机组深度调峰技术措施.docx

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机组深度调峰技术措施

准备阶段

（一）值长接省调要求接带超低负荷通知后，应立即汇报生产厂长、总工程师、发电一部主任、生产技术部主任，由生产部门主要负责人通知生产部门管理人员及技术人员到达集控室。

（二）深度调峰前8h值长通知燃运值班人员，机组上煤应严格按照调度单上仓。

湿煤严禁直接上原煤仓；若火车来煤湿，禁止翻车机直接卸煤上仓。

确保A、B、C三台底层磨上Vdaf≥30%、Qnet≥5200大卡以上的低硫烟煤。

（三）集控值班员接班后应积极主动了解本班燃用煤种情况，及时跟进煤种调整好锅炉燃烧。

（四）值长合理安排监盘运行人员，分工明确。

运行人员应熟记各负荷状态下运行参数，出现异常应及时进行调整。

（五）值长应及时与当班调度员沟通，掌握电网信息，根据电网负荷情况提前做好带超低负荷的准备工作。

（六）通知燃运调整好燃油系统压力，燃运值班员确保燃油泵运行正常及备用泵能正常投运。

（七）完成等离子及油枪试运工作。

试验过程中如发现设备缺陷，应及时通知检修处理好，确保油枪与等离子可靠备用。

（八）为保证小机正常供汽，运行人员应检查冷再至辅汽调门投入自动。

（九）给水系统专人监盘、专人调整。

给水流量低于700t/h，逐步手动开启汽泵再循环直至全开；机组负荷低于190MW，给水由主路切至30%旁路运行；汽泵转速低至3050rpm切除中间点温度控制、给水主控、汽泵控制自动状态，由30%旁路调阀控制给水流量，控制给水流量不低于580t/h。

（十）汽机监盘人员注意调整除氧器水位，加强高低加水位监视，防止低负荷加热器水位波动，如疏水压差不足导致加热器水位上升超过正常值时，应检查危急疏水自动开启调节水位正常。

（十一）如机组负荷＜200MW，则机组进入湿态运行的临界区，应提前将左右侧361阀前电动门开启，检查集水箱疏水泵及集水箱至凝汽器启动疏水系统正常备用；视电网预计最低负荷及负荷接带时间考虑采用高低旁控制降负荷或将机组进行干湿态转换，转入湿态运行需专人监盘调整。

（十二）机组汽温控制要求：

主汽温度：

132-150MW控制在480-500℃；150MW-210MW控制在500-550℃；210MW-300MW控制在550-580℃，再热汽温应与主汽温度同步下降，控制主再热汽温偏差＜20℃；以防汽温偏差大导致汽轮机各上下缸温偏差大及本体各部件温度裕度不满足，限制机组降出力。

（十三）#1、2机组在低负荷运行期间应加强监视汽轮机热应力、轴向位移、轴承振动、瓦振、轴瓦金属温度、轴封温度等相关参数，确保以上参数在正常范围内，如出现异常及时汇报，并中止快速降负荷。

（十四）如预计全厂总负荷＜528MW并持续下降，提前预暖空预器吹灰管道，达到吹灰条件投入空预器连续吹灰。

（十五）如预计全厂总负荷＜462MW并持续下降，至少投入对角两根油枪进行稳燃，待负荷降至稳定运行工况择机逐一退出油枪运行。

（十六）如预计全厂总负荷≥400MW，则#1、2机组平均接带负荷，如预计总负荷＜400MW，则按以下规定执行：

1、一台机组保持200MW稳定运行，另一台机组做好机组旁路预暖，并准备转入湿态运行，旁路预暖操作手动开启高旁3％、双侧低旁各5％。

2、机组参与深调负荷期间，SCR入口烟温随之降低，为防止低烟温降低导致喷氨结晶严重堵塞空预器及电除尘，规定SCR入口烟温在280℃至300℃之间运行时间不得超2小时，否则需加强锅炉燃烧提高SCR入口烟温，适当开大旁路帮助锅炉泄压；

