刘千，吕剑虹，张秋生，卓华

(1.国家能源集团新能源技术研究院有限公司，北京 102206；2.东南大学 能源与环境学院，江苏 南京 210000)

近年来，随着我国风电、光伏、地热等各式可再生能源发电形式的兴起和快速发展的持续态势，可再生能源在电网中所占的比例呈现逐年快速增长的趋势。由于风、光等自然资源本身的地域性、时间性和稳定性等客观问题，其发展已经从以往的增量补充进入到大范围增量替代和区域性存量替代阶段。随着可再生能源发电装机容量的逐年提升，可再生能源的发电特点导致可再生能源消纳、电力系统调峰问题，平衡调节能力提升需求越来越突出，制约着新型电力系统的构建和发展[1-2]。为了更多消纳清洁能源电力，电网迫切要求火电机组承担调峰任务，火电机组必须要提高运行灵活性，以适应电网调度要求[3]。提升火电机组灵活性运行能力，挖掘自身调峰潜力，不仅是解决当前新能源消纳困境的有效途径，也是延续火电企业生命周期，实现电力绿色转型的必然选择[4-6]。

我国电源结构决定了未来电源灵活性的主体仍以火电机组为主，机组灵活性改造的深度和广度有待进一步提高，深度调峰能力有待进一步加强。为助力全国碳达峰、碳中和目标如期实现，2021年出台的《全国煤电机组改造升级实施方案》明确要求：新建煤电机组和现役机组经过灵活性改造后纯凝工况调峰能力要求达到35%额定负荷(Pe)，热电机组供热期运行达到40%Pe调峰能力[7]。当前机组协调控制策略大多是针对50%Pe及以上设计、调试、运行，随着负荷向35%Pe及以下继续降低，当前协调控制策略已经无法满足机组运行需求[8-11]，需要根据机组深度调峰幅度、机组面临的困难和短板情况进行针对性优化，提升机组快速负荷响应、快速启停机、深度调峰能力[12-14]，满足电力系统对燃煤机组深度调峰运行工况下负荷调节范围宽、运行响应速度快的调控需求，主动适应新型电力系统发展，确保电网、机组安全稳定运行。

1 超临界机组深度调峰需求分析

燃煤机组的发展是以材料的发展、控制技术的提高、电力行业的发展需求为基础，随着社会整体用电量的不断增长，总装机容量的不断上升，超临界机组以其显著的经济性逐步取代了亚临界机组成为燃煤发电的主力机组。与常规亚临界机组相比，超临界机组锅炉受热面总吸收量和水冷壁、过热器、再热器、省煤器吸热量比例都发生了很大变化，由于没有汽包这种大型蓄热容器，超临界机组本身蓄热能力不足，这直接影响超临界机组响应电网负荷指令的能力。超临界机组的可用蓄热主要来源于锅炉汽水流程中的金属吸热部件与汽水工质在热交换过程中的热惯性，金属部件的比热比汽水工质比热要小很多，金属部件蓄热能力有限，因此超临界机组的蓄热能力主要来源于锅炉水冷壁中、联箱中汽水混合物的蓄热。由于缺少了蓄热体量大的汽包和下降管，超临界机组蓄热能力只有同容量汽包机组的三分之一左右，再加上超临界机组工质参数较高，工质在蒸发段通过时间变短，进一步减弱了本来就不足的蓄热能力。

随着机组容量的增大，机组温度、压力等参数的提升，适应深度调峰工况运行对超临界机组的燃烧组织、机组运行控制等方面都提出了更高要求[15]。深度调峰运行对机组在宽负荷范围内的主要参数调节品质提出了新的挑战，参与调峰的机组，其接收电网的自动发电控制(automatic generation control，AGC)指令相对频繁，随着机组负荷的降低，锅炉燃烧滞后特性愈加明显，低负荷运行工况下锅炉侧和汽轮机侧能量匹配难度进一步加大。另外，超临界机组低负荷运行时，机组受设备安全裕度的限制，变负荷能力急剧下降，尤其当运行在低负荷湿态区间时，超临界机组以类亚临界机组方式运行，对机组锅炉、汽轮机和自动控制产生了较大的影响[16-17]，包括：影响锅炉侧燃烧稳定、制粉系统的稳定、水动力安全、脱硝系统运行安全、空预器低温腐蚀及泄漏，影响汽机侧末级叶片安全性、轴系稳定性、汽机本体寿命，并对控制层面的干湿态机组运行控制、一次调频响应、负荷响应速率、水冷壁安全防护等提出了挑战[18]。常规负荷运行状态下的协调控制策略已不能满足机组湿态低负荷运行工况的需求，同时由于机组自身强耦合、多变量、非线性特点，运行中普遍存在烟气流动偏差和介质流动偏差等现象，进一步加大了机组主蒸汽温度、主蒸汽压力控制精准的难度，制订能够满足机组深度调峰运行工况下干态、湿态以及干湿态转换过程中控制要求的协调控制策略就显得尤其重要[19]。

