2024燃煤电厂深度调峰设备安全防护技术导则.docx

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1、燃煤电厂深度调峰设备安全防护技术导则前言错误！未定义书签。1范围12规范性引用文件13术语和定义14基本要求21.1 1总则21.2 调峰准备21.3 调峰管理25 I类调峰能力燃煤机组设备安全防护措施25.1 锅炉灭火防护措施25.2 受热面超温防护措施35.3 空气预热器堵塞防护措施35.4 受热面积灰防护措施35.5 水冷壁裂纹防护措施35.6 6汽轮机排汽温度超温防护措施35.7 汽轮机汽封碰磨及轴承振动防护措施35.8 给水流量异常波动防护措施35.9 脱硝系统喷氨过量防护措施45.10 吸收塔液位超设计值运行防护措施45.11 电气设备设施运行防护措施46 II类调峰能力燃煤机组设

2、备安全防护措施46.1基本要求46.2 锅炉灭火防护措施46.3 受热面积灰防护措施46.4汽轮机汽封碰磨及轴承振动防护措施46.5 给水流量异常波动防护措施56.6 脱硝系统喷氨过量防护措施56. 7吸收塔液位超设计值运行防护措施5附录A（规范性）设备检修检查和试验6A.1受监金属部件检查6A.2燃烧（烟风）系统检查和试验6A.3发电机内部检查及测试7A.4环保设施检查7燃煤电厂深度调峰设备安全防护技术导则1范围本文件规定了不同调峰深度工况下燃煤电厂深度调峰期间机组设备安全防护的基本要求、设备安全防护措施的技术要求。本文件适用于100MW及以上等级燃煤机组深度调峰期间的设备安全防护。2规范性

3、引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件：不注日期的引用文件，其最新版木（包括所有的修改单）适用于本文件。D1./T300火电厂凝汽器及辅机冷却器管防腐防垢导则D1./T322火电厂烟气脱硝（SCR）装置检修规程D1./T414火电厂环境监测技术规范D1./T435电站锅炉炉膛防爆规程D1./T589火力发电厂燃煤锅炉的检测与控制系统技术条件D1./T592火力发电厂锅炉给水泵的检测与控制系统技术条件D1./T714-2019汽轮机叶片超声检验技术导则D1./T748.2-2016火力发电厂锅炉机组检修导则第

4、2部分：锅炉本体检修D1./T748.4-2016火力发电厂锅炉机组检修导则第4部分：制粉系统检修D1./T748.6-2021火力发电厂锅炉机组检修导则第6部分：除尘器检修D1./T748.8-2021火力发电厂锅炉机组检修导则第8部分：空气预热器检修D1./T748.10-2016火力发电厂锅炉机组检修导则第10部分：脱硫系统检修D1./T852-2016锅炉启动调试导则D1./T939-2016火力发电厂锅炉受热面管监督技术导则D1./T996-2019火力发电厂汽轮机控制系统技术条件D1./T1091-2018火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统技术规程D1./T1105.1-2020电站锅

5、炉集箱小口径接管座角焊缝无损检测技术导则第1部分：通用要求D1./T1105.2-2020电站锅炉集箱小口径接管座角焊缝无损检测技术导则第2部分：超声检测D1./T1150-2012火电厂烟气脱硫装置验收技术规范D1./T1160-2021电站锅炉受热面电弧喷涂施工及验收规范D1./T1371-2014火电厂袋式除尘器运行维护导则D1./T1494-2016燃煤锅炉飞灰中氨含量的测定离子色谱法D1./T1668-2016火电厂燃煤管理技术导则D1./T1927-2018发电机、汽轮机轴颈焊接修第技术导则D1./T1984-2019燃煤锅炉飞灰中氨含量的测定分光光度法D1./T2358-2021

6、燃煤机组空气预热器积灰堵塞防治技术导则D1./T2488-2022电站锅炉给水泵最小流量阀应用导则D1./T2497-2022燃煤机组锅炉深度调峰能力评估试验导则D1./T2498-2022循环流化床锅炉耐磨耐火材料选型导则D1./T2567-2022火电机组除尘系统运行优化技术导则3术语和定义D1./T2497-2022界定的术语和定义适用于本文件。4基本要求4. 1总则4.1.1 燃煤机组为完成深度调峰任务，应符合D1./T2497中第4章的要求。4.1.2 燃煤机组深度调峰时脱硝系统入口烟温应能满足脱硝催化剂的许用要求，不具备条件的机组应进行相应的改造。4.1.3 燃煤机组宜配备必要在线

