火电机组深度调峰的难点分析和运行优化建议

300MW机组深度调峰危险及对策深度调峰是指在电力系统峰谷负荷差异较大情况下，通过调节电厂发电机组的出力来平衡电网负荷，以提高电网供电可靠性的一种措施。

300MW机组作为大型发电机组，具有调峰能力强的特点，但是深度调峰也存在一定的危险性。

本文将对300MW机组深度调峰危险进行分析，并提出相应的对策。

1. 过负荷运行风险：在深度调峰模式下，300MW机组需要快速提高或降低负载，这时机组可能会发生过负荷运行，产生过高的温度和压力，进而导致机组的损坏。

对策一：确保机组的正常运行参数。

在深度调峰前，应对机组进行全面检查，确保各项运行参数在正常范围内。

对于重要设备如锅炉、汽轮机等，要加强巡视，检查其安全运行状态。

对策二：合理调整机组的出力。

在深度调峰过程中，按照电网负荷变化的速率和幅度，合理调整机组的出力，避免过负荷运行。

还可以采用一定的预测和控制策略，根据电网负荷预测结果提前调整机组的出力，使其更加稳定地运行。

2. 低负载运行风险：深度调峰模式下，机组可能会被要求运行在低负荷状态下，这时机组的运行稳定性可能会受到影响，导致机组振荡、共振等问题。

对策一：提高机组的运行稳定性。

通过合理调整机组控制系统的参数，增强机组对负荷变化的适应性，提高机组在低负荷下的运行稳定性。

应加强对机组运行状态的监测和分析，及时发现并解决机组振荡、共振等问题。

对策二：加强机组的调试和测试。

在深度调峰前，对机组进行全面的调试和测试，包括负载响应能力、振动特性等方面的测试，确保机组在低负荷下的运行安全性和稳定性。

3. 燃料供应不足风险：深度调峰时，机组可能需要大量的燃料供应，而供应不足会导致机组无法正常运行，影响电网的供电可靠性。

对策一：加强燃料供应计划的制定。

在深度调峰前，与燃料供应方进行充分的沟通和协调，制定合理的燃料供应计划，确保机组有足够的燃料供应。

对策二：提高燃料的储备和调配能力。

加大燃料储备的规模，确保燃料供应的稳定性。

合理安排燃料的调配，避免燃料供应不均衡导致机组无法正常运行。

300MW 火力发电机组深度调峰的技术措施及运行注意事项摘要：近年来，风电、光伏等清洁能源大规模并网，在电网的日常运行中，峰谷负荷偏差不断增大。

是电网机组深度调峰的主要原因之一，在日负荷调度过程中，当负荷小于额定负荷的50%时，调峰时间将会不断增加。

当某一时刻调峰深度达到70%以上时，调峰负荷深度明显变大。

如果正常改变调峰减载方式，运行量大，需要燃油喷射稳定燃烧。

本文论述了火电机组运行灵活性调峰深度的现状，分析了现阶段火电机组的几种控制策略及优化控制技术。

关键词：火力发电厂；优化与控制；策略；深度调峰；前言近年来，随着《可再生能源法》的颁布实施，我国新能源产业得到快速发展，可再生能源在能源总量中的比重进一步提高。

由于新能源发电波动性大，电网支持政策的缺失和不完善，电厂深度调峰方式成为亟待解决的问题。

2016年和2017年平均弃风率约为15%，北方集中供热地区火电厂调压符合仅为10%～20%。

探索实现火电厂峰谷深度的技术途径，对适应能源发展战略的需要具有重要意义。

逐步提高新能源利用率，大容量火电厂深度调峰可以节能降耗，提高火电厂的运行灵活性和火电厂的深峰容量，提高经济效益。

1、火电机组控制系统现状为保证机组安全经济运行，提高火电机组的灵活性和深度调峰能力，对协调控制系统的要求非常高。

大型火电机组DCS及控制系统，负荷响应快，主蒸汽压力和温度稳定。

为了提高深度调峰的灵活性和性能，有必要研究和开发新的深度调峰控制策略和算法，使主蒸汽压力、主蒸汽温度等主要参数安全、稳定、经济地运行。

在电力市场化改革的背景下，提高电厂的竞争力有利于深化国家电力体制改革。

由于DCS厂家对应用软件的设计和配置投入较少，早期采用的国外控制方案和算法较多，现场调试不够详细。

火电厂大多数控制系统基本能满足小负荷变化或低速负荷变化的调节要求，但是在机组深度调整运行的情况下，主蒸汽压力、功率、主蒸汽温度、水位等主要运行参数波动频繁。

2、安全性影响分析如果发电机组的调峰深度过大，特别是全厂只有一台机组运行时，一旦机组发生故障，处理不当将导致全厂停电。

600MW级火力发电机组深度调峰影响因素及对策摘要：本文主要针对600MW级火力发电机组深度调峰影响因素及对策做出初步分析，希望对600MW级火力发电机组在电网调峰中的应用提出一些有效建议，使600MW火力发电机组既能安全经济的运行，又满足国际环保政策的可持续发展理念，同时还能适应电网的需求。

关键词：600MW级火力发电机组；深度调峰；影响因素及对策引言：600MW级火力发电机组在火力发电厂中的使用越来越多，经常会参与电网调峰，由于600MW火力发电机组利用小时数逐年降低，最低负荷只有额定容量的三分之一，所以600MW火力发电机组在电网深度调峰中经常会出现一些问题，导致600MW火力发电机组发生非计划停运，对电网的正常使用造成不利影响。

因此，在保证600MW级火力发电机组满足国家环保政策的需求下，使其能够正常的为电网发展做出贡献是每个火力发电机组厂都应该认真研究的课题，本文通过对600MW级火力发电机组的一些了解，希望能为600MW级火力发电机组深度调峰提出一些有效建议，为国家电网事业的发展做出一些贡献。

一、600MW级火力发电机组调峰的必要性由于600MW级火力发电机组经常在调峰中会有一些问题，使得600MW级火力发电机组的年利用小时逐年下降，造成600MW级火力发电机组年利用小时逐年降低的主要原因有：（一）随着科技的不断发展，近几年电网投产使用1000MW机组较多，1000MW火力发电机组相比于600MW火力发电机组煤耗较低，处于节能的考虑，电网调度时使用1000MW机组较多，这就导致600MW的使用时间变得较少。

（二）随着国家政策的改变，大量的风力发电、太阳能发电等新能源的投产应用，使得电网容量不断变大，处于环保的考虑，新能源发电优先使用，且不受限制，使电网的深度调峰就需要火力发电机组来参与完成。

通过以上可以看出，600MW级火力发电机组参与电网调峰势在必行，特别是在节假日期间，电网负荷较低时，600MW级火力发电机组参与深度调峰越来越频繁。

火电机组深度调峰的难点分析和运行优化建议摘要：由于特高压输送电量逐年增加、新能源占比逐渐加大，造成电网峰谷差加大，火电机组需成为电网调峰的重要力量。

但火电机组深度调峰普遍存在机组调峰能力不足、负荷响应速率较低、系统自动投入率低、人员手动操作量大等问题。

为深挖火电机组调峰能力，提高调峰安全性，本文就火电机组深度调峰难点进行分析，并提出运行优化建议。

关键词：火电机组；深度调峰；难点分析；运行优化建议一、难点分析1、机组不投油稳燃负荷高，不能满足调峰至30%需求某电力集团有30万等级以上机组70台，只有4台机组能达到调峰至30%额定负荷，剔除因供热制约未进行调峰运行的8台机组外，58台机组稳定调峰运行负荷不能满足调峰至30%额定负荷需求，占比82.8%。

