双碳”目标下燃煤机组深度调峰问题研究

张树利

(华润电力江苏检修有限公司徐州分公司，江苏 徐州 221142)

在全球温室效应日益严重的现实威胁下，世界范围内正在掀起能源清洁化的热潮，以化石能源为主的能源结构正逐步向以风、光、水等可再生能源为主的能源结构转型[1]。中共中央、国务院于2021年9月22日下发了关于实现2030年碳达峰、2060年碳中和的意见，据此，“十四五”规划时期及今后很长一段时间，新能源建设和提高新能源发电量占比将是新能源发展的主题。根据中国电力企业联合会在2022年4月25日发布的《2022年一季度全国电力供需形势分析预测报告》可知：截至2022年3月底，煤电发电装机容量11.1 亿kW，占总发电装机容量的46.1%；非化石能源发电装机容量11.4 亿kW，占总装机容量的47.6%[2]；非化石能源发电装机容量在历史上首次超过煤电装机容量。

在当前技术水平下，风电与太阳能发电的波动性、间歇性和不确定性拉大了电网负荷缺口，形成了较大的负荷峰谷差，而随着非化石能源发电量占比逐年提高，这个峰谷差会进一步拉大。因此，解决峰谷差是当下的重中之重。由于常规水电机组启停简单，负荷调整方便，许多研究人员认为水电机组是优越的调峰机组。刘长义等[3]指出，水电机组开停机迅速，灵活且调峰深度接近100%，具有优越的调峰性能。但一般通过弃水调峰，本质上是一种能源浪费行为。从经济运行的角度出发，水电机组的运行方式是在丰水期各时段均满发或接近满发[4]。孙杉等[5]分析指出，国内外核电调峰技术发展都不成熟，如果参与运行调峰，机组运行可靠性降低，存在一定的安全风险。虽然抽水蓄能机组和燃气发电机组都是电网负荷灵活调整的重要机组，但这2种机组装机规模相对较小，抽水蓄能装机容量仅有0.36亿kW[2]，而燃气发电机组装机容量为1.08亿kW[6]，二者暂时改变不了整个电网的负荷结构。其他储能电站装机容量占比更小，对调峰的贡献不大。在储能技术没有革命性突破的背景下，我国的燃煤机组必然成为调峰的主力机组[7]。但由于国内电网跨省域还未形成大规模互联互通，也没有跨网电力实时交易机制，为提高电网负荷调整灵活性，燃煤机组不仅需要启停调峰，更需要在线深度调峰。

针对“双碳”目标下燃煤机组调峰的必要性，本文分别从汽轮机、锅炉与协调控制3个方面对热电解耦难、末级叶片水蚀、锅炉稳燃性能差、选择性催化还原法(selective catalytic reduction，SCR)脱硝入口烟温低、直流炉水动力特性差、锅炉积灰、协调控制品质差等问题进行分析，并结合现有研究及运行实践给出相应的解决措施。

1 深度调峰中汽轮机存在的主要问题及应对措施

1.1 热电解耦问题及解决措施

我国的燃煤机组按照有无供热分类，可分为供热机组(背压和抽汽式供热机组)与非供热机组(纯凝式机组)2类。在非供热季，供热机组和纯凝机组均参与深度调峰。但在供热季，为满足民生采暖需要，供热机组负荷无法大幅度降低，否则会影响抽汽量，最终维持“以热定电”而无法进一步降低机组电负荷的局面，这意味着此类机组如要参与深度调峰，必须进行热电解耦改造。当风、光发电机组在大发期间及节假日期间负荷备用严重不足时，对纯凝机组而言，一般可以通过启停模式参与深度调峰。