7、设备监测系统或装置。a）宜设置末级叶片在线监测系统，对叶片相关数据进行采集、存储、分析，用于叶片裂纹识别和疲劳风险的评估。b）宜安装锅炉膨胀实时在线监测装置。c）宜对末级叶片的运行状态进行实时监测和安全预警。4.1.4 燃煤机组应不断提升深度调峰的自动控制能力，减少人员操作。4.1.5 燃煤机组深度调峰应根据调峰能力的提升加大安全防护要求，宜按照调峰能力划分为2类：a） I类，燃煤机组调峰能力在30%40%（含30%）；b） 11类，燃煤机组调峰能力在30%以下。4.2调峰准备4.2.1严格按照定期工作要求，做好电泵和油枪的试验，确保可靠备用。4.2.2根据调度通知要求，结合机组运行方式、煤场

8、结构、设备缺陷等，进行深调调峰申报。4.2.3深度调峰中标后,提前调整上煤方案。宜燃用挥发分高、水分低、热值高的煤质。4.2.4深度调峰前做好启动系统暖管工作，确保启动系统能随时投入运行。4.2.5输煤取干煤，不允许湿煤入仓，集控人员定期巡检给煤机，定期投入给煤机清堵装置，做好磨煤机断煤事故预想。设有油枪或等离子助燃设备的，应提前做好调试和准备。同时应加强检修保隙力量，出现下煤不畅时及时疏通。4.3调峰管理4.3.1严密监视三项环保参数，值班人员按照措施要求及时进行调整。4.3.2当值长得到深度调峰预告或命令后，应保证燃油供油泵连续运行，并列炉前燃油系统。4.3.3现场操作由当班值长统一指挥，

9、调峰机组必须保证两名以上监盘人员监视调整。4.3.4机组降负荷过程中，对机组各参数进行全面检查，总煤量和汽压均能对应机组负荷相应的变化。4.3.5深度调峰时需及时调整脱硝系统入口烟温不低于脱硝催化剂的许用温度。4.3.6深度调峰期间至少保持一台相邻磨热备用状态，具备随时启动条件。4.3.7深度调峰期间空预器投入连续吹灰，严禁锅炉短吹灰和长吹灰。4.3.8若发现锅炉燃烧不稳、炉膛负压波动较大时，应及时投入油枪（或等离子）助燃，避免炉膛熄火MFT事件的发生。投油稳燃时要及时投入空预器连续吹灰。4.3.9深调运行时，应投入二次风热风再循环或暖风器以提升空预器进风温度，防止空预器低温腐蚀。4.3.10

10、深调运行时，严格关注汽轮机低压缸排汽温度变化，若有明显上升趋势，需及时将供热切换至其他机组运行，投运低压缸排汽减温水。4.3.11深调运行时，密切监视锅炉给水流量变化和各受热面壁温变化，防止受热面超温运行。4.3.12深调期间发现无法排除的安全风险时，及时汇报调度，联系升负荷。4.3.13长时间深调结束后，应对炉膛进行全面吹灰一次。4. 3.14长时间深调，应对汽轮机长时间关闭的调节汽门进行充分疏水，防止管道积水后调门突然开启对汽轮机造成水冲击。5I类调峰能力燃煤机组设备安全防护措施5.1 锅炉灭火防护措施5.1.1 防止因断煤导致锅炉灭火燃用挥发分高的易燃煤种，提高锅炉低负荷阶段稳燃能力；避

11、免掺配易导致煤仓堵煤、蓬煤煤种。5.1.2 提高煤粉着火稳定性合理调整磨煤机组合方式和运行台数，密切监视运行磨煤机火检强度，适当降低煤粉细度值，提高次风煤粉浓度，降低煤粉气流着火热，集中燃烧器喷口热负荷；对于四角切圆锅炉，应避免磨煤机隔层运行。5.2 受热面超温防护措施5. 2.1密切监视受热面壁温变化，及时调整。5. 2.2开展空气动力场试验，进行一次风调平，控制各煤粉管风速偏差在5%以内，进行烟花示踪或飘带试验，检查炉内流场情况。5.3 空气预热器堵塞防护措施5. 3.1防止空气预热器冷端低温腐蚀，应确保排烟温度高于烟气露点温度。可开启二次风暖风器、二次风再循环，提高空预器冷端综合温度。当