其中32台机组需投油稳燃。

2、调峰期间自动投入率低某电力集团46台机组提出需对调峰负荷段的协调控制系统开展优化，以适应快速调峰的要求。

主要集中在以下六个方面：1）协调控制只能控制40%负荷以上工况；2）给水泵汽源自动切换；3）自动转态；4）减温水自动；5）给水泵自动切除、自动并泵；6）给水主、旁路自动切换。

3、深度调峰影响经济性梳理某电力集团70台煤电机组，截至目前参与深度调峰共52台煤电机组，其中百万机组11台，60万等级机组20台，30万等级机组21台。

依据这52台煤电机组参与深度调峰期间的DCS数据，计算机组的锅炉效率、汽轮机热耗率、厂用电率影响如下：（1）锅炉效率表1：50%调峰至40%额定负荷工况下锅炉效率变化表1为参考深度调峰的52台机组锅炉效率变化结果，百万机组从50%调峰到40%额定负荷，锅炉效率下降0.15～2.33%，平均下降1.02%。

60万机组从50%调峰到40%额定负荷，锅炉效率下降0.0～1.0%，平均下降0.39%。

30万机组从50%调峰到40%额定负荷，锅炉效率下降0.4～0.9%，平均下降0.48%。

（2）汽轮机热耗率表2：50%调峰至40%额定负荷工况下汽轮机热耗率变化表2为参考深度调峰的52台机组汽轮机热耗率变化结果，百万机组从50%调峰到40%额定负荷，汽轮机热耗率上升137～343kJ/kWh，平均上升213kJ/kWh；60万机组从50%调峰到40%额定负荷，汽轮机热耗率上升82～390kJ/kWh，平均上升256kJ/kWh；30万机组从50%调峰到40%额定负荷，汽轮机热耗率上升80～368kJ/kWh，平均上升198kJ/kWh。

600MW燃煤机组深度调峰困难与分析刘胜宗发布时间：2021-10-25T06:52:11.748Z 来源：《中国电力企业管理》2021年7月作者：刘胜宗[导读] 为响应国家国家号召，提高火电机组的上网竞争力和盈利能力，获得现有机组设备和煤质条件下深度调峰能力以及深度调峰瓶颈。

华能武汉发电有限责任公司刘胜宗武汉 430015摘要：为响应国家国家号召，提高火电机组的上网竞争力和盈利能力，获得现有机组设备和煤质条件下深度调峰能力以及深度调峰瓶颈。

关键词：碳中和；600MW燃煤机组；深度调峰；经济性1 背景碳达峰、碳中目标的确定，表明未来新能源等清洁能源将会快速发展，然而光伏、风电具有间歇性、波动性，这给电网稳定性带来不确定因素，因此装机容量巨大的火电机组30%深度调峰已经势在必行。

2 安全性问题机组在30%负荷调峰运行，不同于停机的短暂过程，且能响应电网调度要求的变化负荷。

2.1低负荷稳燃锅炉在低负荷下运行时，火焰在炉内的充满度会比高负荷时差，这将导致炉膛热负荷的不均匀。

当机组负荷降低到一定程度时，由于炉内温度下降，导致煤粉气流的着火距离增大，同时火焰对炉管壁辐射损失相对增加，所以就容易出现燃烧不稳定。

炉膛内燃烧不工况稳定，煤火检信号源不稳定，严重时将造成磨煤机跳闸，甚至熄火。

2.2低负荷水动力超临界直流锅炉低负荷时水冷壁受热不均匀，入口给水欠焓较大，将导致水动力出现问题，传热恶化后不仅会出现水冷壁的局部膜态沸腾，甚至会出现超温爆管。

2.3低负荷辅机运行1)机组低负荷运行时除氧器压力降低，前置泵入口压力较低，有效汽蚀余量低，给水泵汽蚀损。

2)低负荷时风机出力远低于设计值，可能进入风机特性曲线不稳定区，造成叶片振动和压力脉动，严重时发生风机喘振。

3)空预器出口烟温大幅降低，低温腐蚀加剧。

4)低负荷运行时，制粉系统运行台数较少，运行中制粉由于某种原因跳闸时，对燃烧造成影响较大，备用制粉系统启动不及时造成主再热汽温降低，严重时造成炉膛灭火。

浅谈火电机组如何实现深度调峰及安全稳定运行摘要：提升火电机组灵活性运行能力和精细化调整，挖掘其深度调峰潜力，不仅是解决当前新能源消纳困境的有效途径，同时亦是延续火电企业生命周期，实现电力绿色转型的必要选择。

关键词：火电机组；可再生能源；灵活性改造1引言近年以来，随着电力需求增速放缓,电网装机容量迅速增长,尤其可再生能源发展快速，使电网高峰与低谷负荷的峰谷差有时候最多甚至超过一倍多，给电网的调度带来了极大的困难。

按照国家节能调度的原则下，火电厂成为电网调峰的主力即承受着巨大的调峰压力。

火电企业为了增强市场竞争力，要面临机组深度调峰和负荷相应速率所带来的经济性、安全性及环保等技术问题，因此，火电机组灵活性改造是当前电源供给侧改革的有效途径，也是提高企业生命周期的必要选择，同时，通过不断地探索、摸索，作者总结出了一套大型燃煤机组深度调峰的经验，既避免了深度调峰过程中的大量投油造成经济性急剧下降，又保证了省网调峰任务的顺利完成。

2我国火电机组灵活性改造试点工作及相关鼓励政策2016年6月，国家能源局委托电力规划设计总院牵头研究制定我国火电机组灵活性升级改造技术路线，开展国内火电机组灵活性改造示范试点工作，其选取了可再生能源消纳问题较为突出地区，主要分布于弃风弃光较为严重的东三省、内蒙古、河北、广西等省份；试点项目以3O0、6O0MW机组为主，共涉及44台机组，约1818万kW。

深度调峰机组的发电鼓励政策也顺应而生。

东北地区于2017年1月1日开始执行《东北电力辅助服务市场运营规则》，规定风电、核电和调峰率低的火电厂要对调峰率高的火电厂进行电价补偿。

深度调峰交易电价采取“阶梯式”报价方式和价格机制，发电企业在不同时期分2档浮动报价。

东北地区自该规则实施以来，多个电厂通过“深度调峰”的运行模式，得到了十分可观的电价补偿，有的电厂在投入深度调峰期间每月可得到几百万的补助，不仅有效地激励了区域火电机组参与深度调峰的积极性，同时，也为我国其他区域完善调峰辅助服务补偿标准，推动调峰服务的市场化交易，建立峰谷分时电价等做了有益的尝试。