为进一步挖掘供热机组的调峰空间，热电解耦技术得到了大力发展，如电锅炉、储热罐、低压缸零出力、热泵等技术。当前对背压式供热机组调峰深度的要求不高，如需参与深度调峰，可以首先对高低压旁路系统进行技改，降温、降压后直接对外供热，并可根据技改抽汽系统容量大小来实现热电解耦，做到电负荷灵活调整。抽汽式供热机组现在采取的改造技术主要是切除低压缸运行，该技术要求低压缸几乎不进蒸汽，仅保持在极小的流量下运行。根据供汽及供热水方式不同，使用该技术可能需要对原供热管网、换热器等系统进行技改。供热机组低压缸零出力技术能极大提升机组的供热性能、调峰深度、低负荷运行经济性等。刘双白等[8]对320 MW机组低压缸零出力性能的研究表明：对于中压缸排汽供热机组，其供热能力相对增幅为97%；在250 MW供热负荷下，与常规抽凝供热相比，其供电煤耗可降低61 g/kWh；在供热负荷达476 MW时，最低电负荷可降至79.5 MW。

切除低压缸运行技术不仅能做到一定程度的热电解耦，还能提高机组深度调峰期间机组运行经济性。热泵供热系统也是利用汽轮机乏汽进行供热，但存在热交换效率低及热损失的问题，因此切除低压缸运行技术的运行经济性高于热泵技术经济性。从技改工程量、系统复杂性、投资成本、运行灵活性、安全性、运行难度等多方面来看，切除低压缸运行是当前技改的最优选。该技术还可以结合冷再抽汽技改，不但能进一步降低机组电负荷，而且能改善深度调峰期间再热汽温低等其他问题。虽然已有很多企业将该技术付诸实践，但最小流量一般都定在15%低压缸额定蒸汽流量左右，规定较为模糊，且未对超低电负荷下低压缸的最小流量进行定量计算。模糊计算时也未考虑动态过程中小流量蒸汽在末级叶片内流场变化带来的激振、应力等影响。因此，有必要开展低压缸最小临界流量研究，旨在为现场运行人员提供指导性调整建议，并为热电机组提高深度调峰能力提供技术支持。

电热锅炉技术也可实现热电解耦。据相关研究，在国外的热电联产机组中，蓄热装置成为基本配置，可利用蓄热装置及供热系统的储热特性实现热电联产运行方式改善和灵活性提升[9-11]。刘圣冠等[12]对蓄热电锅炉供热技术及工程应用的研究指出，国内外储热电锅炉基本采用的是水储热、固体储热、相变储热等形式，水储热在蓄热容积、功率级别、设备稳定性、性价比等方面优势明显，而且水储热电锅炉运行方式灵活，可单独储热或边制热边供热运行。水储热电锅炉可被安置在燃煤机组的主变压器出口端，避免影响电网运行与线路容量安全。燃煤机组配套的水储热电锅炉供热系统热电解耦程度深，有利于进一步降低燃煤机组电负荷。但电锅炉系统存在体积庞大、投资费用高、占地面积大等问题，以及国家对其改造的政策支持力度比较小，这些不利因素均导致其推广难度大，工程实践少。

1.2 汽轮机水蚀问题及解决措施

机组深度调峰时，随着再热蒸汽温度及凝汽器真空度降低，汽轮机排汽湿度增大。当汽轮机末级叶片长时间在湿度较大的蒸汽环境中运行时，蒸汽中的微小水滴直接撞击汽轮机叶片，造成叶片水蚀。汽轮机末级叶片水蚀的部位一般位于叶顶进气端及叶顶环。随着调峰深度增加，机组排汽容积流量随着负荷降低而降低，当蒸汽流量低至某一临界流量时，蒸汽将无法充满末级叶片流道，此时乏汽会在末级叶片根部出现回流，造成叶片根部排汽端水蚀。低于临界蒸汽流量运行时，回流乏汽量随着蒸汽流量的降低而增加。在负荷较低或蒸汽流量过小时，为降低排汽温度会投运低压缸喷水系统，该运行工况下，叶片根部水蚀更加严重。叶片水蚀轻则影响低压缸效率，重则导致叶片断裂，威胁机组安全。