12、环境温度大于20,冷端综合温度满足要求时，关闭热风再循环。6. 3.2空预器差压升高时，根据空预器差压实际情况增加吹灰频次,当空预器烟气侧差压超过预警线，通过采取提高单侧排烟温度或在线水冲洗的方法来降低空预器差压。当空预器两侧差压升高导致排烟温度（最高点）偏差10C且两侧空预器烟气侧差压相减0.3kPa时，适当调整送风机出力偏置，来进一步提高差压较大侧的空预器排烟温度以减缓该侧空预器堵塞。7. 3.3控制燃煤硫分V1.0%,减少硫酸氢氨生成量。5.4 受热面积灰防护措施5.4.1做好吹灰管理，宜根据机组参与深度调峰频次和时长，适当增加吹灰频次和时长。5.4.2按照机组设计参数，宜在炉塔、水平烟

13、道等部位增加吹灰器数量，确保风压和配风方式满足深度调峰要求。5.5 水冷壁裂纹防护措施超（超）临界机组不应干、湿态频繁转换，防止水冷壁疲劳应力发生。5.6 汽轮机排汽温度超温防护措施加强对低压缸排汽温度的监视，低压缸喷水应投自动，控制低压缸排汽温度不超过80。5.7汽轮机汽封碰磨及轴承振动防护措施5.7.1轴封的备用蒸汽汽源应稳定，投入前应处于热备用状态，以保证轴封供汽温度满足运行规程要求，汽源可靠切换。5.7.2对于备用蒸汽汽源温度可调的机组，应调整轴封供汽温度与轴封金属温度相匹配。5. 7.3对于频繁参与深度调峰的机组应做好辅助蒸汽加热设备的运行，保障轴封温度控制。对轴封供汽温度变化较大的

14、机组，宜设置轴封电加热器装置，以确保在不同工况下轴封温度满足要求。6. 7.4凝汽器真空对低压缸轴承振动影响明显的机组，应对凝汽器循环水流量及抽真空系统运行方式进行调整，控制凝汽器真空的变化。5.8给水流量异常波动防护措施5.8.1 给水泵再循环调节阀应开关灵活、流量特性良好，并设置有效的自动逻辑（能够自动控制给水泵入口流量不低于再循环调节阀超驰开保护定值），全程投入自动。5.8.2 不具备投自动条件的，应及时调整给水泵再循环调节阀开度，保证给水泵入口流量高于再循环调节阀超驰保护定值。5.8.3 给水泵再循环调节阀为电动调节型执行机构的，应具备断电源、断信号的“保位”功能，如是气动执行机构，则

15、应具备断电、断信号、断气的“保位”功能。5.8.4每年对给水泵再循环调节阀进行解体检查，重点检查给水泵再循环调节阀的阀笼、笼套、阀杆、阀芯表面情况，测量阀杆形变量及阀门动静部分间隙，确保阀门的阀笼、笼套、阀杆、阀芯表面光滑、无毛刺，阀杆弯曲度不超过全长的1/1000,阀门动静部分间隙满足设备说明书要求，阀门重新安装时盘根不宜安装过紧，并按要求整定开关限位。5.8.5汽动给水泵应保证汽源稳定可靠，如有备用汽源，备用汽源管道应设置可靠的疏水系统，汽源切换时应保证给水流量稳定可控。5.9 脱硝系统喷氨过量防护措施5.9.1 9.1合理控制炉膛氧量，保证脱硝入口NOx浓度在设计值范围内。5.9.2 在保证M)X达标排放的前提下，严格控制喷氨量，降低氨逃逸。5.9.3 优化喷氨逻辑，实现喷氨自动控制。5.9.4 应每年定期开展一次喷氨优化调整试验，确保脱硝出口NOx浓度分布均匀。5.10 吸收塔液位超设计值运行防护措施5.10.1 应结合吸收塔除雾器的运行阻力，合理减少除雾器的冲洗频次与时长。5.10.2 合理控制供浆量，加大脱硫废