火电机组深度调峰存在问题分析摘要：随着我国“双碳”目标的进一步推进，风电、光伏建设如火如荼，火电机组逐渐沦为保供电源。

为满足电网公司能源结构优化的要求，火电机组深度调峰提上日程。

关键词：深度调峰；水动力差；脱硝效率低；空气预热器堵塞；烟气流场不畅；0引言随着我国碳达峰、碳中和目标的推进，电力系统清洁低碳转型的步伐进一步加快，火电装机和发电量占比不断降低，灵活调节能力要继续提升。

当前电力需求刚性增长、能源结构优化难度增大、国际形势变化都给电力行业带来新的挑战。

对于很多火电机组来说，机组深调将成为今后的常态，未来火电机组的一大部分收入将来源于调峰和辅助服务。

随着大量火电机组深调的推进，机组深调运行暴露的问题也越来越多。

1锅炉侧问题锅炉深度调峰存在问题突出表现在锅炉燃烧不稳、水冷壁水动力差、局部受热面超温、设备可靠性下降、烟道积灰、脱硝入口烟温低等。

1）锅炉燃烧不稳煤电机组在进行深度调峰时，锅炉总给煤量小，炉膛温度下降，燃烧状况恶化，燃烧稳定性变差。

受限于风机最低出力，为保证粉管最低风速（防止堵粉），低负荷下煤粉浓度下降，加剧了燃烧状况的恶化。

各大电厂为降低成本，入厂煤种杂，煤质掺烧导致燃烧着火特性差，加大了低负荷炉膛稳燃难度。

2）水冷壁水动力差当机组负荷低于30%额定工况时，锅炉水冷壁流量接近最低流量，水循环出现恶化，管内工质流量偏差增大，低负荷下二次风压较低，射流刚性差，致使烟气侧燃烧热负荷均匀性变差，水冷壁换热失去平衡，造成水冷壁局部超温或壁温偏差增大，热应力增加，导致水冷壁开裂。

尾部受热面通常不装壁温测点，无法监视壁温差，同样存在类似问题。

对于超超临界机组，深调还存在锅炉干、湿态转换问题。

通常机组在负荷30%左右锅炉干、湿态转换，当深调至额定负荷30%以下时，锅炉有可能转入湿态运行。

锅炉因频繁干、湿态转换，水冷壁应力将会增加，受热面使用寿命进一步缩短，爆管风险也会增加。

3）爆磨、风机喘振风险增加机组深调时，给煤量偏低，受最低一次风量限制，磨煤机煤粉浓度有所下降，进入爆炸浓度范围，显著增加了磨煤机的爆磨风险。

机组深度调峰浅谈近年来，我国电力的消费结构发生很大改变，用电日夜峰谷差逐步增大；同时光伏、风电、燃机等可再生能源发电装机规模越来越大，同时又存在难储存、容易波动特点，对火电灵活调峰的需求越大，深度调峰势在必行。

因此，国家推出了各种鼓励燃煤机组参与调峰的激励机制，各发电厂深挖机组的调峰能力，努力拓展燃煤机组的调峰范围，煤电机组深度调峰将是今后一段时间的必然趋势。

在机组深度调峰运行时，给机组运行的安全和稳定性带来严峻考验，也对各火电机组的性能和运行人员的操作水平提出了更高的标准与要求。

一、设备简介博贺电厂为2台1000MW超超临界压力燃煤发电机组，汽轮机型号为N1000-27/600/610（TC4F），型式是超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机、采用八级回热抽汽。

锅炉型号为HG-2994/28.25-YM4，型式是超超临界参数、变压运行直流炉、单炉膛、一次中间再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、Π型锅炉，反向双切圆燃烧方式。

发电机为上海汽轮发电机有限公司引进德国西门子公司技术生产的THDF125/67型三相同步汽轮发电机。

发电机额定容量为1112MVA，额定输出功率为1000MW，最大连续输出容量1177.78MVA，功率因数为0.9，为汽轮机直接拖动的隐极式发电机。

二、影响机组深度调峰的主要因素1、制粉系统的影响机组运行的安全性、经济性与制粉系统正常运行密不可分，尤其在低负荷运行时，制粉系统稳定与否对机组的安全影响更大。

当制粉系统设备出现缺陷、煤质发生变化或者变差时，会致使制粉系统燃烧不稳，严重时出现出力受限、受热面积灰、结渣甚至发生灭火事件。

2、低负荷时燃烧稳定性影响燃烧稳定是机组深度调峰面临的主要问题。

机组在低负荷运行时，总煤量较少，一、二次风量随之减少，热风温度下降。

锅炉的含氧相对较多，另一方面由于汽化潜热增加，锅炉热负荷和烟温较低，燃烧稳定性差，容易灭火。

660MW火电机组深度调峰协调控制优化及应用摘要：电源侧储能技术则可以实现能源整合，提高能源系统调峰能力，但目前火电机组储热技术多为汽机侧民用供暖蓄热，如热水罐、低温相变储热等，储能规模有限，非供暖期不能发挥调峰作用，也无法提供稳定的高温工业用蒸汽。

电化学储能则存在安全性、寿命周期等方面的问题。

关键词：660MW火电机组；深度调峰；协调控制；应用1机组深度调峰中锅炉可能出现的问题(1)锅炉燃烧不稳定性增大。

与常规负荷相比，低负荷时由于投入煤量少，燃烧稳定性下降，煤种、风量、磨煤机出力等方面微小的变化都可能偏离燃烧正常状况，严重时造成灭火。

(2)锅炉水冷壁超温运行。

与常规负荷相比，低负荷时锅炉空气动力场发生改变，燃烧容易发生偏斜，锅炉全为下层磨运行，火焰中心下移，水冷壁容易超温运行。

(3)脱硝入口温度低。

随着负荷降低，烟气量减少，烟气温度下降，导致脱硝入口温度降低。

当脱硝入口温度低于300℃时，脱硝系统无法正常发挥作用。

(4)存在水煤比失调、尾部烟道再燃烧、低温腐蚀等风险。

2660MW火电机组深度调峰协调控制优化2.1大型储热装置在技术工程中的应用将储热设备与供热发电机组并联，在余热回收足以供热时进行储存；当汽轮发电机中的抽汽不能满足客户的需要时，可以将其释放以储存热量，以满足加热要求。

基于基本理论，从技术上实现火电厂的全耦合是必要的。

电厂的关键是选择蓄热水箱作为蓄热设备。

利用自然加压水蓄热来更新和转换系统电站的协调能力，从而提高发电机组的深度调峰水平。

在工业生产加热和火电厂发电机组调峰水平上，设计了一套熔盐储热系统软件。

当柴油发电机负荷相对较高且加热水平有利时，蓄热系统软件使用再热蒸汽加热熔盐进行蓄热。

当柴油发电机负荷过低，无法保证主要加热参数时，蓄热系统软件进行放热反应，以取代汽轮发电机的抽汽和加热，并完成系统软件与热电厂的耦合。

可再生能源供热主要包括地热能供热、生物能供热、太阳能热利用等。

在欧洲，太阳能区域供热发展迅速。

330MW火电机组深度调峰运行操作研究摘要：随着国家“双碳”战略目标的实施，新能源电力迅猛发展，并且随着电力市场化改革的深入推进，存量火电机组在电网中的定位不断由基础保障型电源向调节型电源转变。

