火电机组深度调峰控制技术

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火电机组深度调峰控制技术探讨

火电机组深度调峰控制技术探讨摘要：近年来，随着新能源产业的持续壮大，风电和太阳能逐渐改变了目前电网格局，由于新能源的不稳定性，各高参数机组如何频繁高效地解决调频调峰问题、实现机炉间的协调控制、进一步提高调节负荷的深度成为各电厂的主要任务。

超临界机组的协调控制系统是将锅炉、汽机及辅机作为整体加以控制的多变量、强耦合、非线性的时变系统，目前传统且广泛的协调控制系统，在低负荷下容易出现煤水配比失衡，导致汽温汽压偏差过大，影响机组安全经济运行。

因此针对超临界机组深度调峰的安全性和经济性的问题，提出了一种基于多目标粒子群的协调优化控制方案，并在炼油化工企业＃2机组进行应用，较好地适应了机组在低负荷下的运行工况，对同类型机组有较高的推广价值。

关键词：超临界机组；深度调峰；多目标粒子群；协调控制优化本文提出基于模糊指标函数的受限预测控制方法，但计算量大，过程复杂，且在目前的控制方法中还考虑安全性和经济性指标；针对协调控制系统中的锅炉主控、汽机主控和给水主控分别进行了分析和优化，相当于解耦进行控制；根据模糊控制的思想研究了自使用模糊PID控制器在机组协调控制系统中的应用，都是为PID控制器建立模糊规则表以提高其鲁棒性和智能性，但缺少了模糊规则表中参数量化的具体方法；提出一种基于仿人智能控制的协调系统优化方法，对协调系统控制参数的优化有较大提高，但未考虑到机组运行的经济性。

针对上述提到的问题，提出一种基于多目标粒子群的协调优化控制方案，首先对DCS中原有的协调控制系统结构进行优化，再利用多目标粒子群算法对其中参数进行寻优，得到最优的控制参数，最终可在考虑多种约束的同时提高机组运行的经济性，保证控制的快速性和准确性。

为提高电网消纳清洁能源的能力，火电机组的调峰宽度需要进一步提高，因此越来越多的超临界机组参与到深度调峰中，但在低负荷下机组的主蒸汽温度、压力等参数不稳定会对机组运行的安全性带来更大的风险，同时如何在低负荷运行时提高运行的经济性，也是超临界机组参与深度调峰的一个重要影响因素。

火电机组的功率快速调节和深度调峰技术

火电机组的功率快速调节和深度调峰技术论文首先根据甘肃电网的特点,深入研究大规模新能源接入后对系统调频、调峰能力产生的影响,并通过分析风电的反调峰特性,以及并网水、火电机组应对电网峰谷变化的能力,对系统调峰能力与常规电源,尤其是火电机组的开机方式之间的关系进行分析研究。

然后,针对目前火电机组的常规控制策略,剖析影响机组功率快速响应能力和深度调峰的要素,并设计一套配置双进双出磨煤机的锅炉入炉煤量实时计算表征方法,解决锅炉入炉煤量难以准确计量和表征的问题,克服因风量测量不准确及容量风门线性差等因素产生的较大误差,并实现了磨煤机启动、停止及正常运行等工况下燃料量的全程精确控制,为此类机组协调控制的精确控制提供基础。

在此基础上,依据现有的机炉直接能量平衡(DEB)控制方案,引入先进的控制思想,提出了基于非线性PID控制与模糊规则控制的机炉DEB协调控制系统优化控制方案,并设计了考虑变负荷速率、变负荷宽度、不同负荷段等多因素的变负荷智能加速信号,完善、优化机组AGC控制、协调控制策略,以提高机组快速调节和调峰深度能力,并在典型机组开展了试验验证。

经过对试验数据进行对比分析发现,在保证机组各控制指标安全、稳定的基础上,火电机组的负荷响应速度和负荷变化范围有了明显的提升,示范效果明显。

最后,通过对火电机组目前采用的一次调频常规控制方案进行设计优化,加入主汽压力修正、负荷段修正、阀门流量特性修正、单/顺阀修正等控制策略,并付诸实践,实践效果表明,该方案能够有效削弱由于主汽压力波动、机组阀门流量特性及重叠度差等因素对一次调频动作性能的影响。