解决低负荷水蚀的方案有提高再热汽温、增加凝汽器真空度、改善末级叶片材质等。在深度调峰时，可通过保持高位燃烧器运行来提高再热汽温，同时运行多台真空泵以提高凝汽器真空度。但当前减少水蚀的运行调整作用有限，可通过改变汽轮机末级叶片材质来防止水蚀。王维英等[13]对低压末级叶片水蚀进行分析后指出，在末级叶片水蚀部位采取喷涂防护措施，可有效解决低负荷工况下汽轮机低压缸末级叶片的水蚀问题。李戈等[14]提出采用司太立合金的末级叶片能减缓水蚀，根据其研究，汽轮机经过7 000 h运行，未发生水蚀现象，但仍需要进一步观察和分析。无论采取哪种防止水蚀措施，每次大小修都要采取内窥镜、揭缸等方式进行检查，以便提前发现问题，确保机组安全运行。

除上述主要问题外，仍需考虑汽轮机在深度调峰期间出现的其他问题。随着调峰深度增加，高低压加热器各级疏水压差变小，产生高低压加热器不能逐级疏水自流问题，也需要运行人员重点关注，否则高低压加热器容易解列，导致锅炉给水温度低，进而影响机组安全运行。

2 深度调峰中锅炉存在的主要问题及应对措施

2.1 锅炉燃烧稳定性差及解决措施

根据张广才等[15]对深度调峰机组锅炉稳燃的研究，燃煤机组在燃用常规煤种情况下低负荷稳燃能力一般在50%额定负荷左右，但目前机组的调峰深度一般都低于该负荷，这就意味着锅炉运行在燃烧不稳定区间。原因是：在煤质不变情况下，负荷降低会导致炉内温度水平下降及机组协调控制性能变差；燃烧器内煤粉浓度逐渐降低会导致燃烧更加困难，再加上热负荷、二次风温及炉水温度下降，虽然可通过运行手段调整部分参数，但燃烧稳定性会进一步变差，锅炉燃烧不稳的现象凸显。例如在运行实践中，机组会出现炉膛压力在±150 Pa的范围内波动、部分燃烧器火检信号也开始在30%～100%范围内变化、火焰电视变暗、汽包炉的汽包水位超过±50 mm来回波动等情况。这时必须采取投油、加负荷等措施，否则极易发生锅炉灭火保护跳机。虽然付旭晨等[16]对300 MW 等级锅炉变工况低负荷稳燃能力进行分析后指出，机组设计不投油最低稳燃负荷一般在35%额定负荷，但为降低发电成本，发电公司首先考虑购买劣质煤种，而非锅炉燃用的设计煤种，这对当前燃烧器低负荷稳定燃烧造成更大的压力。另外随着设备运行时间延长，设备磨损加剧、设备性能下降、机械卡涩等故障导致机组不投油最低稳燃负荷一般都达不到设计值。

运行人员需要采取调整煤粉细度、二次风配风、一次风风速、煤质、氧量、磨煤机参数等精细化手段来提高锅炉低负荷运行稳定性。机组深度调峰期间，当锅炉燃用煤种挥发分较高、热值18 900～21 000 kJ/kg的烟煤、褐煤等优质煤种时，锅炉的低负荷稳燃能力会大大提高，基本能在不投油情况下满足40%额定负荷深度调峰时的稳燃需要。由于深度调峰时长较短，不同的发电企业会采取投运大油枪、小油枪、等离子等临时性稳燃措施，但这些稳燃措施并不是发电集团及能源局、电力行业等认可的常规性措施。

