火电机组深度调峰综合经济性分析

火电机组深度调峰综合经济性分析
摘要：近年来，我国对电能的需求不断增加，火电厂建设越来越多，对火电
机组的应用也越来越广泛。

为优化协调控制系统性能以适应电力系统对火电机组
深度调峰能力越来越高的要求，文章首先对当前协调控制策略分析，其次探讨火
电机组深度调峰关键技术问题，最后就深度调峰应对措施进行研究，结合新型调
峰技术进一步优化控制功能，成为新型电网结构下火电机组深度调峰运行的研究
应用方向。

关键词：深度调峰；协调控制；前馈
引言
由于目前新能源的大力推广和发展，电网清洁能源比例不断加大，但光伏和
风电有较强的不稳定性，风电长期存在与电网负荷反调的情况，给电网安全稳定
运行带来了极大的考验，对火电厂调峰的需求也越来越大。

各地区对于火电厂的
深度调峰补偿规则有较大差异，各火电厂参与深度调峰是否能获得实际效益也需
要一个明确的测算标准。

本文开展深度调峰综合经济性分析，为参与深调市场提
供依据。

1当前协调控制策略分析
超超临界机组广泛采用以锅炉跟随（ＣＣＢＦ）为基础的间接能量平衡协调
控制策略（ＩＥＢ），通过主汽压力这一参数表征锅炉供给与汽机需求之间的平衡，以保证电负荷快速、准确响应电网负荷调控，同时协调锅炉与汽机之间的能
量平衡。

受锅炉大惯性滞后特性影响，控制策略中引入变负荷前馈控制，通过额
外调整变负荷过程中入炉煤量、给水流量、风量、风压及减温水等多种输入变量，补偿“炉慢机快”造成的暂态能量失衡，以加快主汽压力稳定回调时间，从而提
高控制系统稳定性，减小水量、煤量等主要输入能量扰动量，提高机组热力参数
稳定性。

水煤比控制是超临界机组控制的核心，其表征数（中间点温度／过热度）的高低，代表着锅炉辐射－对流受热面配比合理，直接影响锅炉水动力安全及经
济性，保持合理的水煤配比是超超临界直流锅炉干态运行控制重点。

当前主流的
水煤配比控制策略分为水跟煤、煤跟水及水煤联合控制三种形式。

水跟煤调节方
式（ＷＦＦｍｏｄｅ）：锅炉负荷指令（ＢＤ）通过燃料量确定；给水量指令
通过设计水煤比函数生成；由燃烧变化、燃料改变等造成的过热度偏差，通过给
水偏置进行自动调节。

2火电机组深度调峰关键技术问题
1）锅炉在深度调峰负荷下（负荷低于30％），一、二次风温大幅下降，炉
膛燃烧强度和温度均大幅降低，燃烧器着火不稳定，锅炉存在灭火风险。

锅炉低
负荷稳燃，可以从2方面着手：①燃用高挥发分煤种（烟煤Ｖｄａｆ为30％～40％；褐煤Ｖｄａｆ为45％，Ｍａｒ≤20％），提高煤粉细度和均匀性，燃烧控
制精细化调整；②通过设备技术改造实现，如燃烧器改造、制粉系统改造、燃烧
在线监控改造等；采用浓淡燃烧器技术、预燃室稳燃技术、富氧燃烧技术，增设
小功率燃烧器等；增加磨煤机变频、磨煤机动态分离器、风粉在线可调系统等。

锅炉最低稳燃负荷与炉型、煤质、制粉系统配置等因素有关。

可经过前期低负荷
运行适应性试验，寻找机组深度调峰和稳定运行的限制因素，制定合适改造方案。

国内部分改造成功的机组最低稳燃负荷可以达到20％ＢＭＣＲ。

2）锅炉深度调
峰低负荷工况下运行，水冷壁内工质流量低、压力低，水循环可能出现停滞、倒流、动态不稳定、膜态沸腾等（不同形式、容量、压力的锅炉出现情况不同），
导致部分水冷壁管壁超温。

同样由于深度调峰，锅炉产汽量小，高温受热面长期
偏离设计工况运行，烟气侧和工质侧不能很好耦合，偏差远大于额定工况，屏式
过热器、高温过热器和高温再热器可能出现局部温度超过氧化温度的超温情况，
长期局部超温可能造成受热面材料老化，影响机组安全可靠运行。

