国电电力酒泉发电有限公司 赵崇昱 袁新立 闫培飞 毛东学

引言

依据国家能源局《电力发展“十三五”规划》、《风电发展“十三五”规划》，到2020年我国风电装机容量将达到2.1亿千瓦，太阳能发电装机将达到1.1亿千瓦，2020年以后风电和光伏装机容量将进一步增加。近几年，尤其以西北区域为代表，风电与光伏装容量在甘肃境内大幅增加，据调查甘肃区域风电与光伏机组年可利用小时数平均只有2000小时左右，弃风弃光现象严重，造成大量资源浪费。

未来，受到多方面因素影响，西北地区风电和光伏的消纳形式还将日益严峻，主要原因有：西北及甘肃区域风光资源富集，风电和光伏的渗透率将进一步增加；随着产业结构调整，用电负荷峰谷差将增大；西北及甘肃区域调峰电源建设条件有限，灵活性电源短缺；部分地区为实现集中供热，热电联产机组仍将增加，调峰困难仍将加剧。

2014年以来，甘肃区域火电机组发电利用小时数也持续下降，例如我公司在2016年、2017年夏季两台机组就长期双停，生存形式严峻，随着未来可再生能源的进一步发展和电力市场的改革，火电的生存环境和未来发展还将受到极大考验，火电成为调峰机组是解决目前所处大形势下的有力手段。今后，甘肃区域内所有火电厂长期参与深度调峰、甚至冬季供暖期参与调峰，将是各个火电厂要面临的常态。

在此大背景下，各火电企业拓展思路，及时开拓市场，若能够率先在甘肃区域开展灵活性改造项目，提前筹划布置，有序组织，逐年分步开展深度调峰配套改造工作，将为参与深度调峰打下坚实基础。

1 详细技术内容

1.1 控制逻辑

协调控制系统优化方面，主要针对低负荷27%～50%段进行参数优化调整，同时对50%MCR以上负荷段、供热期工况进行调整，保证机组全负荷段满足机组全负荷段全程自动控制调整及脱硝喷氨系统的自动控制调整，保证锅炉燃烧稳定，负荷响应迅速敏捷及快速升降负荷过程中的排放参数稳定性。

主要技术内容包括：

采用直接能量平衡控制策略，设计了基于智能非线性控制的协调控制系统，针对变负荷、变压力的运行方式加剧被控对象的非线性特性的情形，采用变增益和非线性环节改善机组控制特性；针对机组锅炉控制系统大迟延、大惯性的特点，运用模糊控制算法对重要回路的PID参数进行了实时调整，显著改善了机组负荷调节能力；机组变负荷过程中，对煤量、风量等回路采用前馈性质的智能加速超调信号，超调信号的幅度和持续时间采用基于规则的智能化处理，大幅度减小难于驾驭的反馈超调的使用，使必需的超调量及时和可控。

增加机组供热时段热/电负荷转换功能，确保供热期机组各主参数良好匹配；针对机组一次调频系统，通过优化一次调频控制回路，增加主汽压力、机组负荷、单/顺阀方式、供热工况等修正回路，提高机组一次调频的动态性能；针对机组的深调模式，增加必要的控制手段，确保深调区间一次调频的可靠性、以及机组的安全性；对AGC及一次调频性能优化改造，增加更高精度频率变送器，使一次调频动作精确迅速，并重新进行试验工作，保证机组深度调峰、正常调峰区间的AGC、一次调频合格。

1.2 系统改造

1.2.1 省煤器加装烟气旁路改造

以我公司为例，旁路烟道入口选在后包墙低过水平段进口54.2米标高处，截面尺寸为5m×0.8m，锅炉低负荷时旁路烟道中烟气速度控制在15m/s以内，出口至省煤器出口烟道水平段。在旁路烟道水平段和旁路烟道出口附近设置非金属膨胀节，并在旁路烟道垂直段布置关断挡板、调节挡板，并在主烟道设置调节挡板，实现主旁烟道两侧协调配合。配套进行了脱硝喷氨格栅混合器改造。改造后满足当SCR入口温度为265℃（对应于30%THA负荷下温度）时，省煤器烟气旁路投运后SCR入口温度达到315℃设计、温升幅度为50℃的技术要求。