为了从本质上提高锅炉低负荷稳燃性能，需要对燃烧器进行改造。韩才元等[17-19]对浓淡燃烧器进行技改，增加可以调节的挡块、挡板等装置，提高煤粉浓度，调整回流烟气量，以提高不同负荷下锅炉燃烧稳定性，但该技术存在频繁机械卡涩故障，推广使用范围较小。徐璋等[20]结合水平浓淡技术与稳燃器技术，开发了改善低负荷稳燃和高负荷防结渣的新型复合型燃烧器，通过研发数据看，该复合型燃烧器对高负荷防结焦性能较好，但没有说明低负荷稳燃情况。近年来，宋民航等[21]对旋流煤粉燃烧器低负荷稳燃技术进行研究，分析了锅炉燃烧器低负荷下燃烧不稳的主要原因，虽然此项研究仅停留在理论层面，但给制造厂商提供了思路和理论基础。鲁鹏飞等[22]提出锅炉低负荷稳燃改造方案，利用汽轮机抽汽加热燃烧器入口一次风，提高温度约30 ℃，以改善燃烧条件。在燃烧器革新前，该方案不失为一个良好选择，但在提高一次风温度时需要增加体积较大的表面式换热器，同时，一次风中煤粉含量较高，设备磨损速度较快，换热器磨损泄漏风险增加。截至目前，还没有一种能够适应各种煤种、低负荷稳燃能力强、NOx生成量少、高负荷防结焦性能好的燃烧器，这是电力行业今后研究的重点。

2.2 SCR脱硝入口烟温低问题及解决措施

机组深度调峰时负荷率较低，炉膛出口烟温会随之降低，造成SCR脱硝入口烟温低，无法满足脱硝催化剂正常工作温度，进而造成氨逃逸率增加，影响催化剂正常投运，严重时影响催化剂使用寿命，还会造成空预器堵塞，甚至无法满足环保运行要求。

当前，很多公司为提高SCR入口烟温，除采取调整尾部烟气调温挡板、投运高位燃烧器、调整二次风和提高给水温度等常规运行调整手段外，还运用了省煤器热水再循环、烟气旁路、烟气再循环、省煤器旁路、省煤器分级布置、增加零号高压加热器等技术。王荣等[23]在对600 MW机组的汽包炉的研究中指出，采取省煤器热水再循环技术后，机组能深调至20% 锅炉额定负荷(boiler rated load，BRL)，脱硝系统入口烟温仍能满足投运条件。此技术对于汽包锅炉极具借鉴意义，但不适用于直流炉。烟气旁路技术在П式锅炉上运用较多，直接对低温省煤器、低温再热器、低温过热器等系统进行旁路，将高温烟气引至SCR入口，通过调整新加的烟气挡板始终保持SCR入口烟温在正常工作温度以上。王文鼎[24]对350 MW超临界锅炉单辅机深度调峰的改造实践发现，增加烟气旁路后，在机组额定负荷降低至30%时，能满足脱硝催化剂工作温度要求。刘沛奇等[25]对600 MW 级燃煤机组宽负荷脱硝改造方案进行论证及评价，认为省煤器分级布置能提高脱硝入口烟温，即使在35%额定负荷时也能达到脱硝运行温度要求，但该技术技改工作量大，投资成本高。蒋晓锋等[26]对零号高压加热器宽负荷脱硝技术节能进行解析，当机组负荷降至40%汽轮机热耗验收(turbine heat acceptance，THA)工况时，脱硝温度为317 ℃，比改造前升高27.9 ℃，能满足脱硝对烟温的要求；该研究还表明在50%THA和40%THA工况下机组供电煤耗降低1.0～1.4 g/kWh。由此可见，各种技改方案均能提高脱硝入口烟温，但采用零号高压加热器技术不仅有助于提高脱硝烟温，还可降低机组低负荷煤耗。

为满足环保部门对燃煤机组污染物排放的严格要求(锅炉从点火开始，脱硝必须达标排放)，很多机构开始研究低温、超低温脱硝催化剂。汤常金等[27]对超低温(小于 150 ℃)SCR脱硝技术开展研究，但目前还在试验阶段，要实现市场推广还需要时间。针对以上问题，亟需尽快研究出一种能满足20%额定负荷甚至更低机组负荷长期稳定运行要求的低温、廉价脱硝催化剂。

由此可见，几种提高脱硝入口烟温技术中除烟气再循环，都需要解决省煤器汽化问题。当前，技改时都能增加过冷度监控测点，易于运行人员控制，解决该问题难度不大。省煤器分级布置改造费用高，设计时还要考虑高负荷下防止 SCR入口烟气温度超温的情况。综上所述，不论对于汽包炉还是直流炉，在提高脱硝入口烟温方面均可采取增加零号高压加热器的方法，不仅能满足机组30%额定负荷调峰深度时的脱硝温度要求，且提高低负荷期间的机组经济性。

