燃煤电厂深度调峰设备安全防护技术导则

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T/CEC

中国电力企业联合会团体标准

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燃煤电厂深度调峰设备安全防护技术导则

Technicalguideforsafetyprotectionofdeeppeakshavingequipmentincoal-fired

powerplants

（征求意见稿）

在提交反馈意见时，请将您知道的相关专利连同支持性文件一并附上。

XXXX-XX-XX发布XXXX-XX-XX实施

中国电力企业联合会发布

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目次

前言.......................................................................................II

1范围.....................................................................................1

2规范性引用文件...........................................................................1

3术语和定义...............................................................................1

4基本要求.................................................................................2

I1总则.................................................................................2

1.2调峰准备.............................................................................2

in调峰管理.............................................................................2

5I类调峰能力燃煤机组设备安全防护措施...................................................2

41锅炉灭火防护措施....................................................................2

S.2受热面超温防护措施................................................................3

43空气预热器堵塞防护措施..............................................................3

11受热面积灰防护措施..................................................................3

S5水冷壁裂纹防护措施..................................................................3

46汽轮机排汽温度超温防护措•施.........................................................3

R7汽轮机汽封碰磨及轴承振动防护措施...................................................3

工S给水流量异常波动防护措施............................................................3

57脱硝系统喷氨过量防护措施...........................................................4

S.Ifl吸收塔液位超设计值运行防护措施..................................................4

S.II电气设备设施运行防护措施..........................................................4

eH类调峰能力燃煤机组设备安全防护措施...................................................4

fi.1基本要求............................................................................4

fi9锅炉灭火防护措施....................................................................4

K.3受热面积灰防护措施..................................................................4

64汽轮机汽封碰磨及轴承振动防护措施...................................................4

K.5给水流量异常波动防护措施............................................................5

fi.fi脱硝系统喷氨过量防护措施............................................................5

fi.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.......................................................6

A.1受监金属部件检查..................................................................6

A.2燃烧（烟风）系统检查和试验.........................................................6

A.3发电机内部检查及测试................................................................7

A.4环保设施检查........................................................................7

I

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刖B

本文件按照GB/T1.1-2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定

起草。

请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。

本标准由中国电力企业联合会提出并归口。

本文件起草单位：江苏徐塘发电有限责任公司、国能陈家港发电有限公司、江苏射阳港发电有限责

任公司、国能江苏电力工程技术有限公司、华能太仓发电有限责任公司、苏州元理管理咨询有限公司

本文件主要起草人：

本文件在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心（北京市白广路二

条一号，100761）

II

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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U期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单〉适用于本

文件。

DL/T300火电厂凝汽器及辅成冷却器管防腐防垢导则

DL/T322火电厂烟气脱硝（SCR）装置检修规程

DL/T414火电厂环境监测技术规范

DL/T435电站锅炉炉膛防爆规程

DL/T589火力发电厂燃煤锅炉的检测与控制系统技术条件

DL/T592火力发电厂锅炉给水泵的检测与控制系统技术条件

DL/T714-2019汽轮机叶片超声检验技术导则

DL/T748.2-2016火力发电厂锅炉机组检修导则第2部分：锅炉本体检修

DL/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

DL/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

DL/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

DL/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

DL/T852-2016锅炉启动调试导则

DL/T939-2016火力发电厂锅炉受热面管监督技术导则

DL/T996-2019火力发电厂汽轮机控制系统技术条件

DL/T1091-2018火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统技术规程

DL/T1105.1-2020电站锅炉集箱小口径接管座角焊缝无损检测技术导则第1部分：通用要求

DL/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笫2部分：超声检测

DL/T1150-2012火电厂烟气脱硫装置验收技术规范

DL/T1160-2021电站锅炉受热面电弧喷涂施工及验收规范

DL/T1371-2014火电厂袋式除尘器运行维护导则

DL/T1494-2016燃煤锅炉飞灰中氨含量的测定离子色谱法

DL/T1668-2016火电厂燃煤管理技术导则

DL/T1927-2018发电机、汽轮机轴颈焊接修复技术导则

DL/T1984-2019燃煤锅炉飞灰中氨含量的测定分光光度法

DL/T2358-2021燃煤机组空气预热器积灰堵塞防治技术导则

DL/T2488-2022电站锅炉给水泵最小流量阀应用导则

DL/T2497-2022燃煤机组锅炉深度调峰能力评估试验导则

DL/T2498-2022循环流化床锅炉耐磨耐火材料选型导则

DL/T2567-2022火电机组除尘系统运行优化技术导则

3术语和定义

DL/T2497-2022界定的术语和定义适用于本文件。

1

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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DL/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倜峰的自动控制能力，减少人员操作。

4.1.5燃煤机组深度调峰应根据倜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）II类，燃煤机组调峰能力在30%以下。

A：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、煤场结构、设备缺陷等，进行深调调峰申报。

42.3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。设行油枪或等离子助燃设备的，应提前做好调试和准备。同时应加强检修保障力量，