深度调峰锅炉
受热面超温问题，要在低负荷工况，对水冷壁不同循环倍率下的安全性核算分析，对过热器、再热器壁温试验数据与计算数据偏差进行详细核算分析。

根据壁温核
算情况，对锅炉受热面安全性进行详细分析，可采取的措施：①对壁温超过氧化
温度的受热面进行材料升档；②对易出现超温的受热面部件和位置增加壁温测点；
③优化运行控制，减小偏差，加强壁温监控。

3）锅炉超低负荷运行时，ＳＣＲ
脱硝装置入口烟温降低，可能达不到催化剂活性温度要求，引起ＮＯｘ排放超标
及空预器冷端堵塞风险。

针对典型的锅炉布置方式，目前有多种技术方案可提高
ＳＣＲ脱硝装置入口烟温，如省煤器分级、省煤器烟气旁路、省煤器给水旁路、
提高给水温度（０号高压加热器、热水再循环）、蒸汽换热器等技术。

使用宽烟
温催化剂也可在低负荷下脱硝装置正常投运。

3深度调峰应对措施
3.1电网调峰预测
制定健全的混配煤掺烧措施，采取单斗高热值、混配降热值等上煤方式，保
证机组发电尖峰带负荷能力。

一次调频优化提高机组的动态响应能力，保证主要
控制参数稳定。

3.2发电机组检查试验
在机组灵活性需求方面，发电机系统没有突出的限制因素。

在灵活性运行条
件下，发电机组应该注意定子线圈端部和引线固定松动、定子线圈槽内固定松动、端部滑移支撑件磨损、转子线圈端部变形及绝缘跑位、密封件老化漏氢等问题。

在锅炉、汽轮机改造同时，对发电机进行必要的检查试验。

3.3进行全负荷段的阀门流量特性曲线优化
根据费留格尔公式，在确定的喷嘴调节多级汽轮机通流情况下，其调节级压
力与蒸汽流量成正比。

故可用调节级压力变化表征反应机组蒸汽流量变化，即反
应机组的负荷变化。

调节级压力反应快速，故可认为机组阀门调整后短时间内为
瞬态过程，可通过测定汽机调门阀位变化前后的调节级压力实现对机组调门特性
曲线的优化，从而提高机组负荷的响应。

3.4制粉系统运行方式优化调整
助燃燃烧器，结合锅炉燃烧室温度、脱硝SCR入口烟温、喷氨量、火检的能
量等数据分析，确定低负荷磨煤机、油枪、等离子系统的运行方式。

至少保证两
层燃烧器运行，严禁断层运行，做好断煤事故预想，可将备用制粉系统处于暖磨
状态，达到随时可启的条件。

尽可能选用上层制粉系统运行，对维持主汽、再热
温度有利，保证炉膛整体高热量，对稳定燃烧有利。

4深度调峰下储能对环境经济调度的影响
为进一步研究储能系统对投油深度调峰下火电机组环境经济调度的影响，设
置调峰深度为70%（DPRO）67%（DPRO）和60%（DPR），两种场景下均无启停调峰，可看出，当系统内火电机组处于相同启停状态时机组运行煤耗成本和调峰煤
耗成本均随调峰深度增加而减小，调峰深度从60%（DPR）增大至65%（DPRO）时
污染排放量随之减小，但在3个DPRO调峰阶段时，CO2污染排放量随调峰深度增
加而增加，此时无法同时兼顾环境和经济。

添加储能系统后可同时降低系统运行
煤耗成本和CO2排放量，但当调峰深度为DPRO时因储能充电增大调峰机组出力从
而增加调峰煤耗，总的煤耗成本相较于无储能分别增加0.36%和0.40%，但随着
调峰深度增加，有储能系统的CO2排放量分别减少0.9%和0.76%。

调峰深度为
DPR时有储能系统弃风率减小明显，在DPRO调峰深度也可进一步减小弃风率。

结语
能源产业政策坚持市场化导向，扩大市场化范围，坚持电力的商品属性原则，结合我国国情和能源行业发展历史，以提高电力市场效率和促进可再生能源发展
为核心目标，加快和深化能源产业的市场化改革步伐。

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