2 深度调峰下机组协调控制分析

2.1 超临界机组运行负荷区间分类

超临界机组参与深度调峰过程中，当负荷下降到一定程度时，如果继续降低机组负荷，此时给煤量持续下降，而给水流量出于保护水冷壁水动力安全的考量不再继续下降，锅炉燃煤提供的热量不足以维持水冷壁出口工质应有的过热度，此时汽水分离器内水位建立，机组转入湿态运行状态，此时超临界机组以类亚临界汽包机组运行，锅炉、汽轮机、脱硝、控制保护等子系统严重偏离设计工况运行[20]。机组从高负荷深度调峰到湿态运行过程中经历多个状态的转换，参数变化频繁，幅度较大，干湿态运行过程中机组控制策略发生了根本变化，不同状态阶段机组的关注重点也各不相同[21]。按照深度调峰过程中机组最低稳燃负荷点、干湿态转换点这2个重要节点将超临界机组全负荷段分为3个典型区间段：

a)最低稳燃负荷至100%Pe区间。机组的最低稳燃负荷决定了机组在不进行燃烧干预情况下所能维持负荷的低限，超临界机组的最低稳燃负荷一般在35%Pe左右，在这个运行区间，机组运行安全裕度较大，为了应对电网“两个细则”的考核，一般不需要进行额外的设备改造，通过对机组已有控制逻辑的精细化调试即可满足控制需求。

b)干湿态转换负荷点至最低稳燃负荷区间。如前所述，当超临界机组深度调峰到一定低负荷时，汽水分离器出现饱和水，机组转入湿态运行方式，机组经历干态到湿态的转换过程，干湿态转换负荷点一般在(25%～30%)Pe之间，此时机组负荷已经低于最低稳燃负荷，需要采取一定的稳燃措施，比如投油或者投等离子等助燃手段；针对燃烧系统，采用优化运行或者是通过旁路改造等设备改造手段来提高选择性催化还原(selective catalytic reduction，SCR)脱硝系统入口烟温，以保证脱硝系统正常运行；需采取大量的超驰控制逻辑，保证给水流量、凝结水流量等参数在合理控制范围之内，高、低压旁路逻辑需进一步优化以满足机组干湿态转换过程控制要求，反向转换亦是如此。

c)湿态运行区间。当超临界机组深度调峰至湿态低负荷运行工况时，原有的针对干态运行工况设计的协调控制策略已经无法适用，需重点关注汽水分离器水位的波动，完善湿态工况下给水控制功能，改变机组协调控制策略。一般采用的方式是将给水控制与协调控制部分分离：给水控制主要维持分离器水位，保证最低给水流量；协调控制则由燃料量、汽轮机调门共同调节主蒸汽压力和机组负荷。

2.2 深度调峰下协调控制分析

对于燃煤机组，保证机组运行过程中的能量平衡是组织好机组协调控制的关键。超临界直流机组广泛采用基于“炉跟机”的协调控制策略，以保证快速响应电网负荷指令变化的同时协调机组锅炉侧与汽轮机侧间的能量平衡。这种能量平衡针对超临界直流机组而言就是保持合理的水煤配比，维持不同负荷工况下机组给煤量和给水量之间的平衡[22]。保持合理水煤配比的协调控制策略适用于超临界机组深度调峰过程中干湿态转换点至机组满负荷运行区间，策略采用中间点温度或者中间点焓值控制来修正给煤量或者给水量的增量，补偿锅炉与汽轮机间的能量失衡，以减小主蒸汽压力偏差，确保维持最佳的水煤配比，较为迅速地协调炉侧和机侧的能量平衡关系[23-24]。

当机组负荷进一步降低到最低稳燃负荷及以下时，随着机组负荷的降低，机组进入干湿态转换过程直至处于湿态运行工况。此时机组被控过程的动态特性变化明显，加上煤质、燃烧稳定性、电网调度指令的频繁变化等各种扰动因素的叠加，给热工控制带来了极大的困难和挑战。采用“常规PID+前馈”的控制策略已经不能满足需求，从整体控制策略上来讲，需要根据当前的机组被控对象特性引入预测控制等先进的控制技术，同时结合过程预测模型的建立、智能动态静态水煤比综合调配技术等来完成机组的有效控制。从具体实施上来看，当机组深度调峰至湿态运行工况，需要解决机组低负荷下稳定燃烧、机组脱硫脱硝相关系统正常工作、机组干湿态转换过程自动切换控制、机组湿态运行工况下的协调控制等一系列问题。干湿态转换过程中通过开展主蒸汽温度预调整、泵的切换、给水旁路运行等控制策略设计和控制逻辑组态调试，完成切换过程的全程自动运行。采用大量的超驰控制和智能控制策略，确保分离器水位的快速准确建立，启动系统运行方式和给水控制模式与干态下的无扰切换，同时还要开展深度调峰运行工况下的控制与保护逻辑的定值优化，低负荷运行状态下AGC及一次调频控制优化，深度调峰下的机组滑压运行优化，脱硝自动优化控制以及供热机组所采用的高低压旁路供热控制优化等技术研究，减少机组深度调峰过程中的手动操作、干湿态频繁切换、机组参数剧烈波动等现象，提高深度调峰下机组运行稳定性和安全性。