火电机组如何在新形势下找准定位，提高机组深度调峰能力，是火电机组提高盈利水平、持续高质量发展的必由之路。

关键词：火电深度调峰安全双碳稳然1.深度调峰的主要危险点1.深度调峰期间，锅炉热负荷较低，锅炉燃烧不稳定，降负荷锅炉容易掉焦，极易造成锅炉灭火。

2.入炉煤掺配不均匀，掺配指标大幅波动，入炉煤热值、挥发份等指标大幅降低，造成锅炉灭火3.深度调峰期间，脱硝工作温度较低，容易造成NOx排放指标超标。

同时，由于氨逃逸较大，容易造成空预器堵塞，严重影响空预器的安全运行。

4.四抽压力降低，小机汽源不稳定，容易造成汽动给水泵出力不稳甚至汽动给水泵跳闸；汽泵再循环调整不及时，造成汽包水位波动。

5.若锅炉长时间投油助燃，容易造成电除尘极板、极线脏污，降低电除尘效率，影响电除尘安全运行。

2.深度调峰准备工作1.深度调峰机组的选择：为确保锅炉燃烧稳定，制粉系统应尽量避免隔层运行。

值长接到省调深度调峰命令时，首先选择A、B磨煤机运行的机组进行深度调峰。

同时，合理分配两台机组工业供汽负荷，尽量提高锅炉热负荷。

2.入炉煤掺配指标：深度调峰机组的A磨煤机原煤仓上煤热值不低于4300kcal/kg、挥发份不低于25%。

3.值长接到省调深度调峰命令时，安排运行人员试投少油点火和其他油枪，及时联系维护部检查、清理油枪，确保达到良好备用。

4.检查电泵在良好备用状态；辅汽联箱汽源切至邻机冷再供汽，并将调峰机组的A、B小机汽源由四抽切至辅汽；若邻机停运，应确认辅汽联箱汽源由本机冷再供汽，并将A、B小机汽源由四抽切至辅汽。

3.深度调峰操作措施1.机组负荷降至165MW时，解除机组协调控制方式，继续降负荷至165MW。

降负荷时应减小上层磨煤机出力，自上而下逐只关闭上层磨煤机粉管，尽量保证A磨煤机出力不低于40t/h,调整一次风母管压力不低于6.5KPa，以保证A磨煤机煤粉浓度。

深度调峰时火电机组安全运行的相关问题分析摘要：近些年，随着我国电力行业的发展，由于特高压电流以及直流电的建设。

我国对于电网已经应用了清洁能源，电网结构也发生了较大的变化。

由于目前我国用电结构的改变，电网中峰谷差越来越大，火电机组也面临着严峻的考验，新的电网结构将对调整带来很大的压力。

特别是在电网的低负荷运行过程中，为了有效地保证能源的应用和特高压输电量。

因此，需要对火电机组调峰能力提出较高的要求，在这一背景下结合深度调峰过程中要保证火电机组的运行效率以及相关问题的处理，从而为电力行业的发展奠定良好的基础。

关键词：深度调峰；火电机组；安全运行引言随着我国经济新形势的发展，电网调峰的矛盾也会逐渐的加剧，调峰能力目前已经无法满足电网的使用要求，所以要深度的加强火电机组的调峰能力，保证机组用电的安全。

同时，每一个电力企业也需要加强火电机组安全运行问题的全面研究，保证火电机组的运行效率，提高内部锅炉设备的使用效果，避免锅炉设备出现燃烧不稳定以及风机失速的不良情况。

1深度调峰时火电机组安全运行现状1.1炉内受热面的安全问题在当前我国深度调峰的背景下，火电机组处于低负荷的燃烧运行状态下，这样会导致煤量的投入与能量的产生之间存在严重的不符。

影响到了热管道的受热，从而导致换热管道出现局部升温而造成锅炉内部过热的问题。

一但在这一状态下长时间的维持将会导致锅炉内部爆管问题的发生，同时锅炉内部长时间的低负荷运行状态，排烟温度也会逐步下降，这样会导致换热管道尾部出现低温腐蚀的情况。

针对于锅炉内部的质量而言，在低负荷运行状态下，蒸汽流量不高必然会造成汽水流程中管壁的流量存在很大的差别，从而出现换热不均匀的情况，造成局部的温度比较高引发爆管危害。

最后，在深度调峰的情况下，为了能够提高火电机组内部燃烧工作的稳定性，还需要对空气动力进行控制，否则就会因烟气流量低的问题，造成锅炉内部火焰的充满度下降，最终造成换气的烟气偏差较大。

另外，烟气的运输效率降低更容易导致烟道内部烟气的堆积，从而大量的积灰，引发火电机组锅炉受热面壁温度增加，最终造成超温的问题。

深度调峰时火电机组安全运行问题分析摘要：为顺利完成习近平总书记在第七十五届联大上提出的“30•60碳达峰碳中和”目标，我国发展清洁能源政策之路不可改变，火力发电由主力电源向调峰电源角色转变势不可挡，火电企业如何适应新形势，提高机组在快速升降负荷过程中的可靠性，在当前情形下显的尤为重要。

因此，如何解决大容量火力发电机组深度调峰时的各种安全限制因素，进而寻求更深程度调峰，成为当前各大型火电机组普遍存在的难题。

关键词：深度调峰；火电机组；安全运行前言“30•60”碳排放战略的提出为我国能源结构的转型发展指明了方向，以风电、光伏为代表的清洁能源进入快速发展期。

为满足日益增加的可再生能源消纳需求，国家提出要构建以新能源为主体的新型电力系统。

目前我国可再生能源以风电为主，但因自然条件限制，风力发电具有间歇性和波动性，无法与市场实时需求完美匹配，且受建设条件、成本、周期、技术成熟度等多方面因素的制约，目前储能项目还不能大规模普及，使之与风力发电等可再生能源发电互补互足。

因此，提升火电机组调峰能力成为解决当前问题的主要手段，特别是当某一时段可再生能源发电量大增、电网容量接近上限时，作为主力电源的火电机组进行深度调峰，是目前提升电网灵活性最现实、最有效的选择。

1机组运行阶段经济效益风险分析目前各地均在实施电力辅助市场补贴政策，各项政策的背景下，火力发电机组在满足民生需求的前提下，充分利用现有政策，积极挖潜政策红利，追求利益最大化是企业的主要目的。

谁能够更早更快满足电力辅助市场补贴政策相关要求，谁就能获得更多政策补贴，谁就能更容易实现盈利目标。

对于各地的电力辅助市场补贴政策，可以理解为对火电深度调峰的激励政策，用补贴的形式引导各火电企业更加深入地参与电网深度调峰工作，用不具备深度调峰条件的机组的效益补贴有能力参与深度调峰的机组，但如果所有机组均具备深调的能力，则就不再有补贴一说，同样补贴标准也在不断调整降低，故需要火电企业在目前阶段充分、尽快参与调峰以创造最大效益。