2.3 直流炉水动力特性差问题及解决措施

深度调峰过程中，直流锅炉的负荷变化会引起蒸汽压力、燃烧偏差、水冷壁阻力、水冷壁入口水焓值等变化，导致部分水冷壁内水的质量流速下降、停滞，甚至倒流，势必产生水冷壁水动力特性差的问题。直流锅炉水动力不稳定将直接影响水冷壁换热效率，表现在水冷壁出口汽温偏差大。水冷壁汽温偏差直接影响水冷壁壁温偏差，特别是相邻水冷壁管壁温偏差过大时直接会造成水冷壁鳍片拉裂，导致水冷壁产生裂纹而泄漏。水冷壁壁温无法冷却，使机组面临着跳闸风险，甚至超温爆管。张绪辉等[28]对1 030 MW超超临界机组的深度调峰特性开展试验，发现部分水冷壁管壁温偏差在深度调峰期间呈增大趋势，负荷降得越低这种情况越严重。垂直管圈水冷壁的吸热偏差更大，水冷壁出口温度偏差问题更加突出，更易逼近跳机值，使得机组负荷无法进一步降低。

为防止出现水动力差的问题，运行人员一般在低于30%额定负荷时，将锅炉转为湿态运行。同时，水冷壁结构形式、燃烧偏差、运行人员技能水平差异等也会影响锅炉进入湿态的负荷点。锅炉干湿态转换运行操作量大，且易导致水冷壁壁温偏差大，造成锅炉跳闸，一般不宜长时间停留。锅炉湿态运行会造成机组经济性大幅下降、烟温降低等问题。随着调峰深度增加，30%额定负荷以下时水冷壁的安全运行也是超临界及超超临界燃煤机组灵活性改造的方向。超过30%额定负荷时，如出现水动力问题造成的水冷壁出口温度偏差较大且影响机组安全运行时，运行人员一般采取降低中间点温度的方法来减小水冷壁出口温度偏差，并根据温度偏差的变化情况，决定是否提前转湿态运行。利用中间点温度调整水动力特性差的方法是给水自动工况下常规的调整手段，但如果水动力恶化速度较快，中间点调整速度跟不上汽温差变化速度，必须采取最基础的手动调整方式，即立即将给水泵切至手动，直接增加给水泵出力，迅速提高给水流量，同时减少燃料量，以尽快改善水动力特性，降低水冷壁出口的最高温度。

国内外对直流炉水动力特性的研究偏少，缺乏解决或改善低负荷水动力特性差的具体措施。张帅博等[29]对锅炉水动力特性的影响因素进行分析，提出2种有效缓解水动力问题的方法：增设零号高压加热器和投运高位燃烧器。增设零号高压加热器能够提高给水温度以及水冷壁入口焓值；投运高位燃烧器可以减小因冷灰斗固有不规则性造成的水冷壁吸热偏差。这2种措施均有助于解决水动力特性差的问题。张一帆等[30]研究指出，锅炉烟气再循环烟气量和取烟位置均对锅炉水动力有一定影响，采用烟气再循环有利于降低水冷壁各管间流量分配偏差和管间壁温偏差，但该技术要求对锅炉进行技改，同时需要考虑烟气进入炉膛的方式，以免对锅炉低负荷稳燃造成影响。

现有研究未对锅炉燃烧偏差予以充分关注，本文研究认为锅炉低负荷期间的燃烧偏差也会造成水冷壁吸热偏差，从而产生深度调峰期间锅炉水动力特性问题。为降低水冷壁在锅炉横向及纵向吸热偏差，需要开展空气动力场试验。试验时不但要进行高、中负荷动力场试验，还要进行低负荷工况下的动力场试验，以确保锅炉燃烧时的火焰在全负荷段均具有均匀的充满度。