综上所述,通过该课题的研究分析及现场的实施应用,实现火电机组对电网负荷变化的快速响应及深度调
峰的要求,对甘肃电网的安全、平稳运行具有实际意义。

300MW火力发电机组深度调峰的技术措施及运行注意事项

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。

350 MW超临界机组深度调峰工况下协调控制技术的研究和应用

２０２０年东北电力技术研究与应用３５０ＭＷ超临界机组深度调峰工况下协调控制技术的研究和应用孔德奇，邓海涛，张立业，于福来，徐世伟（国家电投集团东北电力有限公司本溪热电分公司，辽宁㊀本溪㊀１１７０００）摘要：针对某３５０ＭＷ超临界火电机组在参与深度调峰时出现的协调控制系统调节品质下降，机组调频㊁调峰能力减弱等问题，提出了一整套系统化解决方案㊂通过建立新的机组能量需求模型，在各主要控制回路引入合理的前馈控制，提升锅炉响应速度；通过智能化的过程选择系统，对一次调频功能实现策略优选，保证机组更好适应不同工况下的调频需求；引入燃煤热量修正功能，增强协调控制系统的煤种适应能力㊂新的控制方案实施后，机组在全负荷段具备快速调整能力，运行稳定，经济性提高，调峰㊁调频能力均达到相关标准的要求㊂关键词：协调控制；深度调峰；ＡＧＣ；一次调频［中图分类号］Ｘ７７３㊀［文献标志码］Ａ㊀［文章编号］１００４－７９１３（２０２０）１２－０００９－０４ＲｅｓｅａｒｃｈａｎｄＡｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｏｆＣｏｏｒｄｉｎａｔｅｄＣｏｎｔｒｏｌＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙｆｏｒ３５０ＭＷＳｕｐｅｒｃｒｉｔｉｃａｌＵｎｉｔＵｎｄｅｒＤｅｐｔｈＰｅａｋＬｏａｄＲｅｇｕｌａｔｉｏｎＫＯＮＧＤｅｑｉ，ＤＥＮＧＨａｉｔａｏ，ＺＨＡＮＧＬｉｙｅ，ＹＵＦｕｌａｉ，ＸＵＳｈｉｗｅｉ（ＢｅｎｘｉＴｈｅｒｍａｌＰｏｗｅｒＢｒａｎｃｈｏｆＳＰＩＣＮｏｒｔｈｅａｓｔＢｒａｎｃｈＣｏ．，Ｌｔｄ．，Ｂｅｎｘｉ，Ｌｉａｏｎｉｎｇ１１７０００，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ａｉｍｉｎｇａｔｓｏｍｅ３５０ＭＷｓｕｐｅｒｃｒｉｔｉｃａｌｐｏｗｅｒｕｎｉｔｐａｒｔｉｃｉｐａｔｉｎｇｉｎｄｅｐｔｈｐｅａｋｌｏａｄｒｅｇｕｌａｔｉｏｎ，ｔｈｅｑｕａｌｉｔｙｏｆｃｏｏｒｄｉｎａｔｅｄｃｏｎｔｒｏｌｓｙｓｔｅｍｉｓｄｅｃｒｅａｓｅｄ．Ｔｈｅｃａｐａｃｉｔｙｏｆｐｒｉｍａｒｙｆｒｅｑｕｅｎｃｙｍｏｄｕｌａｔｉｏｎａｎｄｐｅａｋｌｏａｄｒｅｇｕｌａｔｉｏｎｉｓｗｅａｋｅｎｅｄ．Ａｓｅｔｏｆｓｙｓｔｅｍａｔｉｃｓｏｌｕｔｉｏｎｓｉｓｐｕｔｆｏｒｗａｒｄ．Ｔｈｒｏｕｇｈｔｈｅｅｓｔａｂｌｉｓｈｍｅｎｔｏｆａｎｅｗｕｎｉｔｅｎｅｒｇｙｄｅｍａｎｄｍｏｄｅｌ，ｒｅａｓｏｎａｂｌｅｆｅｅｄ⁃ｆｏｒｗａｒｄｃｏｎｔｒｏｌｉｓｉｎｔｒｏｄｕｃｅｄｉｎｔｏｅａｃｈｍａｉｎｃｏｎｔｒｏｌｌｏｏｐｔｏｉｍｐｒｏｖｅｔｈｅｂｏｉｌｅｒｒｅｓｐｏｎｓｅｓｐｅｅｄ．Ｔｈｒｏｕｇｈｔｈｅｉｎｔｅｌｌｉｇｅｎｔｐｒｏｃｅｓｓｓｅｌｅｃｔｉｏｎｓｙｓｔｅｍ，ｔｈｅｓｔｒａｔｅｇｙｏｐｔｉｍｉ⁃ｚａｔｉｏｎｏｆｐｒｉｍａｒｙｆｒｅｑｕｅｎｃｙｒｅｇｕｌａｔｉｏｎｆｕｎｃｔｉｏｎｉｓｒｅａｌｉｚｅｄｔｏｅｎｓｕｒｅｔｈａｔｔｈｅｕｎｉｔｃａｎｂｅｔｔｅｒａｄａｐｔｔｏｔｈｅｆｒｅｑｕｅｎｃｙｒｅｇｕｌａｔｉｏｎｒｅｑｕｉｒｅ⁃ｍｅｎｔｓｕｎｄｅｒｄｉｆｆｅｒｅｎｔｗｏｒｋｉｎｇｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ．Ｔｈｅｃｏａｌｈｅａｔｃｏｒｒｅｃｔｉｏｎｆｕｎｃｔｉｏｎｉｓｉｎｔｒｏｄｕｃｅｄｔｏｅｎｈａｎｃｅｔｈｅｃｏａｌａｄａｐｔａｂｉｌｉｔｙｏｆｔｈｅｃｏｏｒｄｉ⁃ｎａｔｅｄｃｏｎｔｒｏｌｓｙｓｔｅｍ．Ａｆｔｅｒｔｈｅｉｍｐｌｅｍｅｎｔａｔｉｏｎｏｆｔｈｅｎｅｗｃｏｎｔｒｏｌｓｃｈｅｍｅ，ｔｈｅｕｎｉｔｈａｓｔｈｅａｂｉｌｉｔｙｏｆｒａｐｉｄａｄｊｕｓｔｍｅｎｔｉｎｔｈｅｆｕｌｌｌｏａｄｓｅｃｔｉｏｎ，ｓｔａｂｌｅｏｐｅｒａｔｉｏｎ，ｉｍｐｒｏｖｅｄｅｃｏｎｏｍｙ，ａｎｄｔｈｅｐｅａｋｌｏａｄｒｅｇｕｌａｔｉｏｎａｎｄｆｒｅｑｕｅｎｃｙｒｅｇｕｌａｔｉｏｎｃａｐａｃｉｔｙｍｅｅｔｔｈｅｒｅｑｕｉｒｅｍｅｎｔｓｏｆｒｅｌｅｖａｎｔｓｔａｎｄａｒｄｓ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｃｏｏｒｄｉｎａｔｅｄｃｏｎｔｒｏｌ；ｄｅｐｔｈｐｅａｋｌｏａｄｒｅｇｕｌａｔｉｏｎ；ＡＧＣ；ｐｒｉｍａｒｙｆｒｅｑｕｅｎｃｙｍｏｄｕｌａｔｉｏｎ㊀㊀近年来，以风电为代表的可再生能源发电发展迅速，但由于其发电负荷具有强随机性，电网消纳能力有限，造成大量弃风㊁弃光现象［１］㊂提高火电机组灵活性，实现火电机组深度调峰运行是当前解决这一矛盾的主要措施㊂通过设备改造和控制系统优化，将正常工况发电负荷调节下限由５０％额定功率拓宽至４０％㊁３０％额定功率甚至更低［２］㊂研究表明超临界机组在５０％１００％额定功率范围内，主蒸汽压力㊁发电负荷与燃料量㊁高压调节阀开度之间有明显的非线性关系，发电负荷进一步降低时，对象特性变化将更加明显［３］㊂同时，按照区域电网公司两个细则要求，并网机组在调峰范围内全程投入自动发电控制（ＡＧＣ）和一次调频功能，保证电网稳定运行㊂火电机组的热力系统设计一般不适合大幅度㊁高速率的变工况运行，同常规负荷工况对比，深度调峰负荷工况下热力系统的设备状态和运行参数都会发生变化，导致被控对象特性出现显著差异，这要求控制系统必须做出针对性改进以适应机组大范围变工况运行要求［４］㊂目前在东北地区，参与深度调峰的许多机组在低负荷阶段无法投入协调控制方式，或投入后调节品质不佳，不能满足ＡＧＣ和一次调频考核要㊀２０２０年求，这已经成为参与深度调峰机组亟待解决的技术难题㊂某电厂２台３５０ＭＷ超临界机组投产后，长期参与深度调峰，且燃用煤种不稳定，超临界机组系统复杂，控制参数较多，对机组自动化水平要求很高㊂在深度调峰工况下，机组协调控制系统各回路的调整品质明显下降，锅炉惯性增加，机组负荷响应能力下降，ＡＧＣ和一次调频不能满足电网要求㊂针对以上问题，通过研究㊁分析㊁对比，制定升级优化方案，并成功应用于协调控制系统中㊂１㊀主要控制策略１１㊀建立合理可用的机组能量需求模型纯凝工况下的能量需求模型不能适应深度调峰需求，通过分析电热耦合特性，建立新的机组能量需求模型㊂在机组背压稳定的情况下，纯凝机组发电负荷和一级压力之间存在近似线性的对应关系，根据弗留格尔公式，提出新的主蒸汽流量计算公式，该公式推导过程见文献［５］㊂Ｇ＝Ｇ０（ｐ２１－ｐ２２）／（ｐ２１０－ｐ２２０）ｐｄ０ｖｄ０／ｐｄｖｄ（１）式中：Ｇ为新工况主蒸汽流量；ｖ为比容；下标０为标准工况（额定工况）参数；下标１为机前参数；下标２为调节级参数㊂由式（１）计算出的主蒸汽流量替代原来以发电功率代表的锅炉实际负荷，并在计算故障时自动切换至以修正后给水流量的一阶惯性输出表征的锅炉实际出力㊂该模型不仅精度非常高，且稳定性较好，能满足控制过程的实际需求，结果较为理想㊂由文献［６］可知，造成机组热㊁电负荷耦合的主要原因是抽汽蝶阀开度对发电负荷的影响㊂以机组供热负荷与实际电负荷指令叠加生成新的锅炉负荷指令，用以替代原锅炉侧使用的负荷指令，实现热电解耦㊂Ｂｕ＝Ｈ＋ＵＬＤ（２）式中：Ｂｕ为锅炉指令；Ｈ为供热负荷；ＵＬＤ为机组电负荷指令㊂以经过线性修正后的抽汽蝶阀开度表征机组供热负荷Ｈ，虽然精度不高，但稳定性较好，能满足控制过程的实际需求㊂１２㊀增加动态煤量前馈动态煤量前馈又称动态预给煤，其组态逻辑如图１所示㊂目前协调控制系统以前馈为主的ＤＩＢ方法已逐渐取代以反馈为主的ＤＥＢ方法，成为火电机组协调控制技术的主流，再演进到引入预测控制技术的改进型ＤＩＢ［７］，通过动静分离技术，在动态响应过程中以ＤＩＢ为主，进入稳态后则采用ＤＥＢ或预测控制器输出等进行机组的协调控制㊂该技术理论论证过程见文献［８］㊂图１㊀锅炉动态煤量前馈组态增加锅炉主控指令的超前控制回路，可提高机组在协调或ＡＧＣ模式下负荷的响应速度㊂机组在不同负荷段进行变负荷时，该回路可自动识别实际主蒸汽压力的变化方向和变化幅度，并根据不同负荷段㊁不同负荷变化幅度和变化速率，生成不同的前馈煤量㊂其中，燃料修正系数用于修正入炉煤发热量，系数１用于升㊁降负荷时给煤量的微量修正，系数２用于稳态工况下主蒸汽压力偏差过大时给煤量的微量修正㊂１３㊀机前压力的动态偏差修正将实际主蒸汽压力与其设定值的偏差经过函数修正后作为锅炉主控压力调节器输入，以减少压力超调量㊂其组态逻辑如图２所示㊂锅炉本身热惯性较大，对锅炉主控ＰＩＤ调节器实行变参数控制，在机组投入协调或ＡＧＣ模式下，通过设置不同的比例和积分系数，防止给煤量随主蒸汽压力的波动而大幅波动，避免产生系统振荡㊂动作过程通过函数块实现㊂当稳态时压力偏差在０３ＭＰａ以内，ＰＩＤ调节器按照正常偏差进行调节；当压力偏差为０６ＭＰａ时，ＰＩＤ调节器的调节量为０４ＭＰａ；当压力偏差为１０ＭＰａ时，ＰＩＤ调２０２０年孔德奇，等：３５０ＭＷ超临界机组深度调峰工况下协调控制技术的研究和应用图２㊀动态压力偏差组态节器的调节量为０７ＭＰａ；当压力偏差为２０ＭＰａ时，ＰＩＤ调节器的调节量为１１ＭＰａ㊂１４㊀单台磨煤机热值修正采用单台磨煤机热值选择，保留总热值修正０９１１进行微调㊂磨煤机不采用烟煤／褐煤方式选择方式，而是采用输入设置热值方式，如图３所示㊂采用手动方式直接对每台磨煤机的入炉煤进行热值设置，使各台磨煤机的热值与实际符合，从而使修正后的总煤量与设计煤种一致，提高煤量的准确性，保证控制逻辑中涉及到煤量的各类曲线和参数更加准确，不仅可以提升机组的负荷调整能力，同时可增加主蒸汽压力稳定性㊂图３㊀入炉煤手动热值修正组态１５㊀一次调频前馈补偿由于电网频率变化具有随机性和不可预知性，为兼顾一次调频的响应速度㊁负荷调整精度和持续性，ＤＥＨ系统主要依靠前馈控制来完成调节，因此前馈的准确性和及时性已成为影响一次调频指标性能好坏的重要因素［９］㊂参照东北能监局两个细则的考核标准，通过对比㊁分析调控中心对机组一次调频能力考核的曲线，针对实际出现的问题制定新的控制策略：增加转速测量滤波功能，以减少转速测量值的锯齿形跳变；对ＤＥＨ侧一次调频前馈回路进行分时段动作量补偿；增加纯凝工况及深度调峰工况智能选择回路，以实现不同工况下的策略优选㊂组态逻辑如图４所示㊂图４㊀一次调频系数修正组态１６㊀水冷壁温度修正系统深度调峰期间由于机组负荷偏低，水冷壁工作压力较小，汽水密度差大，易产生流动不稳定性［１０］㊂水冷壁入口节流孔圈按满负荷设计，低负荷运行时，节流孔圈阻力在回路总阻力中的比例显著下降［１１］，导致各水冷壁间的流量偏差和温度偏差增大，对于吸热较强的管束，易产生管壁超温现象［１２］㊂对不同位置螺旋水冷壁温度的最高值，进行变化趋势和实际温度的判断，超过报警值后根据水冷壁超温点实际位置的不同，增加给水量１０１５ｔ／ｈ；对不同位置垂直水冷壁温度的最高值，进行变化趋势和实际温度的判断，超过报警值后根据水冷壁超温点实际位置的不同，增加给水量３０４０ｔ／ｈ，㊀２０２０年以保证机组在频繁变负荷过程中水冷壁的温度控制在安全范围以内㊂２㊀应用效果系统投用后，经过动态调试，在２７％１００％负荷段协调控制系统各子回路控制指标达到生产过程的工艺需求㊂在ＮＯＢ方式下，ＡＧＣ负荷变化率给定值５２５ＭＷ／ｍｉｎ时，负荷实际变化率４５ＭＷ／ｍｉｎ；在动态情况下，主蒸汽压力偏差控制在ʃ０７ＭＰａ以内，主蒸汽温度控制在ʃ５ħ以内㊂ＡＧＣ及一次调频的各项指标均达到东北能监局两个细则的考核标准㊂ＡＧＣ变负荷过程中机组主要控制参数变化过程如图５所示，一次调频动作过程如图６所示㊂系统投运半年后节省电网考核费用人民币２００余万元㊂在深度调峰工况下，运行人员操作量明显减少，机组自动控制能力达到较高水平㊂图５㊀ＡＧＣ变负荷过程主要参数曲线图６㊀一次调频动作过程曲线３㊀结束语对参与深度调峰的机组进行协调控制技术研究，具有一定的学术和应用价值㊂本文给出了一套科学㊁合理的协调控制系统优化策略，介绍了从系统建模到小回路参数修正的实施方法㊂实际运行效果达到了项目预期目标，机组竞争力获得提升㊂同时也为参与深度调峰的其他同类型机组进行协调控制系统优化升级提供参考㊂参考文献：［１］㊀张正陵．中国十三五新能源并网消纳形势㊁对策研究及多情景运行模拟分析［Ｊ］．中国电力，２０１８，５１（１）：２－９．［２］㊀宫广正．超临界火电机组运行灵活性提升控制策略研究及应用［Ｊ］．中国电力，２０１７，５０（８）：２２－２６．［３］㊀刘吉臻，田㊀亮，曾德良，等．６６０ＭＷ机组负荷－压力非线性特性的分析［Ｊ］．动力工程，２００５，２５（４）：５３３⁃５３６，５４０．［４］㊀苏㊀鹏，王文君，杨㊀光，等．提升火电机组灵活性改造技术方案研究［Ｊ］．中国电力，２０１８，５１（５）：８７－９４．［５］㊀汪㊀军，周建新，司风琪，等．汽轮机主蒸汽流量在线计算方法及应用［Ｊ］．热力发电，２０１０，３９（１０）：４２－４５．［６］㊀邓拓宇，田㊀亮，刘吉臻，等．供热机组热电耦合特性分析与解耦协调控制［Ｊ］．系统仿真学报，２０１７，２９（１０）：２５９３－２５９９．［７］㊀朱㊀珂，康静秋，胡轶群，等．改进型ＤＥＢ协调控制在大迟延控制对象上的应用［Ｊ］．热力发电，２０１２，４１（６）：５７－６１．［８］㊀纪㊀煜，姚翠霞，祁海旺，等．基于煤量预测前馈的协调控制系统［Ｊ］．热力发电，２０１７，４６（７）：１３１－１３６．［９］㊀郭亦文，刘㊀茜，刘㊀畅，等．火电机组深度调峰一次调频优化控制策略［Ｊ］．热力发电，２０１８，４７（１１）：１３５－１３９．［１０］㊀崔㊀鹏．超超临界锅炉垂直管屏水冷壁流动特性研究［Ｄ］．保定：华北电力大学，２００９．［１１］㊀车东光，吴少华．超超临界锅炉水冷壁传热特性和温度偏差［Ｊ］．锅炉制造，２００６，２８（２）：２－５．［１２］㊀王亚欧，陶㊀谦，肖㊀杰，等．１０００ＭＷ双切圆燃烧锅炉干湿态转换过程中水冷壁温度控制［Ｊ］．中国电力，２０１９，５２（１）：１６１－１６５．作者简介：孔德奇（１９７５），男，硕士，高级工程师，主要从事热电厂生产㊁经营㊁管理工作㊂（收稿日期㊀２０２０－０８－０３）。