1.2.2 加装B层等离子点火装置

燃烧器B层改造为等离子层燃烧器（含一次风粉管弯头膨胀节及正反法兰和连接件）；等离子点火器电气系统配套改造并将#1、2炉B、C磨煤机电机动力电源及控制回路的倒换改造；闭式循环冷却水系统、等离子载体风系统、火检冷却风系统、图像火检系统、煤火检系统、炉膛火焰监视系统、控制系统、燃烧器壁温监测系统、一次风在线监测系统、冷炉制粉冷风蒸汽加热系统配套改造。

等离子发生器功率可用调节范围70～105kW；可更换阴极使用寿命150h；阳极使用寿命300h；冷态启动稳定着火时间≤180s；等离子燃烧器出力3～8t/h；冷风加热器运行参数满足对应的磨煤机最低出力及通风量，且等离子点火及稳燃系统具备冷态点火启动、带负荷的性能；等离子燃烧器作为主燃烧器运行，燃烧器及锅炉水冷壁受热面不结渣，改造后30～50%THA工况下锅炉可稳定燃烧运行。

2 配套创新及节能措施

精细化分析深调曲线，全负荷段“两个细则”正向收益。利用电网辅助服务市场管理平台建立数据分析库，每日对前一天数据进行逐个点的精细化分析，发现协调控制系统细节上存在的问题，不断优化，将“两个细则”考核与深调考核消除，目前“两个细则”自本年5月份至今累计收益、深调收益显著，“两个细则”考核逐步降低，深调考核基本消除。

开拓思路，多方位开展深调工况节能减排工作。优化运行绩效考评系统，加入深调时各项运行参数评价指标，正向引导节能目标，供电煤耗在深调煤耗升高基础上下降0.8g/kWh，部分抵消深调带来的机组耗能提升；分析脱硫系统深调工况下的运行状态，将原有脱硫系统浆液循环泵2+1运行模式优化为1+1运行模式，在保证SO2排放指标合格的同时，降低厂用电耗0.4%，节能、排放双向兼顾。

分析同类型机组深调工况发生的异常事件，排查隐患，制定对应措施。收集了参与深调机组发生的各种因深调导致的非停、异常工况等情况，吸取教训，分析原因，自主完成了等离子联锁保护逻辑、磨组联锁保护逻辑等保护措施，保证机组深调工况下燃烧稳定。

3 项目效果

经济效益。深度调峰配套的旁路烟道改造项目、B层等离子改造项目已在全国各家电厂普遍实施，东北区域内电厂更是于几年前就已开展深度调峰项目，但相较同类型改造电厂，我公司深调负荷达到27%MCR工况，且协调控制全程自动运行，燃烧稳定，AGC响应快速准确，一次调频性能出色，电网辅助服务能力优秀；目前“两个细则”累计收益和深调收益成绩喜人，“两个细则”考核逐步降低，深调考核基本消除。

间接经济效益。截止2019年11月，我公司年深调电量1.92亿千瓦时，按深调期间少发电量折算，节约标煤6.6万吨，二氧化碳排放量减少16.7万吨。

社会效益。响应国家能源产业结构调整、促进节能环保、清洁生产、清洁能源等绿色产业发展，构建清洁低碳、安全高效的能源体系，增加清洁电力供应的政策，为解决甘肃区域新能源消纳问题做出贡献，促进了甘肃可再生能源电力供应的发展。

深度调峰期间协调控制的可靠调节，保证了我公司电网侧辅助服务质量，为电网系统的稳定运行做出一定贡献。