摘 要：由于海南电网装机容量较小，“大机小网”问题突出，电网抗扰动能力弱，且电网负荷季节性强，“峰谷差”现象突出，夜间低谷调峰难度极大，在电网特殊运行方式下，为了避免机组调停，东方电厂采取多项措施深度挖掘机组调峰能力，多次实现深度调峰，解决中、低段负荷区域脱硝合格排放瓶颈和协调控制振荡及锅炉稳燃问题，数次低于调度协议最低出力(122.5MW)稳定运行，在此过程中就协调优化、全负荷脱硝过程控制优化、一次调频控制优化及低负荷稳燃进行大胆实践，在创造了一定经济效益的同时也总结了不少宝贵经验，达到满意效果。

　　关键词：深度调峰;控制优化;全负荷脱硝;一次调频;安全、经济分析

　　1 机组概述

　　华能东方电厂建有4台国产超临界350MW机组。每台机组的配置相同，锅炉由哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计和制造，型号：HG-1100/25.4-YM1。汽轮机由哈尔滨汽轮机厂有限责任公司生产，型号：CLN350-24.2/566/566。发电机为哈尔滨电机厂生产，型号：QFSN-350-2。热工分散控制系统(DCS)采用GE上海新华控制有限公司的XDPS-400E，是—套软硬件一体化的控制系统。电厂总装机1400MW，是海南电网总装机容量最大的电厂。该电厂同时需向东方市工业园区提供120t/h(3.5MPa、450℃)的工业用汽。

　　2 面临现状

　　因电网整体装机容量小，对机组负荷控制稳定性要求较高;水电、风电、气电的装机比例较高，受自然条件及天然气供应的影响，使总体发电量的不确定性较大，调峰问题突出;联网运行时，海南电网可实现网内电力自我平衡的情况下，联络线输送功率按零交换功率安排，主要承担事故支援功能。截止2016年底，海南统调装机6592.65MW，其中，煤电3036MW，占比46.1%;核电1300MW，占比19.7%;水电881.3MW，占比13.4%;气电723.6MW，占比11.0%;风电337MW，占比5.1%;光伏232.25MW，占比3.5%;垃圾发电82.5MW，占比1.2%。东方电厂地处海南环网西线的中部，远离南北负荷电源点，电能北投南送经常受限，特别在特殊运行方式下，为了避免机组调停，需要承担电网深度调峰的重任。图1，海南电网主网结构图

　　3 存在问题及解决办法

　　3.1 原机组控制策略不能较好适应机组深度变负荷能力

　　掺烧印尼煤种后，机组存在的主要问题是：印尼煤的水份较大，在磨煤机煤量偏大时导致磨出口温度较低，磨煤机冷风全关、热风全开，无法快速改变磨煤机的风/粉比例，导致煤量波动大、主汽压力波动大、主汽温度波动大、主汽压收敛性差。优化后机组的协调控制框图见图2。

　　锅炉主控以控制主汽压力偏差为主的控制策略。优化锅炉主控的变参数控制，首先将锅炉主控调节器的比例、积分、微分相互分离，通过磨煤机平均燃料量值、机组负荷值、平朔煤与印尼煤投入比例等不同情况来构造积分时间，从而实现对动态和稳态工况下的参数进行单独设置。炉主控变参数逻辑如逻辑图3。

　　在不同的变负荷速率，不同的负荷变化幅度，不同的变负荷段，对负荷前馈量值进行修正，特别在机组升负荷的高段和降负荷的低端，前馈量值刻意减小，这有利于机组的安全。通过升/降负荷形成一定比例关系的燃料量、给水量、送风量、减温水调门指令及一次风压设定值的前馈，送入各子控制系统，在机组变负荷的过程，直接通过前馈量的配比来改变给水和燃料的比例、总风量和燃料量的比例。具体的量值配比关系以变负荷过程中的主汽压力偏差值、过热度变化、氧量变化为依据，通过不断修正，我们发现前馈煤量和前馈水量的比值在1/4、前馈煤量和前馈风量的比值在1/3较为合适。基本满足机组在变负荷过程对功率、压力和各过热段蒸汽温度的要求。变负荷前馈逻辑见图4。

　　在升/降负荷的时候，为了充分利用锅炉的蓄热量，进一步解决主要辅机出力不足以及降负荷时主汽压力居高不下的问题，特别将升/降负荷时的变负荷前馈输出值乘以不同的放大系数，加负荷的时候，负荷指令的微分值乘以系数1.2，而在降负荷的时候负荷指令的微分值乘以系数2.2。