062㊀河南电力2019年增刊火电机组深度调峰操作及其注意事项田卫朋,张㊀超(大唐巩义发电有限责任公司,河南㊀巩义㊀451261)作者简介:田卫朋(1979-),男,本科,工程师,主要从事锅炉运行管理工作㊂摘㊀要:近年来,随着电网负荷结构显著变化以及发电装机容量迅速增长,火力发电厂承受着巨大的调峰压力㊂在日常的负荷调度过程,中负荷低于50%额定负荷的调峰频次和时间不断增加,经常深度调峰至30%额定负荷以下,低于最低稳燃负荷,直流炉不可避免要进行干湿态转换,操作量大且需要投油稳燃,整个过程存在很大的风险㊂因此,运行值班员在深度调峰时一定要从机组的实际情况出发,将各参数调整到位,以保证机组安全运行为首位,适当降低机组的经济性㊂关键词:深度调峰;稳燃措施;干湿态转换;给水流量中图分类号:TK227㊀㊀㊀㊀文献标识码:B㊀㊀㊀㊀文章编号:411441(2019)02-0062-030㊀引言深度调峰就是受电网负荷峰谷差较大影响而导致各发电厂降出力的一种运行方式㊂深度调峰的负荷范围超过该电厂锅炉最低稳燃负荷以下,一般在30%MCR 左右时间持续长达4~7小时㊂近年以来,随着电网负荷结构显著变化以及装机容量迅速增长,高峰与低谷负荷的峰谷差最多甚至接近一倍以上,火力发电厂也承受着巨大的调峰压力,在日常的负荷调度过程中负荷低于50%额定负荷的调峰频次和时间不断增加,经常深度调峰至30%额定负荷以下,低于最低稳燃负荷,直流炉不可避免要进行干湿态转换,操作量大且需要投油稳燃,整个过程也存在很大的风险㊂这就需要不断探索,摸索,总结出深度调峰中的注意事项,保证深度调峰期间机组安全运行㊂1㊀深度调峰过程中稳定燃烧的措施深度调峰过程中,随着燃料的逐渐减少,锅炉内温度逐渐降低,燃烧工况愈发恶劣,很容易发生锅炉灭火,因此锅炉以稳定燃烧,防止锅炉灭火为主,需采取完善的稳燃措施:(1)如果白天接到通知晚上机组要深度调峰,值长及时和燃料做好沟通,保证调峰时的入炉煤煤质要求,下层磨煤机的煤质要求受到基挥发分大于24%,低位发热量大于20908kJ /kg(5000大卡)㊂避免发热量4500大卡以下或经掺烧的煤上仓,以防煤质变化,造成锅炉汽温㊁汽压大幅波动㊂(2)保证锅炉大油枪可靠备用㊂(3)低负荷时严密监视以下各参数:一次风母管压力应维持在8.5kPa 左右,二次风箱差压维持在0.3~0.5kPa 之间,磨煤机入口一次风量80t /h 左右,磨煤机出口温度维持在90~100ħ之间(挥发分>30%时,维持在85ħ左右),维持炉膛负压稳定,氧量在4%左右,以利于燃烧稳定㊂(4)低负荷时磨煤机易发生振动,关小磨热一次风调门,保持较小的磨煤机风量,降低磨煤机液压油加载压力㊂(5)三台磨煤机运行,当煤量<90t /h 时,转湿态运行或继续减负荷,需投入油枪,停运上层磨给煤机后,要维持磨空转,严密监视煤量㊁火检情况㊂(6)三台磨煤机运行,如发生磨煤机断煤等情况,应立即投入油枪,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,防止第三台磨由于点火能量不足禁止启动,必要时增投油枪或经审批同意后,通知热工人员取消点火能量不足禁止启动的条件㊂(7)合理分配机组负荷,尽可能减少锅炉干湿态转换,避免两台锅炉均转湿态运行,如表1㊂表1㊀避免两台锅炉均转湿态运行的负荷分配表总负荷指令(MW)1号机负荷(MW)/状态2号机负荷(MW)/状态600300/干态300/干态500260/干态240/干态450240/干态210/湿态DOI:10.19755/ki.hnep.2019.s2.0182019年增刊田卫朋,等:火电机组深度调峰操作及其注意事项063㊀㊀㊀机组湿态运行,负荷接近160MW时,为维持燃烧稳定,在不减少总燃料的情况下,降低负荷主要依靠分离器疏水大量外排,这部分疏水水质不合格的情况下,无法回收,除盐水补水量很难维持凝汽器水位,因此湿态运行的最低负荷要控制在160MW以上㊂另外,根据各机组凝汽器平均背压情况,保留一台真空泵运行,开启机侧主蒸汽管道疏水手动门㊁气动门,维持凝汽器平均背压为8~12kPa,这样机组的煤耗虽然增加了,却避免处于干湿态临界状态时被迫转湿态运行,同时降低了机组的电负荷而保证机组的热负荷,有利于锅炉稳定燃烧㊂这期间要注意大机轴向位移㊁低缸排汽温度等,当凝汽器背压超过12kPa,应及时启动备用真空泵运行㊂(8)如果出现锅炉金属管壁超温情况,要果断增加给水量,适当减少煤量,温度回头后及时恢复总燃料量㊂通过调整燃烧器上下摆角(低负荷时保持水平位置禁止操作)㊁二次风档板㊁磨煤机进口风量等手段调节,操作幅度不可过大,以免导致燃烧不稳锅炉灭火㊂(9)深调峰过程中运行人员应随时作好锅炉灭火的事故预想㊂学习防止锅炉灭火的技术措施,锅炉MFT后的吹扫㊁点火程序及方法,极热态㊁热态启动注意事项㊂2㊀深度调峰过程中防止给水流量低的措施深度调峰过程中随着负荷的降低,四抽压力以及给水流量也在不断地降低,为防止给水流量低MFT,在调峰期间要严密监视给水流量的变化,采取防止给水流量低的措施㊂(1)邻机辅汽联络管道㊁辅汽联箱㊁辅汽至小机管道充分疏水暖管,防止小机进汽参数低,汽泵转速突降造成给水流量低㊂(2)深度调峰过程中机组负荷小于250MW要求对小机汽源切换,切汽源过程尽量在负荷高时进行,切换汽源时冷再至辅汽管道要充分疏水暖管,冷再至辅汽电动门必须采取缓慢间断开启方式进行,必要时手动操作,检查小机进汽调门动作正常,小机转速,流量稳定㊂注意防止冷再㊁四抽在切换过程中串汽造成小机不出力,导致给水流量低保护动作,严防辅汽压力突升造成小机超速㊂(3)深度调峰过程中给水一般维持在700~800t