火电机组功率快速调节及深度调峰技术分析

火电机组功率快速调节及深度调峰技术分析摘要：对于亚临界锅炉而言，其中的电站锅炉在制造过程中需要开展监督及检测工作，而为满足锅炉的供需要求，需要通过火电机组功率的快速调节来保证火电机组的运行效能，以控制发电质效，使该区域内的电力资源需求得到满足。

文章分析了火电机组功率快速调节及深度调峰技术的重要性，并提出了火电机组功率快速调节及深度调峰技术的应用措施。

关键词：火电机组；功率；快速调节；深度调峰技术引言为辅助亚临界锅炉的运维，应加强对火电机组功率方面的思考，利用煤炭来代替可燃物进行燃烧，使锅炉的热能需求能够得到满足，而采用深度调峰技术，可不受外界干扰因素的影响，让锅炉的功率不会发生调节不当的问题，增设发电机设备并实现能源的转换，促使电力能够进行持续性地输出，确保电力的并网质效有所提升。

一、火电机组功率快速调节及深度调峰技术的重要性对于亚临界锅炉而言，其在电蓄热的调峰领域内，会依靠三相电极，采用水资源完成高热阻的操作，促使设备的电导率能够提高，让锅炉中的水进行加热，放电并将其中的99%的电能进行转换，让其转变成热能，进而形成热水及蒸汽。

在此基础上，自“碳达峰”及“碳中和”目标提出后，电力企业当前的结构也进行了调整，使光伏发电的比重增加，提高了火电机组的实际占比。

因此，为衔接输电、发电、变电以及配电环节的各类工作内容，需将电力进行转换，增加绿色能源的应用，控制当前的调峰难度，运用电网调配的方式，补充风电中的不足，以创建出完整的电力网络，辅助亚临界锅炉的运维[1]。

例如：运用深度调峰技术，使电网中产生负荷变化能够被记录，使发电机组能够完成曲线的控制操作，使该部分的负荷率能够控制在30%-40%之间，以保证火电机组的顺利运行。

