐渐降低主汽压力，维持各
高调门开度不变。
5)利用煤水比+减温水控制过热汽温，烟气挡板+减温水的方式控制再热汽温，逐渐将主、
再热汽温度降至420℃左右，压力降至12MPA左右，用时约4小时。
2、转湿态前操作阶段
1)负荷300MW-240MW,逐步全开高压调门降压，同时同步降汽温。
2)小机汽源倒为辅助蒸汽带，另一台小机保持四抽带并逐步退出。
3)视燃烧情况投入等离子拉弧助燃，滑停期间保持空预器连续吹灰。
4)在第三台磨走空之前做好转湿态的所有准备工作。
5)此阶段逐渐将主、再热汽温度降至380℃左右，压力降至9MPA左右，用时约1.5小时。
6)负荷低于120MW应将各级减温水调整门切至手动控制，避免减温水量摆动。
3、继续滑参数及湿态阶段
1)转湿态后切为基本方式，则综合阀位保持95%以上不变，通过逐步减煤量降压力，汽
温下降速度稳定不变，通过降压来保证过热度。
2)负荷低于200MW后，在高排蒸汽过热度小于10℃后，开启高排逆止门前、后疏水。
3)调整锅炉燃烧并通过减温水逐渐将主、再热汽温度降至330℃左右，压力降至7MPA左
右，用时约2小时。
4)主、再热蒸汽温度降到320℃时, 提前开高、中压缸、导汽管、本体疏水及抽汽管道
疏水，各抽汽逆止阀前疏水手动门，投入凝汽器疏扩减温水。
5)尽可能保证减温器后蒸汽的过热度，减温水量调整应平稳，杜绝汽温的大幅下降。
6)视情况将除氧器加热汽源由四抽倒同辅汽供给。
4、深度滑参数阶段
1)保持一台磨运行，维持最大煤量不再降低煤量，视情况同步投入一、二级旁路系统,投
入时注意压力波动对汽温的影响以及高排压比的变化。
2)滑停最后阶段，应重点防止蒸汽参数较低，参数异常波动发生汽轮机水冲击。同时精确
估计最后一台磨煤机断煤时间，汽温目标调节到位。
3)通过对压力的控制保证主蒸汽50度以上的过热度。
三、停机过程中的注意事项
1、严密监视机组胀差、汽缸上下温差、轴位移、振动、瓦温的变化趋势，超过规程规定应立即打闸停机。
2、在滑停过程中，要保持回热系统的正常投入，当各抽汽间压差减小，疏水困难时，应及时倒疏水到凝汽器。
3、主再热汽温应按照温降率同步均匀下降，防止反弹。
4、负荷较低时，注意着火情况，防止燃烧恶化。
5、锅炉转为湿态运行后，要特别注意防止传热恶化。严密监视水冷壁金属温度和炉水循环泵前后差压。
6、严密监视高排逆止门的状态，适时开启高排通风阀。
7、滑停过程为防止末级叶片颤振，维持真空正常。
8、滑停过程中易造成水冲击，必须高度重视上、下缸温度、主汽、调节级及高排过热度，10min内主汽温度下降50度要立即打闸停机。
9、滑停过程中，要根据给水、凝结水流量及时打开给水泵、凝结水泵的再循环门，为防止跳泵。
10、要注意在锅炉干湿态转换的过程中对水位的控制，防止因长时间满水导致过热器过水。
11、注意监视和调整小机排汽缸温度，视情况投入排汽缸喷水。
四、滑参数停机过程中的参数控制原则：
1、负荷下降速度：＜12MW／min
2、主蒸汽、再热蒸汽降压速率：＜0.1MPa／min
3、主蒸汽、再热蒸汽降温速率：＜1.5℃／min
4、汽缸金属温降率：＜1.0℃／min
5、主蒸汽、再热蒸汽过热度：＞50℃
6、主蒸汽、再热蒸汽温差：＜28℃
7、高排过热度＞6℃
8、主蒸汽温度高于调节级金属温度30℃、主再热热蒸汽过热度大于50℃。
9、在暖机前后进行一次主要参数记录，详见下表。
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电网统调发电机组深度调峰技术规范(doc 53页)
电调〔2017〕198号 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）》的通知 各统调电厂、江苏方天电力技术有限公司： 近年来，我省风电、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。 为缓解我省出现的调差缺口矛盾，提升统调机组调峰能力，江苏电力调度控制中心在总结我省首批深度调峰工作基础上，制定了《江苏电网统调发电机组深度调峰技术规范（试行）》（见附件），现予以印发并提出以下工作要求： 1.坚持目标导向，原则上要求2018年底前全省30万千瓦 — 2 —
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江苏电网统调发电机组深度调峰技术规范 (试行) 第一章总则 第一条为规范发电机组深度调峰技术标准，促进江苏电网发电机组调峰能力提升，参照国家和行业现行有关技术标准，结合江苏实际，制定本技术规范。 第二条本规范适用于江苏电网统调公用燃煤发电机组。 第二章技术要求 第三条机组深度调峰的基础要求：机组在保证安全稳定运行前提下，满足以下要求： （一）机组的环保设施正常运行，机组排放满足标准要求。 （二）机组能够确保不影响供热要求。 （三）调峰深度要求：调峰深度分三档，最低出力等级要求为40% Pe及以下。 调峰深度分档出力等级最低技术出力范围第一档40% Pe 40% Pe≥P＞35% Pe 第二档35% Pe 35% Pe≥P＞30% Pe 第三档30% Pe 30% Pe≥P — 4 —
Pe：机组额定出力； P：机组出力。 （四）响应时间要求：机组从50% Pe调整至最低技术出力所用时间不超过1.5小时。机组从深度调峰状态恢复出力至50% Pe的时间不超过1小时。 （五）进相能力：机组在深度调峰范围内运行时，发电机进相能力不小于50% Pe时的进相能力。 （六）一次调频：具备深度调峰能力的机组在深度调峰运行方式期间，一次调频DX15 /DX30 /DX45响应指数必须达到0.2/0.3/0.35。对不同一次调频性能分档如下： 一次调频性能一次调频等级 DX15 /DX30 /DX45 一次调频指数范围 第一档-基础要求0.2/0.3/0.35 0.4＞DX15≥0.2 0.6＞DX30≥0.3 0.7＞DX45≥0.35 第二档0.4/0.6/0.7 DX15≥0.4 DX30≥0.6 DX45≥0.7 DX15 ：0至15秒一次调频响应指数； DX30 ：0至30秒一次调频响应指数； DX45 ：0至45秒一次调频响应指数。 第四条具备深度调峰能力的机组，除机组深度调峰的基础要求外，应尽量保证低负荷期间AGC性能。对不同AGC性能分档如下： AGC性能AGC等级调节范围(%Pe/min) — 5 —