出现下煤不畅时及时疏通。

A5调峰管理

4.3.1严密监视三项环保参数，道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，井列炉前燃油系统。

4.3.3现场操作由当班值长统一指挥，调峰机组必须保证两名以上监盘人员监视调整。

43.4机组降负荷过程中，对机组各参数进行全面检查,总煤量和汽压均能时应机组负荷相应的变化。

43.5深度调峰时需及时调整脱稍系统入口烟温不低「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，具缶随时启动条件。

4.3.7深度调峰期间空预器投入空续吹灰，严禁锅炉短吹灰和长吹灰。

43.8若发现锅炉燃烧不稳、炉模负压波动较大时，应及时投入油枪（或等离子）助燃，避免炉膘熄

火YFT事件的发生。投油稳燃时要及时投入空预器连续吹灰。

43.9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

51锅炉灭火防护措施

5.1.1防止因断煤导致锅炉灭火

2

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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汆强度，适当降低煤粉细度值，提高

一次风煤粉浓度，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.：受热面超温防护措施

5.2.1密切监视受热而壁温变化，及时调整.

£22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於以内,进行烟花示踪或飘

带试验，检查炉内流场情况。

5.2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。当环境温度大于20C,冷端综合温度满足要求时，关闭热风

再循环。

5.3.2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。

5.3.3控制燃煤硫分＜1.0舟，减少硫酸氢原生成量。

54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。

«＞«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80C0

57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对丁•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

汽温度变化较大的机组，宜设置轴封电加热器装置，以确保在不同工况卜轴封温度满足要求。

5.7.4凝汽器真空对低压缸轴承束动影响明显的机组，应时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I」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行型执行机构的，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、

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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"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.G脱硝系统喷氨过量防护措施

5.9.1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NOx达标排放的前奏下，严格控制喷氨量，降低氨逃逸。

5.9.3优化喷氨逻辑，实现喷氨三动控制。

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LINO):浓度分布均匀。

51C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，加大脱硫废水排放量，关闭备用设备机封水，控制好吸收塔的水平衡。

511电气设备设施运行防护措施

5.11.1应确保电气设备的绝缘能力符合相关标准并定期进行检测。

5.11.2应定期开展电缆、电线检查和维护，防止因磨损等因素导致的设备失效，应定期对设备接地进

行检查，防止漏电和其他安全隐患。

5.11.3在易燃易爆的环境中，电气设备应采用防爆型，并定期检查其防爆性能。同时，应安装火灾报

警装置和灭火器材，以便及时发现并处理火灾。

5.11.4对于室外或空旷地带的电气设备，应设置避雷针或避雷网等防雷设施，以避免雷击对设备造成

损坏。

5.11.5对于特定区域的电气设条，应采取防电磁辐射和电磁干扰的措施，以避免对周围环境和人员造

成影响。

5.11.6在潮湿或水域环境下，电气设备应具有防水防潮功能，以避免设备受潮或浸水而发生故障。

5.11.7在极寒或高温环境下，电气设备应具有防寒防热功能，以避免设备因温度过高或过低而发生故

障。

5.11.8电气设备应安装稳固，避免因振动、碰撞等原因造成机械损伤。

5.11.9对于重要的电气设备，应设置操作规程和警示标志，以避免误操作导致设备故障或事故。

5.11.10电气设备应定期进行维#和检查，及时发现并处理设备故障或隐患，确保设备的正常运行。

6II类调峰能力燃煤机组设备安全防护措施

A1基本要求

II类调峰能力的燃煤机组设备安全防护基本措施应满足本文件第5章要求，并在此基础上强化安全

防护措施。

4：锅炉灭火防护措施

6.2.1应根据锅炉设计煤种要求，提前调整上煤方案，在深度调峰时选择合适的挥发分、水分、热值

高的煤质。

6.2.2宜根据实际情况投油或等离子以保证稳定燃烧，并及时汇报值长做好记录。

63受热面积灰防护措施

应在停炉时加强水平烟道受热面管道检查，及时处理积灰。

A4汽轮机汽封碰磨及轴承振动防护措施

6.4.1对于频繁参与深度调峰的燃煤机组，应在汽轮机轴承上安装振动传感器，实时监测轴承振动情

况，及时发现和解决碰磨问题。

4

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6.4.2加强润滑系统的维护保养，确保润滑系统的正常运行。