凭借锅炉与火电机组的接触，使机组能够提高自身的发电效率，强化在工作模式中的灵活性，促使火电机组能够满足电力供给需求[2]。

二、火电机组功率快速调节及深度调峰技术的应用措施（一）实行火电机组的DEB控制方案为实现对火电机组功率的调节，应重视其中的调峰能力，采用增强功率的方式，实行非线性的控制操作，也可运用模糊算法，实现对火电机组中具体负荷的计算，实时监测其中的压力变化值，以确认火电机组的特征。

火电机组深度调峰控制技术

火电机组深度调峰控制技术摘要：随着社会的发展以及时代的进步，我们国家近几年的经济水平有了很大程度的提升，在实际的发展过程当中人们对于社会当中各个行业的发展提出了更高的要求。

就电力行业的发展来说，其在近几年的发展当中取得了长足的进步。

但是电力市场需求量的进一步增加，让电力企业的电力生产以及电力传输受到了极大程度的冲击。

火电机组是现阶段电力系统当中的一个常见组成部分，而调峰控制技术是维护地电力生产以及安全运输的重要手段。

藉此，本文对调峰控制技术进行了简要的研究。

关键词：火电机组；深度调峰；控制技术1 引言随着我们国家经济的进一步发展，人民的生活水平有了很大程度的提升。

在现阶段的发展过程当中，我国电网装机容量逐渐增加，这在一定程度之上促进了我们国家的电网结构进一步改革。

第一产业用电量的逐渐降低与二三产业用电量的逐渐增加使得电网峰谷差进一步扩大。

基于此种现象，火电机组参与调峰工作成为了一种必然现象。

因此，对火电机组深度调峰控制技术的研究有着鲜明的现实意义。

2 国内外研究现状2.1国内研究现状随着我们国家额的电网峰谷差逐渐扩大，原有电力结构表现出的适应性问题受到了社会各界的广泛关注。

现阶段我们国家的蓄能电站所占全国的比例为2%。

与基本要求10%之间仍然相差较多。

就我们国家的华中电网来说，其面临的调峰形势十分严峻。

为了可以更好的解决现阶段额的调峰问题，华中电网提出通过建完善的电力系统来达到最终的目的。

目前东中部电网提出了建立风抽水电形式的调峰电源，以解决所面临的发展问题。

2.2国外研究现状现阶段全世界都在面临着同样的一个问题那就是资源短缺。

所以一系列的新型的可再生发电项目出现在了人们视野当中，但是新型电力生产为电网的调峰问题带来了新的挑战。

为了可以进一步解决这个问题，各个国家都做出了积极的应对。

例如日本的东京电力公司在实际的建设过程当中应用了超临界压力35万千瓦的机组。

法国作为一个核电大国，通过优化电站结构，建立抽水蓄能电站来解决调峰问题。

火电机组深度调峰下的宽负荷脱硝

火电机组深度调峰下的宽负荷脱硝1. 引言1.1 背景介绍火电机组是我国面临的主要发电方式之一，具有设备简单、投资周期短、建设成本低等优势。

由于火电机组的运行特点，存在着负荷波动大、排放达标难等问题。

随着火电机组深度调峰技术和宽负荷脱硝技术的不断发展，解决火电机组运行中的问题成为亟待解决的课题。

深度调峰技术可以有效应对火电机组负荷波动大的特点，提高发电效率和稳定性；而宽负荷脱硝技术则可以降低火电机组运行过程中的氮氧化物排放，减少环境污染。

当前，火电机组深度调峰下的宽负荷脱硝研究正逐渐受到重视。

如何结合两种技术，实现在保证发电负荷稳定的降低氮氧化物排放成为研究的重点。

在此背景下，本文旨在探讨火电机组深度调峰下的宽负荷脱硝技术，分析关键技术，并通过实验结果对其效果进行分析，以期为火电机组运行管理提供参考和指导。

1.2 研究目的本研究的目的在于探讨火电机组深度调峰下的宽负荷脱硝技术，旨在提高火电厂的运行效率和环保水平。

具体目的包括：1.研究火电机组深度调峰技术的原理和应用，分析其对火电厂运行的影响；2.探讨宽负荷脱硝技术在火电厂中的实际应用情况，评估其在减少氮氧化物排放和提高脱硝效率方面的效果；3.研究火电机组深度调峰与宽负荷脱硝技术的结合应用，分析其对火电厂运行效率和环保水平的综合影响；4.探讨关键技术在火电机组深度调峰下的宽负荷脱硝过程中的作用机制，并提出改进方案；5.分析实验结果，验证火电机组深度调峰下的宽负荷脱硝技术的可行性和效果，为火电厂的运行和改造提供科学依据和技术支持。

通过本研究，旨在为火电厂的环保治理和经济效益提供新的技术途径和理论支持。

2. 正文2.1 火电机组深度调峰技术火电机组深度调峰技术是指通过优化燃烧控制、调节锅炉参数、改善传热系统等手段，提高火电机组的负荷调节能力，实现在快速变化的负荷需求下保持稳定运行。

在火电机组深度调峰技术中，关键是提高锅炉运行的灵活性和响应速度，以适应快速负荷变化的要求。

660MW火电机组深度调峰协调控制优化及应用

660MW火电机组深度调峰协调控制优化及应用摘要：电源侧储能技术则可以实现能源整合，提高能源系统调峰能力，但目前火电机组储热技术多为汽机侧民用供暖蓄热，如热水罐、低温相变储热等，储能规模有限，非供暖期不能发挥调峰作用，也无法提供稳定的高温工业用蒸汽。

电化学储能则存在安全性、寿命周期等方面的问题。

关键词：660MW火电机组；深度调峰；协调控制；应用1机组深度调峰中锅炉可能出现的问题(1)锅炉燃烧不稳定性增大。

与常规负荷相比，低负荷时由于投入煤量少，燃烧稳定性下降，煤种、风量、磨煤机出力等方面微小的变化都可能偏离燃烧正常状况，严重时造成灭火。

(2)锅炉水冷壁超温运行。

与常规负荷相比，低负荷时锅炉空气动力场发生改变，燃烧容易发生偏斜，锅炉全为下层磨运行，火焰中心下移，水冷壁容易超温运行。

(3)脱硝入口温度低。

随着负荷降低，烟气量减少，烟气温度下降，导致脱硝入口温度降低。

当脱硝入口温度低于300℃时，脱硝系统无法正常发挥作用。

(4)存在水煤比失调、尾部烟道再燃烧、低温腐蚀等风险。

2660MW火电机组深度调峰协调控制优化2.1大型储热装置在技术工程中的应用将储热设备与供热发电机组并联，在余热回收足以供热时进行储存；当汽轮发电机中的抽汽不能满足客户的需要时，可以将其释放以储存热量，以满足加热要求。

基于基本理论，从技术上实现火电厂的全耦合是必要的。

电厂的关键是选择蓄热水箱作为蓄热设备。

利用自然加压水蓄热来更新和转换系统电站的协调能力，从而提高发电机组的深度调峰水平。

在工业生产加热和火电厂发电机组调峰水平上，设计了一套熔盐储热系统软件。

当柴油发电机负荷相对较高且加热水平有利时，蓄热系统软件使用再热蒸汽加热熔盐进行蓄热。

当柴油发电机负荷过低，无法保证主要加热参数时，蓄热系统软件进行放热反应，以取代汽轮发电机的抽汽和加热，并完成系统软件与热电厂的耦合。

可再生能源供热主要包括地热能供热、生物能供热、太阳能热利用等。

在欧洲，太阳能区域供热发展迅速。

1030MW二次再热火电机组深度调峰协调控制策略优化及应用

图1 锅炉主控控制原理图表1X/mw3004805007008001000Y0.3750.3750.3250.3250.3550.355（2）负荷给定对应的锅炉指令折线函数f（x）6，如表2。

表2X/mw20030050075010001050Y270350520740940980（3）锅炉主控动态前馈优化。

由于在机组变负荷时，锅炉响应负荷的速度相较汽机响应负荷的速度较慢，因图2 2022年8月21日机组由570mw降至300MW压力负荷变化曲线机组负荷在350MW左右会进行冷一再供汽与冷二再供汽进行切换，造成负荷出现短暂的波动。

在协调变负荷试验中，负荷最大超调4MW，主汽压力、炉膛负压、主汽温度、再热器温度等重要参数在正常波动范围内。

各项指标均满足《火力发电厂模拟量控制系统验收测试117中国设备工程 2023.08 （上）图1 安装了整流屏的噪声研究试车台轮风扇发动机通用规范》中提出了发动机红外辐射特征分析和测试试验的要求。