赵楼电厂12月15日#1机组滑参数停机总结 一、概述 大容量高参数机组滑参数停机的主要目的是：通过停机过程全开高、中压调门，逐步降低锅炉出口主蒸汽温度、再热蒸汽温度，从而逐渐降低汽轮机高、中压缸进汽温度，使高、中压缸温度，也就是高、中压转子温度快速均匀降低到一个较低的数值，再解列发电机停机。为汽轮机尽快达到停盘车要求创造必要的条件，使汽轮机尽早开始检修工作，从而缩短机组检修时间。因此，汽轮机脱扣时高、中压转子探针温度的最终值将直接影响日后汽轮机盘车运行的时间。在此过程中既要达到快速降温的目的，又要控制好降温速率符合规定(1.5℃/分)并注意主蒸汽、再热汽有足够的过热度，避免汽轮机进冷水冷汽，同时又要控制汽轮机热应力不超限。 （一）、参数停机的优点： 1、可以充分利用锅炉的部分余热多发电，节约能源。 2、可利用温度逐渐降低的蒸汽使汽轮机壁厚部件(主要是高中压转子)得到比较均匀和较快的冷却。 3、对于待检修的汽轮机，采用滑参数停机可缩短停机到开缸检修的时间，使检修时间提前。 （二）、滑参数停机必须坚持两个基本原则： 1、锅炉出口主蒸汽温度和再热蒸汽温度必须保证50℃以上的过热度，一般100℃为宜，防止汽机进冷水、冷汽。 2、严密监视汽机热应力值及其变化趋势，防止热应力超限。控制主蒸汽温度和再热蒸汽温度的温降率为1℃/min，高、中压转子热应力≯60%。 二、滑参数停机过程：
赵楼电厂#1机组自12月15日09点15分开始滑停，至12月15日17:15分打闸停机解列，历时8个多小时，期间完成了#1机抽汽逆止门活动试验、汽轮机ETS通道试验、锅炉MFT、BT试验。实现了滑停的既定目标，将4个煤前仓基本烧空，调节级金属温度滑至370度,为尽早停运盘车及油系统进行检修赢得了时间，同时也为今后机组滑停积累了经验。现将停机过程总结如下：（一）、滑停前措施的制定和学习： 滑停前发电车间组织专业人员编写了《#1机滑参数停机的技术措施》，使运行值班员的操作更有目的性和指导性，大家清楚的认识到滑停是分阶段进行的，每减负荷至一定数值后，先保持汽压不变，降低汽温；滑停过程中保持蒸汽过热度大于100℃，最低不小于56℃，保证高压缸排汽温度高于对应压力下饱和温度20℃。当汽缸金属温度下降趋于缓慢时，再降低主汽压力，负荷随之下降；当负荷降至另一预定数值时停留一段时间，保持汽压不变，继续降汽温达到上述温度变化要求后，再降压减负荷。 （二）、充分有序的停机前准备工作： 1、停机前确认开启汽机本体所有疏水手动门，由于机组正常运行中个别疏水门存在内漏，手动门在关闭状态，我们为了确保不遗漏一个疏水手动门，专门打了操作票和系统图确认高、中压缸疏水阀及管道疏水阀手动门等在开启状态。 2、为了防止机组滑停过程中炉膛燃烧不稳影响滑停质量，派专人检查炉前燃油系统，确保处于热备用状态。 3、滑停机前通知化学值班员，调整炉水PH值9.4-10.0，开启除氧器连续排汽手动门，开启高加连续排汽手动门。 4、准备好通讯工具。 5、主蒸汽至轴封暖管。
机侧注意事项： 1 滑参数停机是为了使停机后的汽缸金属温度降到较低的温度水平，一般用于小修、大修等计划停机。 2 该方式汽机跟随锅炉按滑压曲线滑压减负荷，同时调门逐渐开 启。 3 在减负荷过程中，应密切监视高压内缸调节级后金属温度和 中压缸进汽区金属温度变化梯度。 4 按滑参数停机曲线降温、降压、减负荷应满足下列要求：4.1 主、再热蒸汽温度下降速度：小于1℃/min； 4.2 主、再热蒸汽降压速度：小于0.098MPa/min； 4.3 主、再热蒸汽过热度：大于50℃；高压缸排汽有一定过热度。 4.4 滑停过程中，主、再热蒸汽温度若10分钟内下降50℃，应立 即停机 4.5 降负荷速度1MW/min； 4.6 汽缸金属温度下降速度不超过1℃/min； 4.7 在主蒸汽温度下降30℃左右时，应稳定5～10分钟后降温，以 控制主蒸汽与再热蒸的温度差在规定范围内，并保证汽轮 机的热膨胀和胀差均匀收缩下降； 4.8 当调节级后蒸汽温度降到低于高压内缸调节级处法兰内壁金属 温度30℃时应暂停降温，并延长暖机时间； 4.9 减负荷过程中应注意高、中压缸胀差的变化，当胀差达到-1mm 时应停止减负荷，若负胀差继续增大，采取措施无效而影
响机组安全时，应快速减负荷到零；减负荷过程中应根据 运行情况及时投入旁路系统，并注意低压缸喷水投入。炉侧注意事项： 1）负荷降到40%以下，将自动给水改为人工给水； 2）锅炉减负荷变化率应控制在≤1%/min，饱和蒸汽降温速度≤1℃/min，降压速度≤0.098MPa/min，汽包上任意两热电偶间的温度差≤32℃，负荷降到30%时，负荷变化率≤0.5%/min，主蒸汽降温速度≤1～2℃/min，降压速度≤0.098MPa/min； 3）当负荷减少，根据燃烧情况，及时投入油燃烧器或等离子点火装置； 4）当负荷降到零时，停止供燃料，熄火后，保持总风量30～40%进行5～10分钟炉膛吹扫，排除炉膛及烟道内可能残留的可燃物，然后送、吸风机，同时对油枪喷头用蒸汽吹扫。 5）熄火后，维持空气预热器继续运转，直至进口烟道气流温度降至150℃以下时，方可停运预热器； 6）熄火后，当汽包压力降至0.172MPa(表压)时，开启再热器疏水阀和对空排汽阀，若炉内温度较高，压力有上升趋势时，可开启旁路及疏水阀。 7）熄火后，保持汽包水位，水位低时应进行补水，严禁为了加速冷却汽包金属壁温而采取边排水边补水的做法。 8）熄火后，关闭排污门，取样门，加药门。 9）熄火后，应密切注意排烟温度的变化，防止发生尾部再燃。