3、如遇极低负荷SCR入口烟温长时间（超过2小时）低于300℃，则保留一台机组接带全部负荷，另一台机组向调度申请调停；

（十七）机组低负荷运行，运行人员应及时增大暖风器出力提高排烟温度，保证空预器排烟温度不低于95℃，防止空预器低温腐蚀；

（十八）单机A、B两台磨煤机长时间运行时值长应及时调整电除尘运行方式，停止四、五电场运行达到节能环保运行。

（十九）机组低负荷运行，脱硫系统入口硫分随之降低，可能出现出口排放SOx值到零发生环保考核情况，可采取以下措施：

1、适时保持#3或#4浆液循环泵单泵运行。

2、短时降低吸收塔浆液PH值，提高出口排放SOx值。

3、当SOx小时均值低于10时，短时保持1台泵，瞬时值超高运行，提高小时均值。

（二十）机组低负荷时，汽水取样系统存在水样流量低压力小的情况，为保证水质在线监测系统正常运行，应时刻注意水汽指标，及时调整在线仪表流量计，保证在线表正常运行、指标显示可靠。

同时，应密切关注各水质PH情况，跟踪调节加氨泵运行。

（二十一）机组低负荷期间，发电机进相运行时，运行人员应加强发电机端部温度、220KV系统电压、6KV厂用电压以及AVC系统的监视，特别注意以下几点：

1.机组有功负荷低于150MW时检查两台机组AVC系统是否同时闭锁，若同时闭锁及时申请退出AVC系统。

2.运行人员加强220KV系统的监视，维持在220KV系统在225-231KV,6KV厂用电压在5.95-6.35KV之间，禁止设备过电压运行。

3.运行机组6KV工作段母线电压低于5.95KV时应迅速申请调度退出机组AVC（紧急情况下可先退出AVC再向调度进行汇报）。

4.机组低负荷运行时注意监视PSS系统运行状况。

5.机组AVC投入且处于进相运行状态，有功负荷低于297MW时，加强对380V电气系统母线电压进行检查，避免母线电压过低引起转机跳闸；启动转机时避免拉低母线电压引起转机跳闸。

降负荷步骤及措施

（一）  单机负荷降至297MW

1、受低负荷区间磨煤机启动允许点火能量限制，值长根据负荷及调峰计划在中班提前做好磨煤机的倒换，减少低负荷的启停及倒换磨组操作，保证调峰期间A、B、C下三层磨组运行；若发生磨煤机故障需要进行倒磨，低负荷期间（四台磨组允许）采用先停后启磨煤机的方式进行倒换。

2、机组负荷低于297MW，维持下三层磨煤机运行，并将D磨处于热备用状态；停运第四台磨煤机前投入A磨煤机等离子运行，检查炉前燃油正常备用，三台磨组跳闸自动按钮投入。

等离子装置投运后，调整A磨煤机给煤量尽可能不低于35t/h，降低分离器转速至30%，加强等离子壁温、风速、火检信号及火焰强度的监视，就地检查确认无异常。

3、降负荷速率不宜过快，当机组负荷降至297MW时应将负荷率设为5MW/min（燃料主控在自动状态时负荷率设置仍有效），防止发生省煤器汽化，如发生省煤器汽化应通过增加主汽压力偏置、降低主汽温设定值来消除；

4、机组降负荷过程中，应根据机组负荷及时调节轴封母管压力，确保轴封母管压力＞3.5KPa，同时监视A、B低压缸轴封体金属温度均始终高于190℃，以防低压缸轴封体金属温度下降造成汽轮机低压缸两端轴承（#5、#6、#7、#8）振动增大，导致机组发生不安全事件。

（二）  单机负荷降至260MW

1、机组降负荷时应采用CCS协调运行方式，当负荷低于260MW时，应手动退出CCS协调，机组进入TF控制模式，由锅炉主控手动加减负荷。

2、投入空预器连续吹灰；

3、加强对汽泵组的运行监视与调节，防止汽泵再循环自动开启后给水流量波动过大。

退出汽泵再循环调门自动，手动开启保证给水流量稳定，维持前置泵出口流量在750～800t/h。

4、负荷降至240MW，除氧器水位调节阀旁路阀自动关闭，注意除氧器水位和凝结水母管压力自动调节正常。

5、机组低负荷运行期间，当班值长应安排专人监视给水系统、SCR脱硝NOx及水解系统，调整电除尘系统运行方式，如脱硝入口烟温低至300℃时，应将SCR反应器喷氨快关门挂“禁操”，防止快关门自动关闭停止供氨；SCR喷氨调门切勿大幅度调整（≯15%），紧急情况大幅度调整喷氨调门关注水解器运行状态，切勿超压高液位水解器泄压、回流或泄压拉跳水解器。