根据红外辐射测量特点，在进行全尺寸试验件台架试车时，需要选择具有足够红外辐射测量场地的露天试车台或在机场装飞机进行，同时，试验过程对方位角也有相关要求，如图2所示。

发动机吞咽试验民用适航条例要求军用航空发动机须进行特种试验，如抗外物损伤试验、包容试验等，具体包括吞鸟、吞冰、吞水、吞砂等。

此类试验具有较大的破坏性和危图3 2022年8月27日机组由630mw降至300MW压力负荷变化曲线规程》（DL/T 657-2015）、《山东电力辅助服务市场运营规则-(试行)(2020年修订版)》的相关要求，调节品质优良。

4 结语随着新能源占比的增大、用电结构性变化以及电力现货交易的开展，1030MW火电机组参与调峰的深度、广度必然加大。

试验结果表明，本文结合实际运行经验，118中国设备工程 2023.08 （上）。

330MW火电机组深度调峰的优化调整技术研究

330MW火电机组深度调峰的优化调整技术研究摘要：现阶段，随着社会的发展，我国的科学技术的发展也有了很大的提高。

提升现有火电机组的深度调峰能力和运行灵活性，大幅提升新能源入网比例，是国家能源局《电力发展“十三五”规划（2016—2020）》中明确提出的要求。

论述了现阶段我国火电机组运行灵活性改造及深度调峰的现状，以及现阶段我国在火电机组主要应用的一些控制策略和优化控制技术，分析了现有控制策略的优缺点，提出了在不增加设备及系统的前提下，以协调优化和改进为基础，多控制策略组合优化的方法。

关键词：火电机组；深度调峰；优化调整；技术研究1.引言随着我国产业结构调整和能源结构改革的深入，电网调峰压力不断增大，火电机组提高运行灵活性，参与深度调峰运行，逐渐成为未来火电领域重要的发展方向。

本文全面分析了火电机组深度调峰面临的热工控制领域各方面的局限，从基础逻辑优化、低负荷稳燃控制、变负荷速率提升、脱硝排放的全过程控制及考虑设备寿命的优化控制等方面，给出了深度调峰控制系统改造的潜在技术方案。

1.1试验目的为实现公司机组深度调峰、灵活调度上，在南疆区域保持领先，同时结合《国网新疆电力公司调峰辅助市场服务细则》及“两个细则”的相关条款规定，为公司创造更大利润收入，机组停运前，开展机组深度调峰试验，计划试验周期8小时。

即机组在40%负荷（132MW）运行期间，通过对机组各系统运行参数变化调整、收集，积累运行调整经验，为机组进入深度调峰提前打好基础。

为保证此次试验期间机组安全稳定，防止发生运行工况恶化，威胁设备安全，特编制此方案。

1，2 试验准备及操作步骤1.2.1 机组40%负荷运行试验准备1、在机组40%负荷运行试验开始前，调整机组各原煤仓煤质，保证机组A、B磨为干燥，保持较高挥发分俄矿煤，D磨煤机为混煤和俄矿煤进行掺配，磨煤机运行方式为A、B、D磨煤机，总煤量65-75t/h。

2、深度调峰前进行一次油枪投油点火试验，保证油枪可靠备用，保证油枪雾化蒸汽和燃油压力正常。

火电机组深度调峰工况辅机安全控制技术应用分析

火电机组深度调峰工况辅机安全控制技术应用分析摘要：火力发电是我国电力生产的重要组成部分，为提升火力发电的效率，保证其工作的稳定运行是关键。

本文主要以火电机组深度调峰工况辅机安全控制技术为研究对象，展开论述安全控制技术要点与具体应用过程。

不断提升技术应用水平，降低设备故障发生率，提高深度调峰工作质量，促进电力的持续生产。

关键词：深度调峰；安全控制；火电机组；具体应用引言：近年来，我国能源结构转型不断深化，火电机组在深度调峰中的运行成为常态。

火电机组深度调峰工作期间，由于火电设备运行故障频发，系统控制水平较差，经常出现非停现象，导致工况恶性事件的发生，不利于火电生产发展。

通过技术改造，减少故障发生频率，提升安全控制水平，为技术创新提供理论方向。

1火电机组深度调峰工况辅机安全控制技术创新的必要性火电机组深调工况辅机安全保障极为重要，发展火电机组深度调峰工况辅机安全控制技术能够有效提升机组调节深度，减少火力发电成本，实现低负荷燃烧，提升环境保护效益。

例如，技术人员采用600MW的机组进行深调实践，使其保持低负荷稳燃，有效提升机组运行的安全性与稳定性。

首先，技术创新有利于提升火电机组运行的安全性。

技术人员对机组设备的内部参数进行调节，建立相应的模型，协调设备内部的控制逻辑，提升设备控制品质[1]。

原料在低负荷环境下稳定燃烧，危险事件发生概率下降，且设备故障频率下降，提升火电深调工况的安全性。

其次，火电机组深度调峰工况辅机安全控制技术的创新发展有利于提升机组的经济性。

在先进技术加持下，火电生产的效率与质量得到稳定提升，火力发电企业经济效益得到提升。

同时，该技术能够有效减少设备故障频率，节省设备维修成本，加强机组经济性建设。

最后，技术创新有利于机组的环保性。

在技术支持下，火电生产具有脱硝、脱硫、除尘的特点，能够有效降低对环境的不良影响。

2火电机组深度调峰工况辅机安全控制技术的实际应用2.1制粉系统跳闸控制火电机组深度调峰工况辅机安全控制技术对制粉系统故障的控制力度较强，维持机组运行的稳定。

330MW火电机组深度调峰运行操作研究

330MW火电机组深度调峰运行操作研究摘要：随着国家“双碳”战略目标的实施，新能源电力迅猛发展，并且随着电力市场化改革的深入推进，存量火电机组在电网中的定位不断由基础保障型电源向调节型电源转变。

火电机组如何在新形势下找准定位，提高机组深度调峰能力，是火电机组提高盈利水平、持续高质量发展的必由之路。

关键词：火电深度调峰安全双碳稳然1.深度调峰的主要危险点1.深度调峰期间，锅炉热负荷较低，锅炉燃烧不稳定，降负荷锅炉容易掉焦，极易造成锅炉灭火。

2.入炉煤掺配不均匀，掺配指标大幅波动，入炉煤热值、挥发份等指标大幅降低，造成锅炉灭火3.深度调峰期间，脱硝工作温度较低，容易造成NOx排放指标超标。

同时，由于氨逃逸较大，容易造成空预器堵塞，严重影响空预器的安全运行。

4.四抽压力降低，小机汽源不稳定，容易造成汽动给水泵出力不稳甚至汽动给水泵跳闸；汽泵再循环调整不及时，造成汽包水位波动。

5.若锅炉长时间投油助燃，容易造成电除尘极板、极线脏污，降低电除尘效率，影响电除尘安全运行。

2.深度调峰准备工作1.深度调峰机组的选择：为确保锅炉燃烧稳定，制粉系统应尽量避免隔层运行。

值长接到省调深度调峰命令时，首先选择A、B磨煤机运行的机组进行深度调峰。

同时，合理分配两台机组工业供汽负荷，尽量提高锅炉热负荷。

2.入炉煤掺配指标：深度调峰机组的A磨煤机原煤仓上煤热值不低于4300kcal/kg、挥发份不低于25%。

3.值长接到省调深度调峰命令时，安排运行人员试投少油点火和其他油枪，及时联系维护部检查、清理油枪，确保达到良好备用。

4.检查电泵在良好备用状态；辅汽联箱汽源切至邻机冷再供汽，并将调峰机组的A、B小机汽源由四抽切至辅汽；若邻机停运，应确认辅汽联箱汽源由本机冷再供汽，并将A、B小机汽源由四抽切至辅汽。

3.深度调峰操作措施1.机组负荷降至165MW时，解除机组协调控制方式，继续降负荷至165MW。

降负荷时应减小上层磨煤机出力，自上而下逐只关闭上层磨煤机粉管，尽量保证A磨煤机出力不低于40t/h,调整一次风母管压力不低于6.5KPa，以保证A磨煤机煤粉浓度。

火力发电厂机组深度调峰运行的自启停控制优化

火力发电厂机组深度调峰运行的自启停控制优化摘要：近年来，我国的火力发电厂建设有了很大进展，对机组的应用也越来越广泛。

火电机组深度调峰是全面消纳新能源发电和构建新型电力系统的重要组成部分。

火电机组深度调峰能力试验是验证机组是否具备相应调峰能力的重要手段。

基于火力发电厂锅炉的前提下来说，其是电厂的重要构成部分，落实节能降耗主要是指采取相应的措施从而降低火电厂的日常能源消耗，对于推动电力行业的长久发展起着积极的意义。