新能源结构下火电机组深度调峰技术浅谈 摘要：近年来，随着国家政策的大力扶持、以及新疆地区得天独厚的能源储备，新疆地区火电机组装机容量快速攀升。在此背景下，自治区研究酝酿出台电力辅 助市场规则，各发电企业纷纷尝试深度调峰下限。本文从实际案例中简述了深度 调峰技术，以及影响深度调峰技术的几个因素。 关键词：深度调峰；火电；脱销；低负荷 1 概述 近年来，新疆电网电源装机容量快速攀升，2016年新疆电网电源装机总规模 突破7692万千瓦，然而电网可调节电源容量为2531万千瓦。其中，承担调峰主 力的公用火电厂容量为2271万千瓦，公用水电容量260万千瓦。省调可调节电 源占比仅为32.91%。电网调峰容量少，维持电网稳定运行的压力巨大。 2 火电厂深度调峰试验情况 目前新疆电网在快速发展的同时，也日益凸显了一些问题。电源与电网发展 不协调、跨省消纳壁垒严重、市场和政策机制不健全等问题日益突出。电网公司 为进一步促进发掘火电厂调峰能力，于2017年初，新疆针对《新疆电力辅助服 务市场运营规则》进行了征求意见，文中初步计划，公用火电机组有偿调峰基准 点基本在45%～50%之间。在此背景下，华电新疆发电有限公司乌鲁木齐热电厂 近期开展了超低负荷稳燃试验，以探求深度调峰潜力。 2.1超低负荷试验情况 试验于2017年3月28日进行，以火焰检测信号稳定，不触发机组保护动作；脱硝入口温度280℃以上，维持脱硝设备正常工作；炉膛温度保持在850℃以上，保证炉内稳定燃烧，为三条判定机组稳燃低负荷的核心依据。 2号机组负荷从150MW降至100MW（30.3%额定负荷），机组运行各项参数平稳，炉膛火焰检测信号良好，实测脱硝入口温度305℃，实测炉膛温度1100℃。保持100MW负荷稳定运行3小时，此时出现锅炉排渣量大，为了避免排渣设备 过载引起设备故障，决定终止试验升负荷，同时机组消缺整顿。次日继续试验， 采用滑压运行方式缓慢降负荷，降至90MW负荷。此时机组各项运行参数平稳， 4号磨煤机1号角火焰检测信号出现闪动，但总体稳定，脱硝入口温度降至 295.5℃，NOx排放浓度65.9mg/m3，实测炉膛温度1050℃。 图1 实验中DCS画面 采用滑压运行的方式继续缓慢降负荷，负荷降至80MW时机组主蒸汽温度537.5℃，主蒸汽压力10.48MPa，4号磨1号角、3号角火焰检测信号出现闪动， 但总体稳定，脱硝入口温度降至294.4℃，总排口NOx排放浓度73.4mg/m3，实 测炉膛温度1000℃，80MW（24%BMCR）为此次试验确定的最低断油稳燃负荷。 3影响火电机组参与深度调峰安全性和经济性的主要因素 3.1燃烧稳定性 机组深度调峰（DPR）时，锅炉处于超低负荷运行工况，炉膛热强度较弱， 其适应工况变动的能力也较弱。所以，锅炉低负荷运行时应选择主力磨煤机运行 方式，应保证较高的二次风箱和炉膛差压，提高着火的稳定性。但断油超低负荷 运行时、降负荷速率较慢，需根据运行参数判断，未必能快速响应调峰需求。同时，若机组长期低负荷运行、快速响应调峰指令，对机组燃烧经济性，及机组运 行寿命具有一定的影响。
一、机组滑参数停运的操作要求：（以供参考，根据当天停机安排做适当停止并以滑参数停机操作卡进行操作。） 1、本次停运要求将＃1炉原煤斗烧空。 2、值长做好和省调度员联系，确定准确的停运时间，最少提前10小时安排机组的负荷曲线，估算停机前需要消耗的燃料量（按当前机组的负荷和燃料量及对照表估算煤斗存煤确定补仓量），如果根据机组负荷曲线、磨煤机的带负荷能力允许，C、F原煤斗保证停机前尽量烧空，其余原煤斗原则上按照E、B、D、A顺序烧空仓。 3、通知燃料按此停磨顺序控制上煤时间和上煤量。 具体操作要求： 1、停炉前4小时，400MW负荷以上进行炉膛、受热面和空预器全面蒸汽吹灰，试投等离子。 2、机组降负荷过程中先停止上层制粉系统运行，防止下层磨先停运，特别A磨先停运。 3、提高下层D、A磨出力，保持燃烧稳定，继续降负荷停止E制粉系统运行，根据情况投入等离子，将机组负荷降至180MW，在降负荷过程中，继续以不大于2℃/min的速度，降低主蒸汽温度至465℃（操作卡350-320℃），缸温滑至410℃左右。 4、负荷降至180MW后，注意控制给水流量，及燃料量，以防主汽温大幅回升，锅炉转湿态后注意炉水泵的调节。 5、由于机组降负荷初期需通过增加减温水量的方式达到降低主、再热蒸汽温度的目的。因此在降温过程中，应控制机组减负荷速率和主、再热蒸汽温度降温速率不宜过快，控制主汽压与温度匹配，其中控制减温水流量的尤为重要，否则将使汽机高、中压转子产生较大应力。 6、机组负荷从300MW到发电机解列是非常关键的阶段，这个阶段的操作重点主要是蒸汽温度和高中压转子应力的控制。其一：如果此阶段温度控制得较高，高、中压缸温度维持较高的温度，将达不到机组降温要求的；其二：如果蒸汽温度控制的较低，机组细小的工况扰动都可能使主、再热蒸汽的过热度得不到保障，给机组安全运行带来不利影响；其三：由于此阶段的运行操作较多，如停运磨煤机、电泵与汽泵的切换，如果控制不好，很容易引起机组运行工况的波动，使主、再热蒸汽温度过热度难以得到充分保障；为了使高、中压转子应力在降温过程中不至于增加过大，需适当延长机组低负荷（180-300MW之间）运行的时间，使高、中压转子应力平稳降低，为机组进一步降温打下基础。在低负荷运行期间，应尽量避免同时进行两个及以上的相关联的操作（如减负荷与给水泵切换、减负荷与高加停运同时进行等），以免机组运行工况出现较大幅度的波动。 7、机组滑停过程中严密监视汽轮机上、下缸温差，不得超过汽轮机的允许报警值，否则要停止降负荷、降温、降压；汽轮机上、下缸温差及各抽汽管道上下对点金属温差应小于40℃。 8、机组滑参数停止和正常停止的准备工作、操作相同；参照机组冷态启动曲线参数来控制主蒸汽、再热蒸汽的降温速度和降压速度。机组主要参数变化率控制如下：负荷下降率＜2-3％额定负荷主汽压力＜0.05-0.1MPa/min主、再热汽温度下降率＜83℃/h调节级蒸汽温度变化率＜100℃/h，严密监视调节级金属温降不得大于165℃/h。 9、控制汽温与汽压匹配，按照先降汽压后降汽温的原则进行控制，主汽过热度应控制在80℃以上。控制蒸汽温度的标准为调节级蒸汽温度略低于调节级金属温度20-40℃。 10、严密监视轴承回油温度、汽轮机振动、轴向位移应正常，严格监视高、中压的胀差变化，当高、中压胀差正值过小时应减缓机组温降速度，适当延长低负荷运行时间。