（三）  单机负荷降至200MW

1.空预器扇行板应切手动控制并提升至上限位，并监视空预器电流在正常范围内；

2. 保持空预器连续吹灰；

3. 维持A、B、C下三层磨煤机运行，控制总煤量≮58t/h，视燃烧情况投退油枪；

4. 单机负荷＞200MW时仍保证锅炉干态运行，密切监视主给水流量在580-600t/h，过热度维持在40℃以上，防止分离器满水造成低温现象。

5. 检查辅汽母管压力正常，开启辅联本体疏水1至2圈，此冷再至辅汽调门正常开大，确保辅汽各用户正常。

6. 由于给水流量较低，给水泵再循环调阀开度已较大，此时将汽泵再循环调阀手动全开。

7. 低负荷运行时汽动给水泵，排气温度升高至报警值时检查小机排汽缸喷水减温阀是否自动开启，投入减温水时应及时开启小机本体疏水。

8. 确认汽轮机轴封系统自动投入正常，适当上调轴封母管压力（增加1KPa），加强对低压汽封体温度、大机轴振、油温和凝汽器真空的监视；辅汽供轴封管道提前预暖，以防辅汽供轴封时轴封母管温度骤降。

（四）  单机负荷降至150MW

1. 提前对高低旁路进行暖管，通过高低旁控制机组负荷；开旁路前应将对应减温水投入自动，且高低旁开度不宜过大，高旁开度≯15%、低旁开度≯45%，高低旁开启过程以高旁开度：

双侧低旁开度＝1：

3左右比例逐步开启，在开高低旁过程加强监视高压缸12级后蒸汽温、辅联压力及温度、小机进汽、轴封压力、水解器蒸汽等参数监视，发现异常及时调整。

2. 单机负荷降至150MW，应将其厂用电切换为高备变供（干湿态转换前切换）。

3. 降负荷过程中观察汽轮机高压调门开度变化情况，若调门卡涩可退出汽机主控自动；

4. 加强高、低加系统的运行监视，检查凝汽器疏扩温度正常；若#7低加水位低，低加疏水泵气蚀，应及时停运疏水泵。

5. 单机负荷＞150MW时仍保证锅炉干态运行，密切监视主给水流量在570-580t/h，过热度维持在20℃以上，防止分离器满水造成低温现象。

6. 注意锅炉水冷壁管壁温度情况，如接近报警值，则通过适当降低燃料量、增加给水量等方法降低中间点过热度和主汽温运行；

7. 加热器危急疏水开启后，检查凝汽器疏扩减温水自动开启；

（五）  单机负荷降至120MW

1. 停运C磨煤机，保持C磨煤机热备用状态。

2. 逐步降低分离器过热度，机组转入湿态运行；

3. 注意调整分离器贮水箱水位，调整给水旁路控制给水流量，控制分离器贮水箱水位缓慢上升至正常水位，保证给水流量、贮水箱水位稳定；集水箱疏水至凝汽器回收，开启集水箱疏水至凝汽器调门注意机组真空，真空下降过快及时关闭该调门。

4. 控制给水流量在580t/h左右，监视锅炉管壁温度不超温；

5. 保证A磨煤量在30～35t/h，B磨接带剩余煤量；

6. 汽轮机本体疏水开启后，视疏水阀后温度及时关闭；

7. 视汽轮机本体振动、胀差及锅炉脱硝情况（脱硝出口烟气温度低于280℃），若机组无法维持运行，应及时向中调申请停机调峰。

（六）  机组停运严格按照部门出具的停机操作票顺序执行。

（七）  机组并网严格按照部门出具的启动操作票顺序执行。