本文就火力发电厂机组深度调峰运行的自启停控制措施进行研究，以供参考。

关键词：火电机组；能源消耗；自启停阶段引言随着我国经济的快速发展，各行业的用电量不断增长，为适应社会发展对电能的需求，电厂必须不断提高产量。

在我国实施了节能减排等一系列政策后，电厂必须采取更加有效的节能减排措施，以达到降低非再生能源消耗的目的。

具体可以通过优化运行条件，调整运行状况，最终选择更加科学、有效的节能降耗措施，提升汽轮机组的运行效率与经济效益。

1机组深度调峰试验超临界燃煤发电机组在深度调峰负荷运行时，机组的运行状态与设计经济工况点（额定负荷的85%~90%）发生了很大的变化，机组主要设备运行点偏离设计经济点，同时引起机组安全和环保的一系列问题。

为了摸清该600MW超临界空冷燃煤机组在深度调峰运行锅炉、汽轮机性能变化和运行经济性的变化情况。

本次试验在常规运行负荷100%、75%和50%额定负荷的基础上，进行了机组40%、35%和30%额定负荷的深度调峰负荷运行试验，对机组不同负荷下的机组锅炉、汽轮机性能和厂用电率、运行发、供电煤耗等热经济性指标进行了分析和探究。

机组深度调峰试验过程中，给水泵再循环门调整门流量自动，调整门开度从零逐渐增加至58%，辅汽联箱汽源为冷再和四抽，冷再供辅汽调门开度从零逐渐增加至25%，辅汽供给水泵汽轮机调整门打开，严密监视主、再热蒸汽温度、炉膛温度、水冷壁温度、低压缸排汽温度、汽轮机轴振及瓦振、脱硝入口温度等指标，在保障机组安全稳定运行和环保指标合格的前提下，调整和优化磨煤机出力，在不投油等助燃、AGC响应的情况下进行试验，试验过程中机组煤质保持稳定，主、辅机安全稳定运行。

机组深度调峰运行技术措施 - 副本

贵州华电**发电有限公司机组深度调峰运行技术措施批准：审核：编写：2015—12—20发布 2015—12—20实施贵州华电**发电有限公司发布机组深度调峰运行技术措施根据电网电量情况，我厂可能面临机组深度调峰问题，机组最低负荷有可能降至150MW，为了保证机组安全运行，特制定本技术措施。

1、煤质要求：发热量19.0MJ/kg，硫份＜4.4%，挥发份＞10%。

2、磨机运行方式：保持B、C、D、E磨机运行，其中B、E磨四个燃烧器均投入，根据燃烧情况停运C、D磨燃烧器，停运原则：负荷280MW 时，停运C1燃烧器。

负荷降至260MW继续降时，停运C4燃烧器。

负荷降至210MW时，停运D2燃烧器，负荷降至180MW时，停运D3，若负荷机组降低，运行粉管风速＜18m/s时，则考虑停运C磨备用，负荷降至100MW以下，停运D磨备用。

3、总风量控制：控制总风量在1050—1200t/h，氧量3—4%之间，投运燃烧器F风控制25%，C风控制在15%，未投运燃烧器F、C风控制5—10%，关闭燃烬风，控制二次风箱压力＞0.3KPa。

4、一次风压力母管压力控制在6.0—6.5KPa。

5、负荷＜300MW，空预器投入连续吹灰。

6、当炉膛温度＜750℃，及时投入运行磨机油枪稳燃（投油原则：对角投运），视燃烧情况增投油枪，投油时，禁止同时投入两支及以上油枪，必须待第一支油枪着火，炉膛负压正常后，方可投入第二支油枪，油枪投运时应派人到就地检查油枪燃烧情况，发现漏油或油枪着火不好时及时停运该支油枪。

7、负荷降至250MW时，主汽压力控制在13MPa，若调度要求继续降负荷，保持锅炉热负荷不变，通过开启汽机高、低旁路进行降负荷。

8、操作汽机旁路时，先开启低旁及三级旁路减温水，再开启低旁减压阀15～20%开度，并控制低旁后温度在80℃以内；再逐渐开启高旁减压阀，调节阀开度以控制再热冷段压力1.0MPa左右，调整高旁减温水控制高旁后温度＜430℃（高旁闭锁温度为430℃）。

火力发电机组深度调峰技术研究

火力发电机组深度调峰技术研究发布时间：2023-01-11T03:28:48.428Z 来源：《中国建设信息化》2022年8月16期作者：袁康涛[导读] 根据发电机组深度调峰自动控制的要求袁康涛中国电建集团贵州电力设计研究院有限公司贵州省贵阳市 550081摘要：根据发电机组深度调峰自动控制的要求，通过改进发电机组控制策略和优化调节性能，解决了机组在深度调峰下控制不协调、调节速度慢的问题。

机组在深度调节下的安全稳定运行能力和ACE指标得到提高，实现了盈利，达到了预期目标。

关键字：深度调峰；自动控制；调整性能某电厂为2× 300 MW低热值煤综合利用项目，设计两台300 MW循环流化床机组。

锅炉为东方电气集团东方锅炉有限公司生产的亚临界一次中间再热循环流化床锅炉，单炉膛、均衡通风、固体排渣、密闭锅炉，全钢架汽包锅炉，采用单汽包、自然循环、循环流化床燃烧方式。

其结构主要由一个膜式壁炉、三个冷却旋风分离器和一个锅炉组成。

点火方式为高能点火器、床下风道点火油燃烧器和床层助燃燃烧器相结合。

床下风道点火油枪4支，床上油枪6支。

主要辅助设备包括:40%容量启动旁路系统、一台50%容量电动给水泵、一台100%容量蒸汽给水泵、两台100%容量凝结水泵和两台100%容量真空泵。

炉膛侧面有两台50%容量的一次风机、两台50%容量的二次风机和两台50%容量的引风机。

回热系统包括七级非调节抽汽，分别供给三台高压加热器、一台除氧器和三台低压加热器。

两台机组投运以来，协调控制系统自动调节品质良好，ACE方式KP值在省内一直名列前茅。

为了满足热电耦合的需求，机组进行了深度调峰的改造和优化[1]，对控制品质提出了更高的要求，主要涉及协调控制系统、烟风系统、燃料系统、给水系统和汽水系统等。

1协调控制系统优化1.1汽轮机主控优化协调方式下调节汽机主控，主要根据负荷和主蒸汽压力偏差进行调节。

总体优化思路是在负荷变化初期快速响应AGC负荷指令，加快汽轮机阀门调节速度；机组负荷变化过程中，变化率保持稳定并有所提高，升负荷过程平稳，提前达到设定速率的目标值，主蒸汽压力跟踪良好；当负荷达到目标值时，能快速折返并准确稳定在目标值的允许误差范围内，实际负荷两次快速撞线[2]；只有这样，机组的负荷响应才能在调节过程中快速、稳定、准确，KP值才会高。