大型超临界机组关键技术 一、技术概述 大型超临界火电机组已成为世界发达国家电力设备的主导产品，机组容量指600MW 及以上，超临界压力指蒸汽压力从亚临界参数过渡到超临界参数，即主蒸汽压力从17Mpa 提高到24~25Mpa；主蒸汽温度从530℃提高到540℃，由一级中间再热改进为两级中间再热，使温度再提高到566℃及以上；供电煤耗小于300克／千瓦时，机组效率比同容量亚临界机组提高2~2．4％。以60万千瓦机组为例，超临界机组比亚临界机组，每年可节省约2．5万吨标准煤。 大型超临界机组的研制需解决一批重大的关键技术，包括设计技术、生产工艺、材料技术、自动化技术、运行技术。 二、现状及国内外发展趋势 纵观国内外火电设备技术发展态势，其最主要的特点和要求是：不断提高供电效率和可靠性、降低能耗、减少环境污染；发电设备的技术结构从最初的小容量中压机机组，逐步发展到中等容量的高压机组和超高压机组，乃至近代水平的大型容量亚临界机组，及现代超临界机组和多种联合循环机组，供电效率从初期水平25％提高到现代水平40％以上。 从全世界电力工业的构成分析、火电仍是主要构成部分，只有少数国家如法国和北欧几个国家的核电、水电已成为该国电力工业的主体。近三十年来，世界发电机组的发展上已达到了很高水平，而且在制造、运行和可靠性上与亚临界火电机组相当或更佳，积累了丰富的经验。在欧洲一些国家和日本已开始研制超临界参数火电机组。 我国火电技术与当今世界火电技术的发展趋势是基本一致的。我国已引进并掌握了亚临界300MW，600MW机组技术。进口的超临界火电机组已投入运行。当前应抓紧落实超临界机组的依托工程项目，采取引进技术，技贸结合等方式，攻克超临界机组的关键技术，加
电调〔2017〕198号 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）》的通知 各统调电厂、江苏方天电力技术有限公司： 近年来，我省风电、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。 为缓解我省出现的调差缺口矛盾，提升统调机组调峰能力，江苏电力调度控制中心在总结我省首批深度调峰工作基础上，制定了《江苏电网统调发电机组深度调峰技术规范（试行）》（见附件），现予以印发并提出以下工作要求： 1.坚持目标导向，原则上要求2018年底前全省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%
的要求。 2.各电厂应高度重视机组深度调峰能力建设，尽快落实机组改造计划和资金，加快推进机组调峰能力改造。 3.请方天公司认真履行深度调峰机组试验技术监督工作要求，严格审核试验相关报告，并将结果报江苏电力调度控制中心。 江苏电力调度控制中心 2017年12月15日（此件发至收文单位本部）
江苏电网统调发电机组深度调峰技术规范 (试行) 第一章总则 第一条为规范发电机组深度调峰技术标准，促进江苏电网发电机组调峰能力提升，参照国家和行业现行有关技术标准，结合江苏实际，制定本技术规范。 第二条本规范适用于江苏电网统调公用燃煤发电机组。 第二章技术要求 第三条机组深度调峰的基础要求：机组在保证安全稳定运行前提下，满足以下要求： （一）机组的环保设施正常运行，机组排放满足标准要求。 （二）机组能够确保不影响供热要求。 （三）调峰深度要求：调峰深度分三档，最低出力等级要求为40% Pe及以下。 Pe：机组额定出力； P：机组出力。
火力发电革命性变革 ——超临界（超超临界）机组运用 超临界（超超临界）是一个热力学概念。对于水和水蒸气，压力超过临界压力22.129MPa的状态，即为超临界状态。同时这一状态下对应的饱和温度为374.15℃。超临界机组即指蒸汽压力达到超临界状态的发电机组。蒸汽参数达到27MPa/580℃/600℃以上的高效超临界机组，属于超超临界机组。 超临界（超超临界）机组最大的优势是能够大幅度提高循环效率，降低发电煤耗。但相应地需要提高金属材料的档次和金属部件的焊接工艺水平。现在全世界各国都非常重视超临界（超超临界）机组技术的发展。 超超临界机组蒸汽参数愈高，热效率也随之提高。热力循环分析表明，在超超临界机组参数范围的条件下，主蒸汽压力提高1MPa，机组的热耗率就可下降0.13%～0.15%；主蒸汽温度每提高10℃，机组的热耗率就可下降0.25～0.30%；再热蒸汽温度每提高10℃，机组的热耗率就可下降0.15%～0.20%。在一定的范围内，如果采用二次再热，则其热耗率可较采用一次再热的机组下降1.4%～1.6%。 超临界（超超临界）机组的发展在20世纪60～70年代曾经历过低谷时期，主要是因为当时的试验条件所限，没有认识到超临界（超超临界）压力下工质的大比热容特性对水动力特性以及传热特性的影响，因而引发了水冷壁多次爆管等事故。经过理论和技术方面的不断发展，发现了超临界压力下的工质存在类膜态沸腾导致传热恶化问题，克服了技术发展障碍。与此同时，随着金属材料工业的发展，超临界（超超临界）机组获得了新的生命。 超临界（超超临界）机组具有如下特点： (1）热效率高、热耗低。超临界机组比亚临界机组可降低热耗约 2.5％，故可节约燃料，降低能源消耗和大气污染物的排放量。 (2）超临界压力时水和蒸汽比容相同，状态相似，单相的流动特性稳定，没有汽水分层和在中间集箱处分配不均的困难，并不需要象亚临界压力锅炉那样用复杂的分配系统来保证良好的汽水混合，回路比较简单。