/h,省煤器进口流量低,汽泵再循环阀自动开启过程中极易造成给水流量大幅波动,导致给水流量低MFT,因此当负荷330MW时,若需继续减负荷,要可提前开启汽泵再循环阀至固定开度(30%),以达到稳定给水的目的㊂3㊀深度调峰时的其他注意事项(1)干态运行要注意中间点过热度至少5ħ以上;湿态运行,出现主再热蒸汽温度突降,分离器水位高,要及时调节大气扩容器溢流阀,必要时快速增加燃料量,开启机侧主㊁再热蒸汽管道疏水;严防汽轮机水冲击㊂(2)机组向240MW以下减负荷时,维持锅炉侧燃料不变,进行转湿态操作前,提前开启锅炉大气扩容器进口1㊁2号溢流阀前电动门,大气扩容器溢流阀开启5%开度,分离器见水后,逐步增大给水流量,增加大气扩容器外排量以降低机组负荷㊂(3)因转湿态前注意凝汽器水位提前补水至高水位,防止大气扩容器大量外排时凝汽器水位低㊂(4)在减负荷时应注意凝结水再循环调门在自动或提前手动开启㊂(5)注意轴封压力和温度,必要时投入轴封供汽电加热器,稍开辅汽至轴封供汽旁路电动门㊂(6)及时投入0号高加,提高脱硝进口烟气温度,促使烟气温度达到SCR催化剂运行要求㊂当脱硝进口烟温任一测点低于300ħ时,申请解除脱硝入口烟温低保护,如脱硝催化剂入口烟温任意两个测点低于295ħ时,在脱硝进口温度保护解除前,暂停降负荷,避免NOx超标㊂(7)加强对石子煤系统的排放,如有石子煤带粉㊁堵塞等现象及时处理,防止磨煤机堵煤,严重时引起一次风机喘振的发生㊂4㊀深度调峰时的干湿态转换及注意事项深度调峰尽量避免进行锅炉的干湿态转换,但当无法避免时,就要对干湿态转换的过程熟记于心,以应对各种突发状况㊂4.1㊀转换的时间由于直流炉没有明显的汽水分界面,所以当燃水比严重失调时干湿态就会转换,而与机组的负荷和蒸汽参数没有严格的关系㊂但是为了保证螺旋水冷壁064㊀河南电力2019年增刊的安全和水动力特性的稳定,一般设计上要求:不带强制循环直流炉在20%MCR左右,带强制循环直流炉在30%MCR左右进行干湿态转换㊂但是在实际运行中,为了充分保证螺旋水冷壁的安全,规定 不带强制循环直流炉在30%MCR(198MW)左右,带强制循环直流炉在40%MCR(264MW)左右 进行干湿态转换㊂4.2㊀转换的方法4.2.1㊀湿态向干态转换(1)湿态向干态转换㊂当机组负荷到达210~ 240MW左右时,此时的燃料量应该是两套制粉系统100t/h左右和部分投入油枪的油量折算煤量的总和㊂㊀㊀㊀(2)汽水分离器出口温度已经达到对应压力下的饱和温度(10MPa对应311ħ),储水箱水位多次呈现下降趋势,此时应该考虑锅炉转直流运行㊂(3)暖第三台磨,必要时增投对应磨煤机的两支油枪,保持给水流量不变(700~800t/h),投第三台磨,开汽轮机调门㊂(4)随着负荷逐渐增加,分离器出口产生10~ 20ħ的过热度,分离器水位逐渐降低直到消失,注意大气扩容器液控阀逐渐关小直到关闭㊂(5)视过热度的大小来确定是否增加给水流量,稳定中间点温度㊁过热器出口汽温㊁汽压㊂(6)转直流运行后,投溢流管道暖管㊂4.2.2㊀干态向湿态转换(1)当机组负荷降到300MW左右时,燃料量应该是三套制粉系统㊂(2)减少一台磨煤机的出力,必要时投入油枪,维持锅炉燃烧稳定,维持给水流量稳定(700~800t/h),机组负荷不大幅度下降㊂(3)逐渐减少给煤量,让分离器和储水箱见水,逐步开启大气扩容器液控阀,维持在5~8米㊂随着燃料量减少,分离器外排水量增加,注意观察机组负荷逐渐下降(可提前开启大气扩容器液控阀5%开度,以防液控阀前后差压高卡涩)㊂(4)转湿态后,退出大气扩容器溢流管道暖管㊂4.2.3㊀干湿态转换注意事项(1)干湿态转换过程中,若遇到煤质差㊁给煤机堵煤㊁断煤等,都必须及时投油稳燃,必要时启动备用制粉系统,保证锅炉的热负荷稳定㊂(2)通过大气扩容器液控阀调节分离器水位在5~8米之间,防止水位大幅波动㊂水位过高,易引起锅炉汽温突降,过热器产生极大的热应力而损坏,严重时造成汽轮机水冲击㊂水位过低,分离器大量蒸汽外排,溢流管振动,引起扩容器损坏㊂另外,进入过热器的蒸汽减少,会使过热器壁温超温,即所谓 蒸汽走短路 ㊂若大气扩容器液控阀自动控制,会闭锁其开启,不利于分离器水位控制㊂(3)湿态向干态转换时主汽压力一般在9~ 10MPa,此时增加燃烧量,主汽压力增长较快,会使压力高于正常值,对水位的修正增大,影响对水位的显示㊂适当降低主汽压力,有助于过热度的产生,同时也可防止压力高闭锁液控阀开启㊂(4)湿态向干态转换时,增加燃料要迅速,并且燃料量要大些,防止锅炉转换成干态后又返回成湿态,造成汽温㊁汽压波动㊂增加燃料,特别是需要增启第三台磨煤机时,要注意监视水冷壁壁温,尤其是后墙悬吊管的金属壁温㊂(5)相应地干态向湿态转换时,最低稳燃负荷以下,要适当的增投油枪,维持锅炉燃烧稳定,维持给水稳定,逐渐减小燃料量使储水箱见水,并维持水位㊂必要时可适当增加给水量,但不能太大,否则主蒸汽温度会急剧下降㊂(6)干态向湿态转换之前,确认集水箱排污管工业冷却水手动门开启㊂(7)锅炉的干湿态转换只是一个平稳的过渡过程,以中间点过热度和水位来判断干湿态转换是否成功,切换过程中不要造成锅炉主再热汽温㊁汽压大幅度的变化,机组的出力大幅度变化㊂5㊀结语深度调峰的技术措施和注意事项,是在不断总结调峰经验中得出的㊂在深度调峰时,不可避免地会遇到上述问题,行之有效的控制措施会使机组设备能够最大限度地保持良好的状态㊂如果控制措施不得力,就会使设备受损㊁MFT事故发生㊂所以运行值班员在深度调峰时一定要从机组的实际情况出发,将各参数调整到位,以保证机组安全运行为首位,适当降低机组的经济性㊂收稿日期:2018-07-10。

