16.7%！300MW机组深度调峰创下限的新纪录

近日，国家电投东北公司大连发电公司两台300兆瓦机组深度调峰能力再获新突破，调峰最低负荷降低至50兆瓦，机组负荷率达到16.7%，主辅机设备运行正常，各项参数及环保指标均控制在合理范围内，创下调峰负荷下限的新纪录。

随着用电需求的增长放缓及煤电产能的过剩，各地区开始出现电力供大于求的局面，大型发电机组深度调峰势在必行。该公司积极适应电力市场需求变化，增加辅助调峰收益，寻找新的效益增长点。通过先后对两台机组进行低压缸零处理供热改造，使机组运行方式更具灵活性，为机组深度辅助调峰提供了广阔的操作空间。深度调峰是对集控运行人员技术水平的软实力和机组运行状况的硬实力的综合考验，稍有不慎就会酿成大错。一直以来，该公司积极响应机组灵活调峰，制定深度调峰运行措施，坚持精益求精，挖掘机组深调下限，在配煤掺烧、节能降耗等方面攻克艰难，全面提高机组调峰能力，不断处理深调中出现的问题，优化发电指标，根据来煤的煤质情况，科学制定掺烧方案，保证机组在高峰时段“顶得住”，低谷时段“压得下”，实现调峰效益最大化，经过不断探索、试验，最终实现了16.7%额定负荷稳定运行，一季度辅助调峰收益3658万元。

此外，为保证深调状态下的机组运行稳定，该公司持续加强监盘质量，提升汽温、汽压等关键参数精准操作能力，从在运设备实际工况出发，切实制定运行策略，做到及时优化机组设备参数，及时调整机组出力，确保分摊最小化，补偿最大化，加强设备维护和现场文明卫生治理，杜绝“跑冒滴漏”现象，及时消除设备缺陷和隐患，提高机组可靠性、安全性、稳定性，为企业持续盈利健康发展提供了有力支撑。

深度调峰危险点分析

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一、锅炉灭火

深度调峰过程中随着燃料的逐渐减少，锅炉内温度的逐渐降低，燃烧工况愈发恶劣，很容易发生锅炉灭火，因此深度调峰期间燃烧调整建议：

1、低负荷时要求煤质收到基低位发热量大于18  KJ/g，空气干燥基挥发分大于24%，硫分1.2%左右。

2、低负荷时一次风压应维持在8KPa左右，氧量维持在3.5-4%，不宜过大以免减弱燃烧。

3、低负荷时磨煤机易发生振动，因此应保持较小的磨风量，将磨出口风压控制在2.0kpa左右。

4、若单机负荷降至240MW以下，煤量小于120t/h，可根据情况安排停运磨煤机已保证煤粉浓度从而保证锅炉的稳燃性。

5、如调整后磨煤机火检仍不稳定，应及时投入最能强化燃烧的油枪，杜绝锅炉灭火的发生。

二、给水流量波动

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的降低，而600MW超临界机组为了保护锅炉一般都设置了给水流量低保护，多厂在深度调峰期间已发生因运行人员操作不当造成机组跳闸，因此深度调峰期间给水调整建议：

1、深度调峰过程中若机组负荷小于250MW要求对小机汽源切换，切汽源过程尽快在负荷高时进行，切换汽源时高辅至小机电动门必须采取间断开启方式进行，并严密注意检查小机进汽调门动作正常，小机转速、流量稳定，要做好备用联启的准备，防止高辅、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。

2、深度调峰过程中当给水泵流量接近给水泵最小流量阀开启值时应严密监视最小流量阀动作情况，本厂已发生多次因汽泵最小流量阀偷开造成给水流量波动引起机组跳闸，因此当给水泵流量接近给水泵最小流量阀开启值时应严密监视，必要时可提前开启给水泵最小流量阀至固定开度，已达到稳定给水的目的。

三、汽轮机发生水冲击

深度调峰过程中随着负荷的降低，燃料量的减少，汽温也随之会出现降低，尤其是在锅炉“干态”往“湿态”转变的过程中，容易出现蒸汽温度过热度不足，易造成汽轮机水冲击，因此深度调峰期间汽温调节建议：

1、深度调峰“干态”运行过程中应及时调整水煤比，加强对分离器出口过热度的监视，保证 5℃以上的过热度。

2、深度调峰中若机组负荷位于“干态”与“湿态”的临界状态，但调峰时间有比较短时，可采取停运机组真空泵、开启储水箱小溢流阀、开启旁路等手段实现只降低机组的电负荷而保证机组的热负荷达到调峰的目的。本厂曾多次采取降低机组真空以及开启储水箱小溢流阀等手段实现调峰的目的，虽然此类手段会短暂牺牲机组的经济，但是与需要转湿态、转给水这些繁琐而且风险极大的操作比起来还是要实惠不少。