滑参数停机注意事项 1、滑参数停机前的准备工作 1）接到值长停机命令后，做好停机前准备工作。 2）对机组设备进行全面检查，记录并核定设备缺陷。 3）准备好停机记录本、操作票以及停机用的工具。 4）试转交、直流润滑油泵、顶轴油泵正常，油泵联动投入。 5）试转盘车电机正常，准备好盘车操作工具。 6）检查电泵辅助油泵运行正常，泵组备用正常。 7）轴封汽源、除氧器备用汽源处于热备用。 8）确认MSV、RSV、CV、ICV活动试验正常、各抽汽逆止门、供热快关阀活动试验正常，无卡涩现象。 9）本机组所带的公用系统提前转至临机或其他的系统供。 10）检查各控制装置均在自动位置并工作正常，DEH切至单阀控制，用操作员自动方式停机。 2、滑参数停机的参数控制指标 1）主、再热汽温平均温降率小于1℃/min，并具有80℃以上的过热度。 2）主、再热汽压下降速度小于0.098MPa/min。 3）汽缸金属温降速度不超过1℃/min。 4）主、再热蒸汽过热度：大于80℃。 3、滑参数停机步骤： 1）得值长令，机组开始减负荷，逐渐全开大机调门。 2）滑参数停机过程采用先降主蒸汽压力，后降主蒸汽温度的方式连续进行，降温降压过程中控制主蒸汽过热度始终在80℃以上。 3）在主蒸汽温度下降30℃左右时应稳定5～10min后再降温，目的是控制主蒸汽与再热蒸汽的温差，以及汽轮机的热膨胀和胀差。 4）当调节级后蒸汽温度降到低于高压内缸调节级处法兰内壁金属温度30℃时应暂停降温，待调节级处法兰内壁金属温度与调节级后蒸汽温度基本一致后再进行降温操 作，保证滑停过程中的汽缸缓慢冷却。
5）负荷低于160MW时，注意轴封汽源切换正常。 6）负荷降至150MW，根据情况，汽机切除遥控方式，启动电泵，退出一台汽泵运行。7）负荷120MW，保留一台循泵运行。 8）负荷90MW，逐渐将给水切至电泵带，切换厂用电，检查低压部分疏水自动开启。9）负荷60MW，退出第二台汽泵运行，主汽压力5.0MPa，主汽温度360℃，中压部分疏水自动开启；开启辅汽至除氧器电动门及调节门，关闭四抽至除氧器电动门。10）负荷至50MW时，开启凝结水再循环门。 11）根据情况投入低压缸喷水。 12）负荷30MW，高压部分疏水自动开启。 13）当主汽压力降到4.9～5.88MPa，汽温降至330℃～360℃时，应在定压下降负荷至15MW。 14）启动主机交流润滑油泵，检查润滑油压正常。 15）检查机组无异常后打闸停机。发电机解列，检查MSV、RSV、CV、ICV、IECV、LCV、抽汽快关阀、抽汽电动门、气动逆止门关闭，VV阀开启正常，转速下降，记录惰走时间（本机组惰走时间在全真空下应为大约50分钟左右）。 16）打闸后开启加热器汽侧疏水阀门，排尽加热器内的疏水。检查汽缸本体、各抽汽管道疏水阀门开启，排尽抽汽管道内疏水。 17）转速1200rpm时，检查顶轴油泵联启正常。 18）转速到零，投入盘车装置。计算惰走时间并与上次停机惰走时间进行比对。 19）记录转子偏心值、盘车电流、缸温、缸胀等表计，做好停机后参数的记录工作。20）关闭主、再热蒸汽管道排向凝汽器的疏水，关闭辅汽管道、抽汽管道等排向凝汽器的疏水。 21）停运真空泵，降低机组真空。真空至0，停止轴封供汽及轴加风机，关闭轴封减温水手动门。 22）真空到零后，全面检查汽轮机本体及各相连管道疏水。做好全关疏水闷缸的措施。 开始闷缸后应注意观察汽缸温度的变化情况，发现缸温差异常变化时应谨慎进行疏水操作。防止在闷缸期间操作疏水阀门造成汽缸温差的进一步增大。 23）闷缸过程中注意对盘车装置的定期检查。 24）汽缸调节级上壁金属温度小于150℃时，可以停止盘车、顶轴油泵。
#5、6机组滑参数停机操作指南 1.1 滑停过程中有关参数的控制 1）主、再热蒸汽降温速度：≤0.5～1℃/min。 2）汽缸金属的温降率： 0.5～1℃/min。 3）主、再热蒸汽过热度：不少于50℃。 4）先降汽压、再降汽温，分段交替下滑。 5）在整个滑停过程中要严密监视汽轮机胀差、轴位移、上下缸的温差、各轴振动及轴瓦温度在规程规定的范围内，否则应打闸停机。 限制项目单位运行极限值报警遮断 振动全幅值 轴上μm ＜125 ≥125 ≥250 GENE盖＜50 ≥50 ≥80 胀差转子/汽缸胀差高中压mm ＜+10.3和＜-5.3 ≥+10.3和≤-5.3 ≥11.6和≤-6.6 低压mm ＜+19.8和＜-4.6 ≥+19.8和≤-4.6 ≥+30和≤-8.0 轴承推力轴承 金属磨耗mm ＜+0.6 ≥+0.6 ≥+0.8 金属温度℃＜85 ≥85 ≥110 回油温度℃＜75 ≥75 —支持轴承 #1～2金属温度℃≤115 ≥115 ≥121 #3～6金属温度℃＜107～110 ≥110 ≥121 #7～8金属温度℃≥105 回油温度℃＜75 ≥75 — 位移轴向位移mm ＜+0.6和＜-1.05 ≥+0.6和≥-1.05 ≥+1.2和≥-1.65 1.2 机组滑停的准备工作 1）根据停机计划，在最后一次上煤时调配好各个煤斗的煤量，降低C/D/E三台磨煤机的仓位，以便将各个煤斗的存煤在汽机停止时清空。下层两台磨煤机上好煤，以保证低负荷时燃烧 稳定。 2）做好辅汽、轴封及除氧器汽源切换的准备。 3）停机前分别进行汽轮机辅助油泵（TOP）、启动油泵（MSP）、直流事故油泵（EOP）、直流事故密封油泵、顶轴油泵的启动试验及主机盘车电机空转试运，检查其正常并备用良好。若 试转不合格非故障停机条件下应暂缓停机，待缺陷消除后再停机。 4）准备好机组停运操作票。 5）检查燃油系统运行正常，试投所有点火油枪，发现缺陷及时通知检修处理。 6）停炉前对锅炉全面吹灰一次，保持空预器的吹灰器运行，直到锅炉熄火。 7）全面记录一次蒸汽及金属壁温，然后从减负荷开始，在减负荷过程中每小时记录一次金属壁温。 8）过热器减温水管道切换至给水操作台前，切换前应充分暖管。 1.3 滑参数停机前减负荷操作 1）接到值长停机命令后，加大上层两台磨煤机煤量，定时向燃料值班员询问仓位情况，以便尽快烧空上层磨。 2）用滑压运行方式按正常操作减负荷至300MW时，检查主汽压力13.0MPa，温度566℃；再热