火电机组深度调峰节能增效改造及安全运行分析摘要：随着风电、光伏、水电新能源装机容量的逐渐增大，电力市场及煤炭市场变化，经营形势也在发生变化，火电机组调峰压力增大。

国家电网修订两个细则考核及调峰收益补偿计算方法。

深度调峰能带来可观的调峰收益，同时火电机组调峰深度的增加和频繁调峰给机组安全稳定运行带来巨大风险。

为防范设备损坏，确保机组安全、环保、可靠运行，在现有设备基础上进一步挖掘机组的深度调峰能力，对设备进行灵活性改造，同时根据调峰阶段运行风险进行分析，并采取相应的预防措施，确保机组安全稳定运行。

关键词：深度调峰灵活性改造锅炉稳燃安全经济引言调峰辅助服务主要包括深度调峰、火电应急启停调峰。

按照“谁受益、谁承担”原则进行费用分摊，卖方为统调公用燃煤火电，买方为集中式风电和光伏，以及出力未减到有偿调峰基准的统调公用燃煤火电。

调峰深度分为四档：一档40%≤负荷率＜50%，二档35%≤负荷率＜40%，三档30%≤负荷率＜35%，四档负荷率＜30%。

超超临界机组负荷从 50%降到40%额定负荷运行，供电煤耗将增加14克/千瓦时，从 40%降到30%额定负荷运行，供电煤耗将增加 20 克/千瓦时左右。

以前调峰方式都是短暂的非正常运行工况，也出现各种调峰方法，但都不经济，大量浪费工质，不利于节能。

同时多个电厂因为调峰出现非停事故逐渐增多。

所以从设备方面进行灵活性改造，挖掘设备调整潜力。

改善调峰操作方法，势在必行。

灵活性改造涉及汽机、锅炉、电气、热工方面。

1锅炉设备改造1.1制粉系统及燃烧器改造，提高低负荷稳燃能力1.1.1通过制粉系统的改造提高低负荷下煤粉细度、均匀性，提高锅炉低负荷下稳燃能力。

1.1.2燃烧调整并没有达到最小出力要求的机组，若所用煤质稳定，且煤质属于挥发分较高的烟煤或褐煤，首先应研究通过燃烧器改造提升锅炉稳燃能力。

1.2 低负荷下受热面安全改造1.2.1锅炉深度调峰前，应开展锅炉低负荷工况水冷壁水动力核算、受热面偏差分析核算、受热面壁温计算分析和强度核算、变负荷工况对锅炉氧化皮脱落的风险分析等工作。

深度调峰需求下火电机组运行的挑战及对策分析摘要：现阶段在我国可持续发展理念的影响下，各种可再生能源已经进入了规模化开发、利用阶段，并且我国的发电结构也在逐渐向着多能源互补的方向转变，这对于火电行业的稳步发展同样会带来严重的挑战。

在我国新能源持续变化的影响下，新能源发电所占据的比例也在不断提高，正因如此火电机组必须要在未来发展的过程中发挥深度调峰调频的作用。

本文基于深度调峰需求下的火电机组调峰运行方式以及火电机组运行过程中的各种挑战分析，提出了火电机组在深度调峰需求下的平稳运行策略。

关键词：深度调峰；火电机组；运行1、深度调峰需求下的火电机组调调峰运行方式分析火电产业在未来的发展过程中，通常都需要与新能源发电进行并网处理。

为了更好地满足这一需求，火电机组需要在负荷上具备灵活变化的能力。

火电机组在参与深度调控的过程中和常规性质电网调峰不同的是，在低于50%额定功率以下的情况下，机组依旧需要维持稳定的运行状态[1]。

这种情况下的机组运行变得更为复杂，且技术参数方面的要求也有所提升。

火电机组在参与到电网调峰指令调度的过程中，负荷变化的速度相对较快，需要在全面深入研究机组运行状况的前提下，针对低负荷状态下对机组运行产生影响的各种因素全面掌控，保证火电机组运行安全的同时降低各种负荷数值。

通常而言，在火电机组在定压运行的过程中，锅炉的主汽参数并不会出现变化，但在负荷指令出现改变的时候，可以借助汽机汽门开度的调节，将负荷的大小进行调整。

这一负荷数值的改变可以借助定压的方式进行，能够在降低各种高温部件温度变化的情况下缩减设备在运转过程中的热形变程度，适当延长火电机组的使用寿命。

在火电机组滑压运行的过程中，因为锅炉的主汽参数会出现变化，但汽门的开度却始终维持恒定，这种方式能够有效降低给水泵的功耗。

但在负荷降低到一定程度的情况下，主汽压力和循环热效率的循环之间的正相关关系将会变得十分明显，直接影响到火电机组运行的经济性。

摘要由于用电负荷是不均匀的，在用电高峰时，电网往往超负荷，此时需要投入在正常运行以外的发电机组以满足需求，因为是用于调节用电的高峰，所以这些发电机组称调峰机组。

深度调峰就是受电网负荷峰谷差较大影响而导致各发电厂降出力、发电机组超过基本调峰范围进行调峰的一种运行方式，深度调峰的负荷范围超过该电厂锅炉最低稳燃负荷（一般深度调峰的调峰深度为60%-70%BMCR）。

前言调峰机组的要求是启动和停止方便快捷，并网时的同步调整容易。

一般调峰机组有燃气轮机机组和抽水蓄能机组等等，但目前许多亚临界火电机组也作为调峰机组运行。

对于调峰火电机组来讲，其能够调峰的能力取决于机组的最小负荷及最大负荷之比，而机组的调峰能力又取决于锅炉对于高低负荷的适应能力。

从目前国产锅炉来讲，理论上可以从100%调到30%，也就是说，一台600MW机组，其发电量可以能够从600MW下降到180MW，其调峰能力是420MW，其调峰深度是70%。

但是实际上国产锅炉不能满足上述要求，能够满足50%的调峰能力已经是很不错的了。

目前我公司二台600MW亚临界机组发电量最低下降到240MW，调峰深度是60%。

大容量机组参加调峰低负荷运行，由于频繁大幅度负荷变化，机组经常承受温度、压强的变化而引起交变热应力产生蠕变和疲劳促进原有缺陷的扩展、加速了部件裂纹萌生、加快寿命损耗。

1 深度调峰机组金属监督面临的问题1.1汽轮发电机面临的问题1.1.1汽轮机转子低周疲劳损耗汽轮机转子在启停及变负荷工况下运行，内部温度场处于非稳定状态，使转子内部承受热应力。

负荷变动越频繁，这种热应力冲击次数就越多，对转子寿命损耗就越大，产生低周疲劳损伤。

机组大幅度变动负荷，对机组寿命的影响量相当于一次温态启动。

若机组长时间多次频繁深度调峰，会加速转子寿命损耗，降低机组实际的可运行年限。

1.1.2汽轮机末二级叶片水蚀汽轮机次末级叶片在极高的离心力和蒸汽腐蚀的环境中工作，调峰时由于功率大幅变化，受到回流的湿蒸汽中水滴的冲刷及化学物质的腐蚀共同作用，导致，水蚀。

浅谈发电机在频繁调峰方式下存在问题及运行应对措施摘要：随着近年来新能源发电装机容量大幅度增加，部分电网新能源发电出力已达到全网出力的60%以上，传统电网发电机结构已发生大幅度变化，尤其是风光发电集中区域的火电厂，对于机组调峰能力要求越来越高，火电机组已基本沦为调峰机组，在大风时刻火电机组最低出力运行甚至低于最小出力运行。