3 工程应用效果分析

某机组锅炉为HG1950/25.4-HM15型超临界变压运行直流锅炉，型式为单炉膛、一次中间再热、平衡通风、紧身封闭、干排渣、全钢构架、全悬吊结构П型布置、带启动循环泵，采用墙式切圆燃烧方式。投运后，受配煤掺烧工况影响，机组运行存在以下不足：机组基本具备干态范围内(40%～100%)Pe段的自动调节能力，主蒸汽温度、再热蒸汽温度存在一定的波动，大部分时候能够满足电网“两个细则”的考核要求；不具备湿态范围内的自动深度调峰能力，湿态低负荷工况下机组控制切手动运行，主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度波动较大，影响机组低负荷下的安全稳定运行。在机组进行运行优化调整、部分设备改造的基础上，从自动控制角度出发，对机组辅助调峰控制品质进一步优化，满足机组带负荷能力达20%Pe工况的要求，且低负荷段AGC、一次调频、干湿态自动转换、机组协调100%投入要求；并提高机组辅助调峰能力，保证机组安全稳定运行，提升机组发电效益。

3.1 常规负荷段协调控制优化

常规负荷阶段机组协调控制系统优化根据负荷节点划分为2个分段：(40%～100%)Pe段和干湿态转换负荷点至40%Pe段，总体还是依托已有的以水煤比控制为核心的协调控制逻辑。在(40%～100%)Pe段，系统具有较大的调节裕量和调节空间，主要是采用对锅炉主控、给水控制回路、水煤比控制等回路进行精细化调整，同时结合滑压曲线优化、煤质校正逻辑来满足机组稳态及变负荷工况下的控制要求。随着负荷往40%Pe以下继续降低，给煤量和给水量逐步达到最低稳燃负荷，到了干态运行工况的下限，此时机组调节裕量逐渐减小直至没有，炉内热负荷、蓄热量、烟气流量大幅度减小，系统抗扰动能力弱化，锅炉响应特性也与高负荷时有所不同。此时投入等离子进行助燃保证炉膛不灭火，有针对性地优化闭锁及限制条件，对锅炉主控、水煤比控制、给水控制、送引风控制、汽泵再循环、减温水系统、烟气挡板等回路采用变参数、多变量前馈等控制优化手段，精细化整定调节参数，确保控制指标满足机组控制需求。

3.2 低负荷段深度调峰协调控制优化

超临界机组干态与湿态运行方式差异很大。干态运行时机组为直流运行方式，机组协调控制逻辑以获得最佳水煤配比为核心要素。湿态时机组以类亚临界汽包机组方式运行，机组控制目标转变为保持给水流量不变，依托燃料量的改变实现负荷的增减，寻优溢流阀开度控制分离器水位。由于分离器的蓄热能力非常有限，蒸汽流量、机组负荷等参数的变化对分离器水位影响巨大，自动控制难度很大。机组在降低负荷至湿态运行工况时，经历干态、干湿态转换、湿态等过程，常规控制方法和手段已不能满足控制需求；因此，借助先进的控制技术、智能算法、专家经验来完成机组低负荷阶段控制需求。具体为：采用预测控制作为核心控制环节，提前预测被调量变化趋势，有效提前调节过程，提高机组协调控制系统的闭环稳定性和抗扰动能力，采用神经网络算法建立机组被控对象模型，实时校正与机组控制系统密切相关的特性参数，提高控制的实时性，不断向最优目标逼近；根据机组运行人员实际操作习惯、设备设施实际运行状态，结合专家智能算法，实现机组干湿态一键转换控制。