国外超超临界机组技术的发展状况 一、超超临界的定义 水的临界状态点：压力 22.115MPa，温度374.15℃；蒸汽参数超过临界点压力和温度称为超临界。锅炉、汽轮机系列（通常以汽轮机进口蒸汽初压力划分等级）：次中压2.5 MPa，中压3.5 MPa，次高压6.5 MPa，高压9.0MPa，超高压13.5 MPa ，亚临界16.7 MPa，超临界24.1 MPa。 超超临界（Ultra Super-critical）（也有称高效超临界High Efficiency Supercritical））的定义：丹麦人认为：蒸汽压力27.5MPa是超临界与超超临界的分界线；日本人认为：压力>24.2MPa，或温度达到593℃(或超过 566℃)以上定义为超超临界；德国西门子公司的观点：从材料的等级来区分超临界和超超临界；我国电力百科全书：通常把蒸汽压力高于27MPa称为超超临界。 结论：其实没有统一的定义，本质上超临界与超超临界无区别。 二、国外超超临界技术发展趋势 （一）超超临界机组的发展历史 超超临界机组发展至今有50年的历史，最早的超超临界机组于1957年投产，建在美国俄亥俄州（Philo 电厂6#机组），容量为125MW，蒸汽进汽压力31MPa，进汽温度621 / 566 / 566 C（二次再热）。汽轮机制造商为美国GE公司，锅炉制造商为美国B&W公司。 世界上超超临界发电技术的发展过程一般划分为三个阶段： 第一阶段（上世纪50-70年代）
以美国为核心，追求高压/双再的超超临界参数。1959年Eddystone 电厂1#机组，容量为325MW，蒸汽压力为34.5MPa，蒸汽温度为 649 / 566 / 566 C（二次再热），热耗为8630kJ/kWh，汽轮机制造商美国WH 公司，锅炉制造商美国CE公司。其打破了最大出力、最高压力、最高温度和最高效率的4项记录。1968 年降参数（32.2MPa/610/560/560 C）运行直至今，但至今仍是世界上蒸汽压力和温度较高的机组。 结果，早期的超超临界机组，更注重提高初压（30MPa或以上）,迫使采用二次再热。使结构与系统趋于复杂，运行控制难度更难，并忽视了当时技术水平和材料水平，使机组可用率不高。 第二阶段（上世纪80年代） 以材料技术发展为中心，超超临界机组处于调整期。锅炉和汽轮机材料性能大幅度提高，电厂水化学方面的认识更趋深入，美国对已投运的超临界机组进行大规模的优化和改造，形成了新的结构和新的设计方法，使可靠性和可用率指标达到甚至超过了相应的亚临界机组。其后，美国将超临界技术转让给日本，GE公司转让给东芝和日立公司，西屋公司转让给三菱公司。 第三阶段（上世纪90年代开始） 迎来了超超临界机组新一轮的发展阶段。主要原因是国际上环保要求日趋严格，新材料的开发成功，常规超临界技术的成熟。大规模发展超超临界机组的国家以日本、欧洲（德国、丹麦）为主要代表。日本以川越电厂31 MPa /654℃/566℃/566℃超超临界为代表，开拓了一条从引进到自主开发，有步骤有计划的发展之路，成为当今超超临界技术领先国家。其值得我们认真学习。 三、各国超超临界发电技术情况
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。 13.非制粉系统故障情况下，锅炉禁止倒磨，倒磨根据专业的 安排进行，当制粉系统故障时应立即投油助燃。 14.低负荷期间根据汽包水位准确情况申请解列水位保护。 15.运行人员认真加强巡检，认真监盘，发现问题及时处 理，及时汇报。
Safety is the goal, prevention is the means, and achieving or realizing the goal of safety is the basic connotation of safety prevention. （安全管理） 单位：___________________ 姓名：___________________ 日期：___________________ 汽轮机滑参数停机安全技术措施 (新版)
汽轮机滑参数停机安全技术措施(新版)导语：做好准备和保护，以应付攻击或者避免受害，从而使被保护对象处于没有危险、不受侵害、不出现事故的安全状态。显而易见，安全是目的，防范是手段，通过防范的手段达到或实现安全的目的，就是安全防范的基本内涵。 1.机组停机前要求所有煤斗全上大矿煤。 2.机组停机前对锅炉进行一次全面吹灰，启动试验排污降温池排水泵，发现异常及时通知点检人员处理或者采取临时措施增加潜水泵。 3.机组准备停运前将锅炉油枪及等离子全部试验一次，并将缺陷通知设备部相关专业人员。 4.将仪用空压机冷却水倒至临机接带，并将仪用空压机冷却水供、回水门关闭停电上锁并挂禁止操作有人工作标示牌。 5.锅炉降负荷停运制粉系统时，将A、B、C、D、E、F磨煤机的原煤斗、给煤机及磨煤机烧空并吹扫干净。停炉过程中注意调整好汽包水位，防止因水位保护动作锅炉灭火。 6.空试盘车电机。 7.试验TOP、EOP、MSP、两台JOP。 8.将辅汽汽源切换至邻机供。 9.检查辅汽供轴封汽源正常投入。