火电机组深度调峰操作及其注意事项

062㊀河南电力2019年增刊火电机组深度调峰操作及其注意事项田卫朋,张㊀超(大唐巩义发电有限责任公司,河南㊀巩义㊀451261)作者简介:田卫朋(1979-),男,本科,工程师,主要从事锅炉运行管理工作㊂摘㊀要:近年来,随着电网负荷结构显著变化以及发电装机容量迅速增长,火力发电厂承受着巨大的调峰压力㊂在日常的负荷调度过程,中负荷低于50%额定负荷的调峰频次和时间不断增加,经常深度调峰至30%额定负荷以下,低于最低稳燃负荷,直流炉不可避免要进行干湿态转换,操作量大且需要投油稳燃,整个过程存在很大的风险㊂因此,运行值班员在深度调峰时一定要从机组的实际情况出发,将各参数调整到位,以保证机组安全运行为首位,适当降低机组的经济性㊂关键词:深度调峰;稳燃措施;干湿态转换;给水流量中图分类号:TK227㊀㊀㊀㊀文献标识码:B㊀㊀㊀㊀文章编号:411441(2019)02-0062-030㊀引言深度调峰就是受电网负荷峰谷差较大影响而导致各发电厂降出力的一种运行方式㊂深度调峰的负荷范围超过该电厂锅炉最低稳燃负荷以下,一般在30%MCR 左右时间持续长达4~7小时㊂近年以来,随着电网负荷结构显著变化以及装机容量迅速增长,高峰与低谷负荷的峰谷差最多甚至接近一倍以上,火力发电厂也承受着巨大的调峰压力,在日常的负荷调度过程中负荷低于50%额定负荷的调峰频次和时间不断增加,经常深度调峰至30%额定负荷以下,低于最低稳燃负荷,直流炉不可避免要进行干湿态转换,操作量大且需要投油稳燃,整个过程也存在很大的风险㊂这就需要不断探索,摸索,总结出深度调峰中的注意事项,保证深度调峰期间机组安全运行㊂1㊀深度调峰过程中稳定燃烧的措施深度调峰过程中,随着燃料的逐渐减少,锅炉内温度逐渐降低,燃烧工况愈发恶劣,很容易发生锅炉灭火,因此锅炉以稳定燃烧,防止锅炉灭火为主,需采取完善的稳燃措施:(1)如果白天接到通知晚上机组要深度调峰,值长及时和燃料做好沟通,保证调峰时的入炉煤煤质要求,下层磨煤机的煤质要求受到基挥发分大于24%,低位发热量大于20908kJ /kg(5000大卡)㊂避免发热量4500大卡以下或经掺烧的煤上仓,以防煤质变化,造成锅炉汽温㊁汽压大幅波动㊂(2)保证锅炉大油枪可靠备用㊂(3)低负荷时严密监视以下各参数:一次风母管压力应维持在8.5kPa 左右,二次风箱差压维持在0.3~0.5kPa 之间,磨煤机入口一次风量80t /h 左右,磨煤机出口温度维持在90~100ħ之间(挥发分>30%时,维持在85ħ左右),维持炉膛负压稳定,氧量在4%左右,以利于燃烧稳定㊂(4)低负荷时磨煤机易发生振动,关小磨热一次风调门,保持较小的磨煤机风量,降低磨煤机液压油加载压力㊂(5)三台磨煤机运行,当煤量<90t /h 时,转湿态运行或继续减负荷,需投入油枪,停运上层磨给煤机后,要维持磨空转,严密监视煤量㊁火检情况㊂(6)三台磨煤机运行,如发生磨煤机断煤等情况,应立即投入油枪,稳定燃烧,保证运行磨火检正常,优先启动与运行磨相邻的备用磨煤机,防止第三台磨由于点火能量不足禁止启动,必要时增投油枪或经审批同意后,通知热工人员取消点火能量不足禁止启动的条件㊂(7)合理分配机组负荷,尽可能减少锅炉干湿态转换,避免两台锅炉均转湿态运行,如表1㊂表1㊀避免两台锅炉均转湿态运行的负荷分配表总负荷指令(MW)1号机负荷(MW)/状态2号机负荷(MW)/状态600300/干态300/干态500260/干态240/干态450240/干态210/湿态DOI:10.19755/ki.hnep.2019.s2.0182019年增刊田卫朋,等:火电机组深度调峰操作及其注意事项063㊀㊀㊀机组湿态运行,负荷接近160MW时,为维持燃烧稳定,在不减少总燃料的情况下,降低负荷主要依靠分离器疏水大量外排,这部分疏水水质不合格的情况下,无法回收,除盐水补水量很难维持凝汽器水位,因此湿态运行的最低负荷要控制在160MW以上㊂另外,根据各机组凝汽器平均背压情况,保留一台真空泵运行,开启机侧主蒸汽管道疏水手动门㊁气动门,维持凝汽器平均背压为8~12kPa,这样机组的煤耗虽然增加了,却避免处于干湿态临界状态时被迫转湿态运行,同时降低了机组的电负荷而保证机组的热负荷,有利于锅炉稳定燃烧㊂这期间要注意大机轴向位移㊁低缸排汽温度等,当凝汽器背压超过12kPa,应及时启动备用真空泵运行㊂(8)如果出现锅炉金属管壁超温情况,要果断增加给水量,适当减少煤量,温度回头后及时恢复总燃料量㊂通过调整燃烧器上下摆角(低负荷时保持水平位置禁止操作)㊁二次风档板㊁磨煤机进口风量等手段调节,操作幅度不可过大,以免导致燃烧不稳锅炉灭火㊂(9)深调峰过程中运行人员应随时作好锅炉灭火的事故预想㊂学习防止锅炉灭火的技术措施,锅炉MFT后的吹扫㊁点火程序及方法,极热态㊁热态启动注意事项㊂2㊀深度调峰过程中防止给水流量低的措施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地降低,为防止给水流量低MFT,在调峰期间要严密监视给水流量的变化,采取防止给水流量低的措施㊂(1)邻机辅汽联络管道㊁辅汽联箱㊁辅汽至小机管道充分疏水暖管,防止小机进汽参数低,汽泵转速突降造成给水流量低㊂(2)深度调峰过程中机组负荷小于250MW要求对小机汽源切换,切汽源过程尽量在负荷高时进行,切换汽源时冷再至辅汽管道要充分疏水暖管,冷再至辅汽电动门必须采取缓慢间断开启方式进行,必要时手动操作,检查小机进汽调门动作正常,小机转速,流量稳定㊂注意防止冷再㊁四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,严防辅汽压力突升造成小机超速㊂(3)深度调峰过程中给水一般维持在700~800t/h,省煤器进口流量低,汽泵再循环阀自动开启过程中极易造成给水流量大幅波动,导致给水流量低MFT,因此当负荷330MW时,若需继续减负荷,要可提前开启汽泵再循环阀至固定开度(30%),以达到稳定给水的目的㊂3㊀深度调峰时的其他注意事项(1)干态运行要注意中间点过热度至少5ħ以上;湿态运行,出现主再热蒸汽温度突降,分离器水位高,要及时调节大气扩容器溢流阀,必要时快速增加燃料量,开启机侧主㊁再热蒸汽管道疏水;严防汽轮机水冲击㊂(2)机组向240MW以下减负荷时,维持锅炉侧燃料不变,进行转湿态操作前,提前开启锅炉大气扩容器进口1㊁2号溢流阀前电动门,大气扩容器溢流阀开启5%开度,分离器见水后,逐步增大给水流量,增加大气扩容器外排量以降低机组负荷㊂(3)因转湿态前注意凝汽器水位提前补水至高水位,防止大气扩容器大量外排时凝汽器水位低㊂(4)在减负荷时应注意凝结水再循环调门在自动或提前手动开启㊂(5)注意轴封压力和温度,必要时投入轴封供汽电加热器,稍开辅汽至轴封供汽旁路电动门㊂(6)及时投入0号高加,提高脱硝进口烟气温度,促使烟气温度达到SCR催化剂运行要求㊂当脱硝进口烟温任一测点低于300ħ时,申请解除脱硝入口烟温低保护,如脱硝催化剂入口烟温任意两个测点低于295ħ时,在脱硝进口温度保护解除前,暂停降负荷,避免NOx超标㊂(7)加强对石子煤系统的排放,如有石子煤带粉㊁堵塞等现象及时处理,防止磨煤机堵煤,严重时引起一次风机喘振的发生㊂4㊀深度调峰时的干湿态转换及注意事项深度调峰尽量避免进行锅炉的干湿态转换,但当无法避免时,就要对干湿态转换的过程熟记于心,以应对各种突发状况㊂4.1㊀转换的时间由于直流炉没有明显的汽水分界面,所以当燃水比严重失调时干湿态就会转换,而与机组的负荷和蒸汽参数没有严格的关系㊂但是为了保证螺旋水冷壁064㊀河南电力2019年增刊的安全和水动力特性的稳定,一般设计上要求:不带强制循环直流炉在20%MCR左右,带强制循环直流炉在30%MCR左右进行干湿态转换㊂但是在实际运行中,为了充分保证螺旋水冷壁的安全,规定不带强制循环直流炉在30%MCR(198MW)左右,带强制循环直流炉在40%MCR(264MW)左右进行干湿态转换㊂4.2㊀转换的方法4.2.1㊀湿态向干态转换(1)湿态向干态转换㊂当机组负荷到达210~ 240MW左右时,此时的燃料量应该是两套制粉系统100t/h左右和部分投入油枪的油量折算煤量的总和㊂㊀㊀㊀(2)汽水分离器出口温度已经达到对应压力下的饱和温度(10MPa对应311ħ),储水箱水位多次呈现下降趋势,此时应该考虑锅炉转直流运行㊂(3)暖第三台磨,必要时增投对应磨煤机的两支油枪,保持给水流量不变(700~800t/h),投第三台磨,开汽轮机调门㊂(4)随着负荷逐渐增加,分离器出口产生10~ 20ħ的过热度,分离器水位逐渐降低直到消失,注意大气扩容器液控阀逐渐关小直到关闭㊂(5)视过热度的大小来确定是否增加给水流量,稳定中间点温度㊁过热器出口汽温㊁汽压㊂(6)转直流运行后,投溢流管道暖管㊂4.2.2㊀干态向湿态转换(1)当机组负荷降到300MW左右时,燃料量应该是三套制粉系统㊂(2)减少一台磨煤机的出力,必要时投入油枪,维持锅炉燃烧稳定,维持给水流量稳定(700~800t/h),机组负荷不大幅度下降㊂(3)逐渐减少给煤量,让分离器和储水箱见水,逐步开启大气扩容器液控阀,维持在5~8米㊂随着燃料量减少,分离器外排水量增加,注意观察机组负荷逐渐下降(可提前开启大气扩容器液控阀5%开度,以防液控阀前后差压高卡涩)㊂(4)转湿态后,退出大气扩容器溢流管道暖管㊂4.2.3㊀干湿态转换注意事项(1)干湿态转换过程中,若遇到煤质差㊁给煤机堵煤㊁断煤等,都必须及时投油稳燃,必要时启动备用制粉系统,保证锅炉的热负荷稳定㊂(2)通过大气扩容器液控阀调节分离器水位在5~8米之间,防止水位大幅波动㊂水位过高,易引起锅炉汽温突降,过热器产生极大的热应力而损坏,严重时造成汽轮机水冲击㊂水位过低,分离器大量蒸汽外排,溢流管振动,引起扩容器损坏㊂另外,进入过热器的蒸汽减少,会使过热器壁温超温,即所谓蒸汽走短路㊂若大气扩容器液控阀自动控制,会闭锁其开启,不利于分离器水位控制㊂(3)湿态向干态转换时主汽压力一般在9~ 10MPa,此时增加燃烧量,主汽压力增长较快,会使压力高于正常值,对水位的修正增大,影响对水位的显示㊂适当降低主汽压力,有助于过热度的产生,同时也可防止压力高闭锁液控阀开启㊂(4)湿态向干态转换时,增加燃料要迅速,并且燃料量要大些,防止锅炉转换成干态后又返回成湿态,造成汽温㊁汽压波动㊂增加燃料,特别是需要增启第三台磨煤机时,要注意监视水冷壁壁温,尤其是后墙悬吊管的金属壁温㊂(5)相应地干态向湿态转换时,最低稳燃负荷以下,要适当的增投油枪,维持锅炉燃烧稳定,维持给水稳定,逐渐减小燃料量使储水箱见水,并维持水位㊂必要时可适当增加给水量,但不能太大,否则主蒸汽温度会急剧下降㊂(6)干态向湿态转换之前,确认集水箱排污管工业冷却水手动门开启㊂(7)锅炉的干湿态转换只是一个平稳的过渡过程,以中间点过热度和水位来判断干湿态转换是否成功,切换过程中不要造成锅炉主再热汽温㊁汽压大幅度的变化,机组的出力大幅度变化㊂5㊀结语深度调峰的技术措施和注意事项,是在不断总结调峰经验中得出的㊂在深度调峰时,不可避免地会遇到上述问题,行之有效的控制措施会使机组设备能够最大限度地保持良好的状态㊂如果控制措施不得力,就会使设备受损㊁MFT事故发生㊂所以运行值班员在深度调峰时一定要从机组的实际情况出发,将各参数调整到位,以保证机组安全运行为首位,适当降低机组的经济性㊂收稿日期:2018-07-10。