因风光不稳定在风光不发时机组又需快速接带负荷，使得机组负荷率大幅度变化，与常规运行机组相比，调峰机组参数呈现不同的特征。

本文阐述了频繁调峰时发电机呈现的一些特点及对应的运行监视。

关键词：发电机；调峰；1机组深调形势因新能源资源属于绿色能源，可循环利用，不消耗化石燃料、不排放污染气体、风能与太阳能已成为发展最快的新能源。

晋北地区属于风能与太阳能资源丰富区域，今年来风电与太阳能发电容量大负荷增加。

风光大发时省网新能源发电能力可达到1700万KWH以上，且发展势头依旧强劲，火电机组已基本沦为调峰机组，随着新能源发电能力的快速变化，不但有功负荷大幅度变化，无功负荷也剧烈变化，对发电机本体有较大的影响。

新能源发电具有不稳定的特点，光伏受昼夜及天气阴晴变化影响，风电受季节性影响较大。

受新能源发电能力大幅度变化影响，火电机组的发电能力也大幅度变化，厂内发电机有功负荷在30%-100%之间宽幅变化，尤其时春、冬季节随着新能源大发机组进入深入调峰季节，在有功负荷大幅度变化的同时无功负荷也在进相极限到迟相无功上限之间宽幅变化。

2对发电机本体的影响在有功、无功负荷快速变化时从运行参数看发电机各部温度会随之快速变化，尤其发电机端部温度变化幅度较大，其中端部的铜屏蔽温度变化幅度可达到30℃。

因有功、无功负荷快速变化，发电机的电流快速变化导致温度快速变化，因发电机定子铁芯、定子绕组属于不同材料热膨胀系数不同，在温度快速变化时造成发电机定子铁芯与定子绕组之间的膨胀量不同，相对速率较快的负荷深度调整引起的温度变化速率也差异较大，在机组正常的变负荷速率及负荷缓慢变化时定子铁芯与绕组之间的膨胀差在可控范围内，但长期、频繁深调运行会因绝缘材料与铜导体膨胀系数不同形成剪切应力，造成二者间的联接破坏，使得铜导体表面的绝缘材料发生脱落，降低绝缘材料的性能，加剧定子绕组的松动。

660MW火电机组深度调峰运行分析摘要：随着我国社会的发展，国民经济逐渐步入到发展的新常态，加之电网结构的变化，电网的峰谷差越来越大，调峰压力与日俱增，火电机组的深度调峰任务也越来越重，甚至很多电厂需要频繁进行深度调峰，使火电机组能够到达最低安全稳定运行负荷以下。

本文就对660MW火电机组的深度调峰运行进行了分析，旨在共享运行操作的经验，规范调峰操作的要点，为相关电厂提高火电机组运行的安全性和可靠性提供参考。

关键词：660MW火电机组；深度调峰；安全稳定运行前言当前，随着我国社会经济的快速发展，工业化进程不断加速，对电能的需求越来越多，与此同时，我国的电网结构也发生了较大的转变，电网的峰谷差越来越大。

电网调度对于660MW火电机组的“深度调峰”能力的需求日益凸显。

在运用660MW火电机组进行深度调峰时，稍有不慎，就会造成机组出现非停的状况，因此，研究660MW火电机组深度调峰运行问题具有十分重要的意义。

一、火电机组深度调峰的必要性分析随着科学技术的发展，我国的新能源发电得到了迅猛的发展，同时，煤电产能逐渐出现过剩的现象，对火电机组进行灵活性改造就显得势在必行。

因为电能无法有效贮存，同时，在实际生活中，白天与晚上的用电量也各不相同，因此，为了更好地满足人们群众的生产和生活用电，相关电厂必须根据电网调度的命令，减少或增加发电机出力，以满足电网负荷变化的波动需求。

在电网运行中，一般的调峰调频任务均是由水电站承担的，作为我国重要发电组成的火电站则承担着基荷和腰荷的重任，这是因为火电站的气轮机从锅炉起炉一直到汽轮机并网发电，需要的时间相对较长，而且，并网后还需要较长的时间才会停机，运用火电调节电力峰荷，需要不停地开关机过改变出力，这样会影响到燃煤的利用效率。

但随着新能源电厂的建设，并在电网中占据越来越多的比例时，电网调度对于调峰电源的需求也逐渐升高。

与新能源电源相比较，火电机组具有良好的调峰性能。

而且，我国的煤炭储量相对较多，在面对电网峰谷差的逐年增加的情况时，提高火电机组的灵活性，依次进行深度调峰就成为最为现实的可行选择。

660MW火电机组深度调峰运行风险分析和应对措施应浩摘要：受电源结构变化、交直流特高压的发展的影响，浙江电网调峰压力不断增大，浙江省政府先后出台了一系列地方文件，以规范和推动燃煤机组深度调峰工作的顺利进行，火电机组的深度调峰即将成为新常态。

某沿海4×660MW超低排放火电机组经过一段时间深度调峰实际运行，遇到了一系列问题。

本文以该电厂为例，从运行角度讨论深度调峰给机组带来的风险和应对措施。

关键词：深度调峰；火电；超低排放；660MW0 引言近年来，受电力供应量持续增长、外购电规模不断扩大与省内电力消费增速放缓的双重挤压，浙江省电力由供需矛盾转化为调峰矛盾[1]。

2019年某电厂660MW超临界燃煤机组、660MW超超临界燃煤机组完成40%额定负荷深度调峰能力认证，并参与深度调峰。

在实践中，深度调峰给机组运行带来的风险逐渐暴露，本文从运行调整角度出发，浅析了风险产生原因，并提出应对措施，可为同类型机组深度调峰运行提供参考。

1 概述某电厂Ⅰ期2×660MW锅炉为超临界参数，Ⅱ期2×660MW锅炉为超超临界参数，均为变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊Π型结构、露天布置燃煤锅炉；环保设备均经过超低排放改造，配置选择性催化还原法（SCR）脱硝装置。

2 深度调峰风险分析与应对措施2.1 锅炉燃烧不稳该电厂Ⅰ期、Ⅱ期锅炉型号分别为SG-1913/25.4-M956、SG-2031/26.15-M623，设计煤种均为神府东胜煤田活鸡兔煤，根据厂家资料，当燃用设计煤种时，锅炉不投油最低稳定燃烧负荷为30%BMCR。

实际情况中，受制粉系统布置、一次风温度、燃烧器角度等因素影响，深度调峰期间制粉系统火检会有一定程度下降。

应对措施：1)做好入炉煤质控制，尽量燃用挥发分稍高，水分低的煤种；2)机组AGC投入时，检查机组减负荷至300/330MW时，机组减负荷速率自动由12MW/min改为7.2MW/min；3)尽量保留A磨运行，负荷＜50%时启动等离子点火装置，保持A磨给煤量大于25t/h；4)制粉系统集中运行，保留运行的燃烧器应尽量邻近，并根据负荷情况调整各磨煤机出力；5)根据煤种情况控制一次风量，既要避免一次风量过大导致煤粉浓度过低，又要避免一次风量过小导致堵管；6)二次风调整应平稳，可适当提高氧量；7)锅炉燃油系统应可靠备用，当锅炉出现炉膛负压大幅晃动，燃烧器火检不稳等情况时应及时投油助燃。