10.辅汽至除氧器供汽管道充分疏水暖管，投热备用。 11.接到值长滑停命令，机组负荷降至550～500MW时，机组由顺序阀运行方式切换至单阀运行方式。 12.整个滑停过程中，要求按时记录停机记录表，汽机负荷低于90MW，检查开启主再热疏水及抽汽管路疏水。检查低压缸减温水应投入，否则手动开启，保证排汽缸温度在正常范围。 13.滑停过程中严密监视下列参数，若参数达到限制值，立即停止降温，待各参数恢复正常后，方可继续降参数： 1）高中压缸胀差小于-4mm。 2）轴向位移-1.05～0.6mm 3）上、下缸温差小于35℃ 4）机组各轴承振动、轴承温度的变化。 5）主、再热蒸汽温差、主汽门内外壁温差、调门内外壁温差、中压进汽室及调节级内外壁温差在规程附录曲线允许范围内。 6)左右两侧缸胀下降速度一致,且缸胀曲线平滑无突变。 7)低压缸排汽温度小于52℃。 8）维持主、再热蒸汽过热度不小于100℃，高压缸排汽温度过热度不小于10℃。
浅谈350MW机组深度滑参数停机运行控制 摘要：本文介绍了东方350MW亚临界机组通过采用分阶段参数控制方法，达到深度滑参数停机目的降低缸温，缩短缸温冷却时间，尽快达到检修条件，并对深 度滑参数停机评估，可供同类型机组参考。 关键词：350MW机组深度缸温滑参数控制 1 前言 乌兰察布市宏大实业有限公司2×350MW机组亚临界机组，锅炉设备由东方锅炉（集团）有限公司制造，锅炉型号DG1239/17.4-II23型，为亚临界、单汽包自然循环、一次中间再热、四角切圆燃烧、固态排渣、全钢架悬吊结构、紧身封闭型燃煤锅炉。汽轮机由东方汽轮机 （集团）有限责任公司制造，汽轮机型号CK350/316.5-16.7/0.4/538/538型，亚临界、一次中 间再热、高中压缸、单轴双缸双排汽、直接空冷抽汽式汽轮机。机组停机达到检修开工条件，缸体冷却占用时间较长，如何缩短汽轮机缸体冷却时间，尽快满足检修开工条件，一直是火 电厂研究的课题。实践证明，一次较为深度的滑停可以至少节省检修时间4-6天，采用深度 滑参数停机方法降低缸温，缩短检修停机时间，即可有效灵活把控检修工期安排，又可创造 巨大的经济利润。 2 深度滑停前的准备阶段 充分做好滑参数停机准备是顺利完成深度滑参数停机过程的重要环节，滑参数停机前需 要做到几个关键点：1、煤仓煤位把控。停止上煤，检修时间超过7天，接到停机命令后至 上而下采用倒三角燃煤法逐渐烧空原煤仓，这个工作需要跟输煤密切联系，精准把控煤仓煤 位和不同煤仓燃煤量，防止断煤发生影响滑停参数控制。2、滑停前试转、切换。对锅炉油 枪试投，在最低稳燃负荷以下，为防止炉膛灭火，需投运油枪稳燃，尤其对BC层油枪和微 油的试投正常。防止燃烧扰动引起滑停参数波动大，不能合理控制温度。对主机交流油泵、 直流油泵、顶轴油泵、盘车的试转正常。3、公用系统倒换。因采用30%电泵#1、#2机组公用，及时进行倒换停运机组并试运正常。供热、辅汽、冷却水等及时切换运行机组。4、停 机参数记录。对于深度滑参数停机，分析停机前后数据是很有必要的。尤其对主汽温度、再 热汽温度、上下缸体温度、主汽压力、缸温差、胀差以及蒸汽压力下对应饱和温度等参数的 变化分析。 3 滑停阶段 3.1 滑停参数控制 主再热蒸汽降温速率≤1℃/min。主再热汽压力≤0.098MPa/min。缸体金属降温率0.5- 1℃/min。降负荷速率＜3MW/min。主再热蒸汽过热度＞80℃，控制在100±10℃。调节级后 蒸汽温度不低于缸体金属温度30℃。上下缸温差＜50℃。 3.2 350MW-175MW阶段 根据停机时间，滑停过程时间控制在3小时，需要向调度申请解除AGC进行滑停。具体 步骤如下：1）解除AGC至CCS模式。2）压力控制方式选择滑压模式。3）目标负荷175MW。4）主蒸汽温度控制目标：520℃，再热汽温度控制目标：500℃，降温速率1℃/min。5）主 蒸汽压力控制目标：13.0MPa。6）根据煤仓煤位逐渐烧空E、D原煤仓，保留A、B、C磨倒 三角煤量运行。7）根据背压依次停运空冷风机。8）负荷到175MW，将顺序阀切至单阀运
超临界机组的自动发电（AGC）控制 江苏省电力试验研究院有限公司 2007 年 7 月
1. 超临界机组的特性 1.1 临界火电机组的技术特点 超临界火电机组的参数、容量及效率 超临界机组是指过热器出口主蒸汽压力超过22.129MPa。目前运行的超临界机组运行压力均为24MPa~25MPa，理论上认为，在水的状态参数达到临界点时(压力22.129MPa、温度374.℃)，水的汽化会在一瞬间完成，即在临界点时饱和水和饱和蒸汽之间不再有汽、水共存的二相区存在,二者的参数不再有区别。由于在临界参数下汽水密度相等，因此在超临界压力下无法维持自然循环，即不再能采用汽包锅炉，直流锅炉成为唯一型式。 提高蒸汽参数并与发展大容量机组相结合是提高常规火电厂效率及降低单位容量造价最有效的途径。与同容量亚临界火电机组的热效率相比，采用超临界参数可在理论上提高效率2%～2.5%，采用超超临界参数可提高4%～5%。目前,世界上先进的超临界机组效率已达到47%～49%。 1.2 超临界机组的启动特点 超临界锅炉与亚临界自然循环锅炉的结构和工作原理不同，启动方法也有较大的差异，超临界锅炉与自然循环锅炉相比，有以下的启动特点： 1.2.1 设置专门的启动旁路系统 直流锅炉的启动特点是在锅炉点火前就必须不间断的向锅炉进水，建立足够的启动流量，以保证给水连续不断的强制流经受热面，使其得到冷却。 一般高参数大容量的直流锅炉都采用单元制系统，在单元制系统启动中，汽轮机要求暖机、冲转的蒸汽在相应的进汽压力下具有50℃以上的过热度，其目的是防止低温蒸汽送入汽轮机后凝结，造成汽轮机的水冲击，因此直流炉需要设置专门的启动旁路系统来排除这些不合格的工质。 1.2.2 配置汽水分离器和疏水回收系统 超临界机组运行在正常范围内，锅炉给水靠给水泵压头直接流过省煤器、水冷壁和过热器，直流运行状态的负荷从锅炉满负荷到直流最小负荷。直流最小负荷一般为25%~45%。 低于该直流最小负荷，给水流量要保持恒定。例如在20%负荷时，最小流量为30%意味着在水冷壁出口有20%的饱和蒸汽和10%的饱和水，这种汽水混合物必须在水冷