为实现深度调峰下机组优化控制目标，实现机组干湿态一键转换以及湿态下的协调、汽温自动控制，需有针对性地开展相关试验，这是达成机组低负荷段协调控制投入的关键。通过对深度调峰变负荷过程中机组不同阶段被控对象特性分析，主要开展的机组深度调峰系统热态试验包括并/切泵顺控试验、湿态工况下的手动摸底试验、干湿态一键顺控切换试验及湿态变负荷试验。在试验过程中，要对机组的当前负荷、机组当前协调控制方式、主保护的投退、子系统运行状态、重要参数数值及变化趋势加以重点关注。例如：并/切泵顺控试验过程中关注水泵转速的变化、给水流量的波动幅值、再循环管道振动情况；手动湿态摸底试验时关注水泵运行状态、再循环水流量、给煤磨组运行情况、等离子运行情况等；干湿态一键顺控切换试验时关注炉水循环泵及其相关电动门状态、贮水箱溢流控制阀状态、贮水箱液位控制阀状态、贮水箱管路电动门状态等；湿态变负荷试验时关注主给水流量低、贮水箱液位高、火检冷却风母管压力低、水冷壁温高、空预器出口一次风压力低等主保护的投退状态。通过升降负荷反复试验获取机组深度调峰变负荷过程中重要状态转换点的机组负荷值和各状态段机组协调控制系统相关控制参数，建立精确的机组被控对象模型并寻优最佳模型参数，结合预测控制算法、专家经验，设计出能够满足机组深度调峰低负荷湿态运行、能够与机组干态控制逻辑无缝链接、能够与已有逻辑进行无扰切换的机组深度调峰协调控制策略。机组干态至30%Pe(180 MW)、自动干湿转换以及湿态至20%Pe(120 MW)深度调峰运行控制曲线分别如图1—图6所示。

机组在干态至30%Pe变负荷过程中(图1所示)，主蒸汽压力最大动态偏差为0.4 MPa，稳态偏差在0.3 MPa以内，主蒸汽温度最大偏差在±4 ℃以内。机组干湿态转换自动完成(图2—图4所示)，其中“干转湿”一键顺控在13 min内完成，“湿转干”一键顺控在12 min内完成，整个过程非常平稳。“干转湿”过程中溢流阀没有开启，转为湿态运行后负荷下降25 MW左右；“湿转干”过程中切为干态后机组负荷上升30 MW左右，过热度控制在20 ℃左右，整个过程中壁温温升率控制在10 ℃/min之内，满足机组安全运行要求。机组湿态变负荷及深度调峰20%Pe稳定运行6 h以上过程中(图5所示)，主蒸汽压力控制无振荡和过调，最大动态偏差为0.36 MPa，稳态偏差在0.25 MPa以内，分离器水位波动在-1.5～+2.2 m之间，无明显振荡和过调，溢流阀在整个过程中开度为0。机组湿态协调运行模式下变负荷过程中(图6所示)，以3 MW/min速率进行变负荷试验，主蒸汽压力动态偏差控制在0.4 MPa以内，分离器水位波动在-2.5～+2 m之间，无明显振荡和过调，调节过程非常稳定，溢流阀在整个过程中开度为0。整个试验过程实现了全程协调控制投入，不开溢流，不开旁路，达成了干湿态一键自动转换的目标，机组在20%Pe下能够安全稳定连续运行6 h以上，且整个调节过程中主蒸汽压力、主蒸汽温度、分离器水位等重要参数无明显振荡和过调，满足电网深度调峰验收要求。

图1 机组干态至30% Pe变负荷试验曲线(2022-06-23)Fig.1 Variable load test curves (2022-06-23)of the unit from dry state to 30% rated load

图2 机组“干转湿”自动切换试验曲线(2022-06-26)Fig.2 Test curves(2022-06-26) of automatic switching from dry to wet states

图3 机组“湿转干”自动切换试验曲线(2022-06-26)Fig.3 Test curves(2022-06-26) of automatic switching from wet to dry states

图4 机组干湿态转换中水冷壁壁温变化率(2022-06-26)Fig.4 Change rates(2022-06-26) of water wall temperatures in the transition from dry to wet states of the unit

图5 机组湿态协调控制方式下降至20% Pe控制曲线(2022-06-25)Fig.5 Control curves(2022-06-25) of the unit reducing to 20% rated load under the coordinated control mode

图6 机组湿态协调控制方式下变负荷试验曲线(2022-06-26)Fig.6 Variable load test curves(2022-06-26) of the unit under wet coordinated control mode

4 结束语

在燃煤机组深度调峰的大背景下，详细分析了超临界机组深度调峰需求、机组深度调峰低负荷段协调控制特性、深度调峰不同阶段面临的技术难度和设备改造要点，给出了常规负荷阶段锅炉主控、给水主控以及机组滑压曲线优化等精细化控制优化手段，阐述了低负荷阶段机组深度调峰所需开展的相关试验以及试验过程中关注的重点难点内容。某600 MW超临界机组深度调峰运行结果表明，优化后的协调控制策略能够实现机组20%Pe深度调峰全程协调投入，无需人为干预，干湿态一键自动转换，参数运行稳定，机组调节速率及参数变化能够满足电网调度要求，为同类型机组深度调峰协调控制策略优化提供了有益参考，对超临界机组协调控制系统的优化和改进具有一定的指导意义。