关于发电公司参与深度调峰的几点建议 - 副本

优化水电厂发电调峰能力的有效措施汇报人：日期:•引言•水电厂发电调峰现状及问题•优化水电厂发电调峰能力的措施目录•实施优化措施的保障措施及建议•结论与展望01引言研究背景和意义水电厂在电力系统中扮演重要角色01水电厂作为可再生能源发电的重要来源，对于平衡电力系统负荷、稳定电力供应具有重要意义。

发电调峰能力的重要性02在电力系统中，发电调峰能力是指发电厂在高峰负荷时段提供额外发电量的能力。

优化水电厂的发电调峰能力有助于提高电力系统的稳定性和可靠性。

研究意义03通过研究优化水电厂发电调峰能力的有效措施，可以提高电力系统的供电质量和稳定性，减少能源浪费，促进可持续发展。

研究目的和方法研究目的本研究旨在探讨优化水电厂发电调峰能力的有效措施，包括提高设备性能、改进调度策略、引入先进技术等，以提高水电厂的发电效率和调峰能力。

研究方法本研究将采用文献综述、理论分析、案例研究等方法，对水电厂发电调峰能力的优化措施进行深入研究和分析。

同时，将结合实际案例，对优化措施进行实证分析和验证，为实际应用提供参考和借鉴。

02水电厂发电调峰现状及问题水电厂发电调峰现状当前水电厂在发电调峰方面已经取得了一定的成绩，能够根据电力系统的需求进行合理的调度，确保电力系统的稳定运行。

水电厂在丰水期和枯水期的发电量差异较大，需要采取相应的措施来平衡发电量和电力系统的需求。

虽然水电厂在发电调峰方面已经取得了一定的成绩，但是仍然存在一些问题，如发电量不稳定、调度难度大等。

在丰水期和枯水期，发电量的差异较大，需要采取相应的措施来平衡发电量和电力系统的需求。

现有发电调峰能力问题010204问题产生的原因分析水电厂发电调峰能力问题的产生原因主要包括设备老化、技术落后、管理不善等。

设备老化会导致设备的性能下降，影响发电效率和稳定性。

技术落后会导致调度难度大，无法满足电力系统的需求。

管理不善会导致发电量的不稳定，影响电力系统的稳定运行。

0303优化水电厂发电调峰能力的措施对水电厂的发电机、水轮机等关键设备进行升级改造，提高设备的可靠性和稳定性。

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。

深度调峰
⽬前京能宁东电⼚深度调峰时负荷最低降⾄250MW，调峰深度37.8%，主要受限原因为低负荷锅炉烟⽓温度降低，不满⾜脱硝系统运⾏条件，环保设施不能正常投运。

⽬前采取的技术措施：
1、优化制粉系统运⾏⽅式，避免热负荷集中，调整⽕焰中⼼靠上，提⾼烟⽓温度。

2、提⾼磨煤机出⼝温度，控制磨煤机出⼝温度在85℃，风煤⽐不⼤于2。

3、深度调峰期间投运锅炉⼆次风暖风器，将⼆次风温度提⾼⾄40℃以上。

4、咨询SCR催化剂⼚家，将SCR⼊⼝烟温控制值由不低于310℃调整为不低于295℃。

5、锅炉采⽤微油点⽕技术，锅炉燃烧不稳定时可以迅速投运助燃。

下⼀步⼯作及采取的改造技术路线
1、确定合作科研单位，完成前期试验及可研报告编制
2、为提⾼SCR⼊⼝烟温采⽤省煤器烟⽓旁路及省煤器⽔旁路改造
3、锅炉稳燃考虑增加⼀层微油或等离⼦燃烧器
4、进⾏燃料灵活性研究，调研新型低成本燃料同时对燃煤掺配经济性进⾏研究，建⽴掺配
模型
5、对供热机组热电解耦技术进⾏研究，在调峰困难时段通过储热装置热量供热，输出热量
补齐热⼒缺额，降低供热强迫出⼒；在调峰有余量的时段，储存富裕热量，实现“热电解耦”运⾏。

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。