火电机组深度调峰控制技术 发表时间：2017-06-13T11:56:38.163Z 来源：《电力设备》2017年第6期作者：陈亭[导读] 火电机组是现阶段电力系统当中的一个常见组成部分，而调峰控制技术是维护地电力生产以及安全运输的重要手段。 （贵州黔东电力有限公司贵州镇远县 557700） 摘要：随着社会的发展以及时代的进步，我们国家近几年的经济水平有了很大程度的提升，在实际的发展过程当中人们对于社会当中各个行业的发展提出了更高的要求。就电力行业的发展来说，其在近几年的发展当中取得了长足的进步。但是电力市场需求量的进一步增加，让电力企业的电力生产以及电力传输受到了极大程度的冲击。火电机组是现阶段电力系统当中的一个常见组成部分，而调峰控制技术是维护地电力生产以及安全运输的重要手段。藉此，本文对调峰控制技术进行了简要的研究。 关键词：火电机组；深度调峰；控制技术 1 引言 随着我们国家经济的进一步发展，人民的生活水平有了很大程度的提升。在现阶段的发展过程当中，我国电网装机容量逐渐增加，这在一定程度之上促进了我们国家的电网结构进一步改革。第一产业用电量的逐渐降低与二三产业用电量的逐渐增加使得电网峰谷差进一步扩大。基于此种现象，火电机组参与调峰工作成为了一种必然现象。因此，对火电机组深度调峰控制技术的研究有着鲜明的现实意义。 2 国内外研究现状 2.1国内研究现状 随着我们国家额的电网峰谷差逐渐扩大，原有电力结构表现出的适应性问题受到了社会各界的广泛关注。现阶段我们国家的蓄能电站所占全国的比例为2%。与基本要求10%之间仍然相差较多。就我们国家的华中电网来说，其面临的调峰形势十分严峻。为了可以更好的解决现阶段额的调峰问题，华中电网提出通过建完善的电力系统来达到最终的目的。目前东中部电网提出了建立风抽水电形式的调峰电源，以解决所面临的发展问题。 2.2国外研究现状 现阶段全世界都在面临着同样的一个问题那就是资源短缺。所以一系列的新型的可再生发电项目出现在了人们视野当中，但是新型电力生产为电网的调峰问题带来了新的挑战。为了可以进一步解决这个问题，各个国家都做出了积极的应对。例如日本的东京电力公司在实际的建设过程当中应用了超临界压力35万千瓦的机组。法国作为一个核电大国，通过优化电站结构，建立抽水蓄能电站来解决调峰问题。 3 影响火电机组深度调峰的主要因素 3.1煤质特性的影响 就火力发电来说，其机组在进行深度调峰的过程当中，所具有的最低负荷往往是锅炉的最低稳燃负荷所决定的。而锅炉的最低稳燃负荷在实际的工作过程当中往往又是由煤质特性所决定的。基于现阶段我们国家的能源动力基本来源于劣质煤。并且因为近几年的经济市场较为复杂，煤价变动较大，所以也使得电厂在实际的生产过程当中，煤质特性波动问题也十分严重。出于对最低稳燃负荷考虑，在实际的应用过程当中应该进一步控制煤的质量。 3.2水动力工况的安全性 当电力系统当中的火力发电机组参与到实际的调峰过程当中，这个时候锅炉的运行会处于飞符低负荷运行状态。而低负荷的运行会使炉内的火焰充满程度逐渐下降，这也就是低负荷下锅炉膛受热不均的主要原因。而当锅炉膛的受热不均匀的时，水冷壁当中的各个循环管路的水流量分配也会不均匀。最终将会导致水循环的速度发生偏差，从而发生水循环倒流以及水循环停滞等问题。 3.3制粉系统的影响 制粉系统是电力系统当中的一个重要组成部分，其在实际生产当中的应用作用是为锅炉输送干燥的煤粉。在这个系统当中，因为煤质特性发生了变化，所以很可能出现漏媒等问题。由于长期运行，煤粉长期冲刷煤粉管道，造成煤粉管道变薄，或者加装衬板后，由于间隙的存在，也会造成漏煤。不仅会导致磨煤机电耗增加，也会影响到机组的安全经济运行。 3.4汽轮机末级叶片的安全性 整个火电机组在实的低负荷运行过程当中，因为蒸的流量将会进一步降低，所以动叶片根部会出现汽流脱离的问题，最终将会形成水蚀。水蚀是一种将会对叶片气动性造成影响的现象，最终将会是汽轮机产生应力集中问题，叶片截面面积减小也是这种原因所造成的现象。最终使得整个机组安全性出现问题。 在实际的生产过程当中，机组当中的末级叶片颤振问题将会时常发生。而过小的通流量将会直接增加设计工况的偏离效率，最终形成卡门涡街的现象。所以在对设备型号选择的过程当中，应该主要选择设计上最为合适的叶片流型，以及冲角不敏的叶片。这样就可以可以在极大程度之上增加叶片的反动度。而低压缸当中应用到的喷雾装置是为了进一步控制温度，从而达到降低水蚀影响的目的。采用以上多种方法可以有效的避免水蚀和颤振，这样就为汽轮机的运行提高了安全保障。 3.5 运行人员水平的影响 在实际的运行与维护过程当中运行人员水平也会直接影响到调峰。在实际的工作过程当中，运行人员需要时刻保持一个清醒的思维。并需要严格的准守相关操作的规章制度。为了可以保证在调峰的过程当中可以保证机组的安全，则需要对其实际的运行管理方法进行规划。以求在调峰过程当中各个设备可以合理的进行运行。运行人员应该具备做好炉膛灭火的事故预想的充分准备，防止在以外发生时出现混乱，造成事故的恶化。对于分层投运的燃烧器，集中供二次风，避免分散，优化运行氧量。磨煤机及燃烧器投运尽可能均匀、对称。 并且在实际的调峰过程当中为了可以进一步避免调峰过程当中出现不良的后果，所以在进行工作之前还需要对整个机组调峰进行网调沟通，以此为基础进一步完善工作的合理性，网调是整个电力系统当中的重要组成部分，也是整个电力系统的大脑所在，其实际应用需要进一步进行完善，以维护工作人员与其合理调度过程当中的科学性与规范性，达到二者之间的无缝对接。 4 结论 本文以上内容立足于火电机组深度调峰控制技术的基本表现，对其在实际过程当中所受到的外界因素影响进行了简要的研究。通过对深度调峰控制技术的应用进一步促进我们国家电力行业的发展。虽然在实际的应用过程当中，这种技术发挥的作用是十分明显，但是相关的技术人员仍然需要对其进行进一步的完善，以保障技术应用的高效性与便捷性。