2.4 锅炉积灰问题及解决措施

燃煤锅炉受热面脏污是不可避免的，燃用高灰分煤种时脏污程度更加严重。发电企业为降低成本，采购燃煤时关注较多的是煤价，市场上计算煤价的重要参考是燃煤热值，而灰分又是影响热值的重要因素，燃煤的灰分越高热值越低，价格也相应偏低，这种状况最终导致锅炉燃用煤种与设计煤种偏差较大。随着高灰分燃煤掺烧比例的提高，П式锅炉水平烟道及塔式锅炉省煤器和尾部低温受热面区域积灰严重。加之在深度调峰期间，锅炉总风量较低，造成炉膛截面烟气流速下降，烟气携带能力减弱，导致高负荷期间容易积灰的部位积灰程度加重。П式锅炉容易积灰的部位在水平烟道，该部位积灰较多时，锅炉可能发生塌灰灭火；同时，水平烟道积灰后烟气流速增大，受热面磨损加剧，严重时会发生爆管。塔式锅炉容易积灰的部位是炉膛顶部的省煤器和低温再热器区域，这2个区域积灰在深度调峰期间可能出现“搭桥”“堆积”的情况，导致该区域容易形成“烟气走廊”，受热面磨损加快。积灰量的增加及机组运行工况扰动会产生积灰坍塌现象，轻则炉膛负压波动，火焰电视闪烁，火检强度变弱，重则锅炉火检丧失，锅炉保护动作跳闸。

解决П式锅炉水平烟道及塔式锅炉顶部受热面大量积灰问题的方法有改善煤质、调整吹灰频次、增加蒸汽或空气吹灰器、增加声波吹灰器等。代静轶等[31]认为，采取增加吹灰频次并在水平烟道侧包墙和底包墙增加声波吹灰器措施，对治理П式锅炉塌灰效果很显著。张良等[32]也提出П式锅炉低负荷工况下水平烟道的治理方案，在水平烟道底包墙增加10支蒸汽吹灰器。实践表明，水平烟道积灰几乎消除，效果也不错，但该方案存在蒸汽吹损受热面管子的风险。董务明等[33]研究表明，塔式锅炉主燃料跳闸(main fuel trip，MFT)的主要原因是锅炉顶部塌灰，塌灰流影响燃烧器出口煤粉燃烧效率，导致磨煤机因失去火检而跳闸。通过对省煤器区域增加声波吹灰器，优化50%额定负荷以下时炉膛顶部的低温再热器区域蒸汽吹灰方式，有效降低了锅炉因塌灰造成的炉膛压力波动、磨煤机跳闸等风险。由此可见，考虑降低深度调峰期间锅炉积灰体量及受热面吹损风险，增加声波吹灰器是值得借鉴的技改措施。

除上述主要问题外，仍需考虑锅炉在深度调峰期间出现的其他问题。随着新能源吸纳比例提高，以及风、光、水等可再生能源本身固有的随机特性，电网调度很难精准预测每日的负荷曲线，燃煤机组将面临当日启停灵活调峰。锅炉频繁启停会造成锅炉氧化皮脱落，进而造成锅炉超温爆管。为防止锅炉“四管”失效，还需要对锅炉受热面材质开展研究，以适应新形势下的灵活、快速启停需要。此外，深度调峰期间锅炉6大风机安全裕量小，处于不稳定、不经济工作区，直接影响机组运行的安全性和经济性。

3 深度调峰中协调控制存在的主要问题及应对措施

燃煤机组协调控制系统普遍以满足超过50%额定负荷连续自动运行为基准[34]，但低负荷期间主再热蒸汽容积流量、主再热蒸汽温度、给水流量、给水温度、减温水量、总风量、煤量、磨煤机运行台数等均比正常运行值低，且大部分热力设备在低负荷期间调节线性变差及部分辅机启停时带来较大扰动，所以在深度调峰负荷至50%额定负荷之间很难实现全程协调自动控制，大部分燃煤机组协调控制系统调节性能较差，严重时被迫采取运行人员手动调整方式。协调控制系统调节品质差将影响各系统的调节精度，轻则造成水煤风比例失调、过热度波动、炉膛压力波动、汽包水位波动、贮水箱水位波动、给水流量或者减温水量波动、水冷壁出口壁温偏差大、汽轮机应力裕度闭锁降负荷等异常情况，重则造成机组保护动作跳闸及其他事故发生。