火电厂燃煤机组深度调峰技术分析

火电厂燃煤机组深度调峰技术分析摘要：目前在我国电力系统中，常规火力发电依然占有较高的比例，当电力系统中不确定性电源占比较高时，常规的火电机组需要进行深度调峰，以满足系统内的功率实时平衡和系统的安全稳定运行。

深度调峰即火电机组在电网调度指令下运行出力在50% 以下甚至更低的水平，这样的运行状态对火电机组具有较大的影响，会折损火电机组的运行寿命，并且也不利于火电机组的安全经济运行。

本文详细分析了火电厂燃煤机组深度调峰技术。

关键词：燃煤机组；深度调峰；精细化运行前言：煤电是我国主要的电源，拥有长期调峰运行的经验，经过简单的调峰成本计算，发现煤电的调峰成本并不高，且很大一部分成本来自低负荷投油助燃。

若是能做到低负荷稳燃和负荷分配优化，电厂可以节省大量燃油甚至不必投油，可以降低更多成本。

因此目前煤电参与深度调峰是大规模消纳新能源最现实的方法。

1、燃煤机组概述及调峰运行特性1.1燃煤机组煤电是我国的主力发电机组。

2016 年初，我国的火电装机容量已经超过 10亿千瓦，其中燃煤机组约占火电机组的 94%。

如此大的存量，如果能通过系统优化，改进技术等手段提高煤电的调峰能力和调峰深度，将对电网消纳新能源有非常重要的促进作用。

1.2大型火电机组参与调峰主要采用三种方式1.2.1低负荷运行此方式即为传统调峰手段，即尽可能降低机组负荷。

但是机组不能无限制地降低负荷，最低负荷的主要限制因素是锅炉的最低稳燃负荷。

实际运行中，降低负荷的手段有三种：定压运行、滑压运行和复合滑压运行。

滑压运行是指随着负荷降低，过热器出口的蒸汽压力降低但是温度不变，这样对设备产生的热应力和热变形都很小，有利于延长设备寿命。

1.2.2两班制运行这种方式即启停调峰。

机组根据日负荷变化规律，在白天用电高峰期正常运行，夜间电网负荷低谷时停机，次日清晨热态启动。

这种调峰方式的优点是调峰幅度大，可达 100%额定出力。

缺点是设备启停频繁，导致设备寿命降低。

极热态启动时，参数要求极为严格，运行人员控制较难，安全因素较低。

火电燃煤机组深度调峰消纳控制技术优化

火电燃煤机组深度调峰消纳控制技术优化发布时间：2023-06-30T02:23:37.373Z 来源：《新型城镇化》2023年13期作者：苑博[导读] 目前，我国的电力生产也向新能源方向发展，全面优化和改进电源结构。

但由于新能源不稳定且存在随机性，所以新能源的崛起导致我国新能源消纳、电网调峰等环节存在较大困难。

大唐国际发电股份有限公司张家口发电分公司河北省张家口市 075131摘要：随着我国经济、科技的发展，要想提高可再生能源的消纳能力，就要不断优化、改造深度调峰技术，这是燃煤机组后续的发展趋势。

在此背景下，本文围绕优化锅炉低负荷稳燃能力进行了分析，对燃煤机组中深度调峰技术的运行、改造进行了探讨，以期能为各大电厂的技术更新、优化提供有力的思路。

关键词：燃煤机组；深度调峰技术；运用；安全；经济性；目前，我国的电力生产也向新能源方向发展，全面优化和改进电源结构。

但由于新能源不稳定且存在随机性，所以新能源的崛起导致我国新能源消纳、电网调峰等环节存在较大困难。

为了有效解决这一难题，国家采用了一系列政策以及工艺技术应对电力生产面临的形势，就如使用深度调峰技术来优化改良燃煤机组，不仅能确保机组设备稳定、安全运行，还能将电厂的经济效益全面提高。

1 深度调峰消纳控制1.1 火电燃煤机组出力变化与调峰消纳空间分析技术出力下限是火电燃煤机组常规调峰消纳的主要约束之一，可缩小火电燃煤机组调峰消纳的空间范围。

电力系统的调峰能力有所欠缺将导致电网接纳能力不足，所以需要对电力系统的深度调峰消纳控制技术进行优化。

经优化，火电燃煤机组出力下限降到不投油技术出力下限（40%PN），其后将再次降到投油技术出力下限（30%PN），即可扩展火电燃煤机组调控空间，由此接纳更多的风电。

1.2 优化模型通过对火电燃煤机组出力变化的分析，构建了火电燃煤机组深度调峰消纳控制优化模型，该模型分为上层、中层和下层三部分。

1.2.1 上层模型上层模型将优化目标设定为运行过程经济性与净负荷标准差最优，1.2.2 中层模型依照运行成本与补偿收益，结合电量收益损失成本与弃风惩罚成本1.2.3 下层模型依照单台火电燃煤机组深度调峰消纳能耗成本与补偿收益，将火电燃煤机组运行效益最大化作为下层模型优化目标，2 提升锅炉低负荷稳燃能力2.1 优化调整锅炉的精细化运行目前，我国烟煤机组设计的不投油最低稳燃负荷为30%额定负荷，在具体运行中稳燃负荷最低多为50%。