6.4.3在深度调峰时，宜优化操车，避免出现快速升降负荷等可能导致汽封碰磨和轴承振动的问题。

44给水流量异常波动防护措施

在深度调峰时应密切关注给水流量变化曲线，发现异常波动立即停止深度调峰操作、恢复机组正常

运行方式。

66脱硝系统喷氨过量防护措施

应加强脱硝系统的监视和检查，定期校验和标定脱硝相关仪表.保证仪表准确，尤其重视氮氧化物

和岚逃逸率表计的检杳维护,发现NOx浓度、氧量测点不准、喷氮流量计堵塞等缺陷时.立即联系检

修处理。

67吸收塔液位超设计值运行防井措施

应做好浆液及石膏品质的监督工作，加大废水排放及石膏的脱水，在发现浆液恶化时，及时置换浆

演。

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附录A

（规范性）

设备检修检查和试验

A.1受监金属部件检查

A.1.1集箱管座角焊缝检查：

a）机组每次A级检修或B级检修结合锅炉受热而原始焊口抽检工作，按20$对集箱管座角焊缝进

行外观检查和表面检测抽查。

b）羽点检查水冷壁集箱、顶棚集箱及包墙集箱等部位。

c）重点检查定位管及其附近接管座焊缝、集箱两侧端部膨胀位移较大区域的管座角焊缝。

A.1.2锅炉水冷壁鳍片等高应力集中部位检查：

a）目视检验部位：大包内水冷壁管子和鳍片焊接部位、水冷壁中间集箱及下集箱宽鳍片部位、水

冷壁四角连接位置及其下部水封槽、鳍片焊缝、让出管、吹灰器附近、穿顶棚、密封盒等部位。

b）宜采用无损检测方法进行复杳。

A.1.3锅炉受热面管氧化皮检查及清理：

a）逢停必检；

h）防磨防爆小组应配置氧化皮堆积量测量仪。

c）每次检修时应对奥氏体受热面管下弯头氧化皮易堆枳部位进行检查记录和对比分析。

d）对铁素体受热面管下弯头氧化皮易堆积部位进行射线拍片检查。

e）对无损检查发现氧化皮堆枳较多的管段，应进行割管清理。

A.1.4锅炉膨胀检查：

a）锅炉启、停和运行过程中，要对锅炉膨胀情况进行检查并记录，检查要求按DL/T748.2-2016

第15条执行。

b）重点监测频繁发生管座角焊缝开裂的集箱，预防集箱角焊缝疲劳应力开裂。

A.1.5汽轮机转子R角、U型应力择放槽或热弹性槽检查：

a）每次检修汽轮机揭缸转子吊出后，应对汽轮机高中压转子变截面处R角进行宏观和表面探伤

检查。

b）对丁调在级后存在应力释放槽或热惮性槽结构的汽轮机转了，应对槽根部进行磁粉或渗透表

面检测。

A.1.6汽轮机末级叶片水蚀情况汆杳：

a）每次停机检修，对低压缸末级叶片进汽、出汽边进行宏观弓视检查，对叶片的水蚀长度、深度

进行测量记录和对比分析。

b）必要时对水蚀区域叶片进行表面探伤检查，当叶片涂层脱落漏出原底金属时需进行处理。

c）当叶片水蚀造成叶片残损，应对叶片进行评估，必要时进行补焊修复。

A.2燃烧（烟风）系统检查和试险

A.2.1稳燃层磨煤机检查：

a）对于中速磨煤机，重点检杳稳燃层磨煤机的磨根、分离器、风环磨损情况，并及时检修。

b）对于中储式制粉系统，电点检查稳燃层给粉机叶轮磨损情况，对磨损较大的应及时检修，避免

给粉不均问题。

A.2.2燃烧器检查：

a）检查稳燃层燃烧器喷口形变、沉降、堵塞情况，及时进行维修、清理。

b）检查分离器磨损情况，定期检查，发现问题及时维修。

c）检查电气线路及元件，定期检查，发现问题及时维修。

A.2.3检查助燃设备状态：

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a）定期试投运炉前油系统，保证燃油泵及输油管道系统可靠投运。

b）重点检查油枪油嘴、油过滤器是否堵塞，并进行油枪雾化试验。

C）重点检查离子系统阴极、阳极的污染、烧损情况及接口的密封情况，对已污染的进行打磨处理，

烧损严重的及时更换。

A.2.4检查水平烟道、尾部烟道积灰情况：

a）检查水平段积灰情况，按照设计要求及时清理积灰。

b）检查尾部烟道积灰情况，按照设计要求及时清理枳灰。

c）检查吹灰器运行状况，及时维护检修。

A.2.5开展助燃系统定期试验：

a）保证助燃系统处于备用状态；

b）每厂2周定期进行一次投运试验；

c）深度调峰前应进行一次试验。

A.3发电机内部检查及测试

A.3.1在两次A修中间至少安排一次发电机内部检查。

A.3.2对调峰次数多、历史检修中问题较多的发电机，应结合机组检修计划缩短内部检查周期。

A.3.3应在定子水路水压试验后斑行发电机定子绕组于•包绝缘电位外移测试，便于及时发现水电接头

渗漏缺陷。

A.3.4新机投产后第一次大修宜做定子绝缘老化试验，留取初始值。

A.3.5累积运行20年以上且运行中或预防性试验中绝缘频繁击穿的应开展发电机定子绝缘老化鉴定试

验。

表A.1发电机内部检查及测试表

部位检查及测试项目检查及测试要求

目视检查无异物、无松动磨损、无烧蚀痕迹、无环氧泥和粉末，对绕组

检查线棒出槽口、定子绕组端部结构

端部的夹缝、上下渐伸线之间的降级部分采用内短镜或磁棒检套：

件及引线固定情况

对定子线圈没有槽口垫块的发电机，宜增加槽口垫块固定。

判断槽内是否出现空隙及磨损：

测试槽楔松紧度松紧度不合格，需要对定子槽楔进行加固时，宜配置楔下双层波纹板

对定子线棒施加径向的压紧力。