现有研究显示，深度调峰时提高协调控制品质最常见的方法是低负荷下协调控制系统逻辑优化，主要在水、煤、风、过热度、滑压曲线、负荷前馈、压力前馈、水位控制三冲量等方面进行优化，以提高水、煤、风的响应速度和调节稳定性，保证一定的煤水比、合适的过热度、足够的给水泵驱动汽轮机汽源压力和流量、合适的给水流量、一定的给水温度、稳定的炉膛压力、稳定的一次风压等参数在合理区间，既能满足不同负荷下各参数稳定，又能确保各辅机在安全区间运行，以实现机组整体的协调自动控制。高林等[34]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，提出深度调峰控制系统改造的潜在技术方案，但该方案仅停留在理论研究层面，并未预估方案实施的难度及能达到的效果。陈国震[35]指出通过增加深度调峰逻辑投运按钮、优化深度调峰期间的焓值曲线、设定给水流量及锅炉总风量限值、优化滑压曲线、增加煤质校正逻辑等，可在20%额定负荷深度调峰时实现机组的协调控制。李玲等[36]通过机理分析确定机组由额定负荷向深度调峰负荷变化时模型中主要参数的变化规律，然后将经典比例积分微分(proportional integral derivative，PID)参数整定方法与仿真分析相结合，最终得到主要工况点协调控制系统最优参数，并提出适应工况变化的变参数控制逻辑。将此方法应用到330 MW机组深调峰改造中，优化后的协调控制系统可在33%～100%额定负荷范围内投入，并具有良好的控制品质。孔德奇等[37]通过建立合理的机组能量需求模型，增加煤量动态前馈、机前压力动态偏差修正、煤质校正逻辑、一次调频前馈等控制逻辑，能使机组在27%～100%额定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。

解决深度调峰期间协调控制品质差的方案较多，根据当前研究可知，协调控制效果均比较理想，但实践中不能照搬照抄，需要根据各机组的特点，梳理机组在低负荷下各参数的变化规律，并参考已经公开发表的实践方案，优化机组控制逻辑。各种方案均要保证风、煤、水、锅炉主控、水冷壁出口温度、过热度、炉膛压力、汽包水位、贮水箱水位、风机最小叶片开度、磨煤机运行组合、脱硝出口NOx值等在深度调峰期间的安全工作范围内，以尽量保证系统全自动运行。现有资料显示，优化深度调峰期间减温水调门控制逻辑的方案较少。调峰深度较深时，机组负荷较低，主再热蒸汽流量较小，主再热蒸汽减温水调门调节性能较差。如果投自动运行，要密切关注减温水调门后蒸汽温度，必须保证该点的蒸汽温度有足够的过热度，防止发生水塞爆管，甚至水冲击事故。

4 结束语

“双碳”目标的形势下，为充分挖掘燃煤机组调峰潜力，提高可再生能源消纳能力，燃煤机组灵活性改造是当前电力供给侧改革的有效途径，是响应电网深度调峰政策的必要选择。我国虽然针对燃煤机组深度调峰遇到的热电解耦、锅炉低负荷稳燃性、低负荷脱硝运行、直流锅炉水动力安全性、锅炉积灰、汽轮机末级叶片水蚀、协调控制品质差等问题进行了相关技改及运行研究，但根据现有研究成果及生产实践情况可知，针对低负荷时锅炉稳燃性能差、直流炉水动力差等问题的技术措施不够成熟，理论研究偏少，研究广度和深度还需要进一步提高。同时，燃煤机组深度调峰期间运行经济性较差的问题也需要深入研究。在当前形势下，研究机构、电网公司、发电企业三方应各尽所能，努力提高燃煤机组深度调峰的灵活性，拓宽燃煤机组的生存利润空间。

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