　　#4机组负荷变动试验曲线见图5，负荷变动范围300-250-300MW，负荷变化率5MW/min。

　　1-实际主汽压力，MPa(10～30);2-主汽压力设定，MPa(10～30);3-目标负荷MW(100～360);4-负荷指令，MW(100～360);5-实发功率，MW(100～360);6-汽机主控指令，MW(100～400);7-主汽温度，℃(450～600);8-总煤量，t/h(30～200)

　　3.2原机组脱硝控制策略不能较好适应机组深度变负荷能力

　　NOX与NH3反应是一个大惯性大迟延的过程，并且风量、氧量、炉膛温度、煤质、煤量的变化均会引起NOX的变化，所以合理控制喷氨量是电厂自动调节系统的一个难点。传统的PID控制回路难以应对这种大惯性大迟延控制系统，特别在环保排放指标下降后时常出现明显的滞后性超调甚至呈发散性特点。内模控制是一种基于过程数学模型进行控制器设计的新型控制策略，由被控对象的逆模型求得实时控制量。这对机组喷氨调节更加精准，尤其在中低负荷段极大地降低氨逃逸量，减少硫酸氢胺的生成，防止空预器堵塞，降低风机能耗和空预器吹灰蒸汽量和液氨的消耗量。控制策略逻辑见图6。

　　3.3 解决机组喷氨量不准确和过喷氨问题

　　在中低负荷区尤其在烟气流场不均匀时为了方便运行人员实时监视脱硝喷氨量是否过量，并对喷氨调节给出实时指导，实现精细化调整目的。根据物料平衡计算方法，通过逻辑计算出最大耗氨量和理论最小耗氨量，在DCS画面实时显示供运行人员参考。现已在#3炉超低改造时进行实际应用(效果见附图7);具体计算公式如下：

　　耗氨量=总烟气量*NOx*NSR *17/46/1000000

　　(1)

　　NSR=脱硝效率/100+氨逃逸/NOx*2.05 (2)

　　注：上述公式中NSR是指氨氮摩尔比;

　　最大耗氨量计算中总烟气量取自脱硫入口烟气流量除以1.1，NOx为脱硝两侧入口实时浓度平均值，脱硝效率取自机组脱硝性能考核试验数据乘以催化剂活性衰减系数，氨逃逸假设为3ppm;实时计算出的最大耗氨量在脱硝画面中显示。见附图7中指示①。

　　理论最小耗氨量计算中脱硝效率=(NOx入口–100mg/m3)/NOx入口*100，其他数据与最大耗氨量计算相同;实时计算出的理论最小耗氨量在脱硝画面中显示。见附图7中指示②。

　　运行人员在调整喷氨调节阀时，在确保烟囱入口NOx排放浓度达标的情况下，尽量将喷氨量控制理论最小耗氨量附近，不允许长时间靠近最大耗氨量运行。另外为杜绝发生烟囱入口NOx浓度小时均值超标现象，在脱硝画面增加烟囱入口NOx浓度小时平均值计算显示值，提醒运行人员及时调整。见附图7中指示③。

　　3.4 解决机组中低负荷区脱硝入口平均烟温低无法投脱硝问题

　　由锅炉烟气转向室入口开烟窗，全负荷脱硝烟气旁路入口位于低温过热器入口标高为51.750m，从后包墙管上开孔取烟气，旁路烟道出口与SCR入口水平烟道连通，旁路烟道分为2个，每个旁路烟道内安装1台具有调节挡板门及1台关断挡板门，每个调节挡板对应1台电动执行器。通过新增的旁路烟道直接引热烟气到SCR入口烟道，以提高锅炉启停炉及低负荷工况下SCR系统入口烟气温度。见附图7中指示④。

　　3.5 解决机组中低负荷区一次调频控制品质差问题

　　在分析海南电网运行特点的基础之上，对东方电厂4×350MW超临界机组的一次调频控制策略进行优化和改进，基本解决了频繁小幅度以及长时间大幅度动作下的一次调频控制品质，解决低负荷段大幅度一次调频动作引起的煤量波动大问题，确保一次调频合格率有效控制的基础上，提高机组运行的安全性和稳定性。

　　3.5.1 加强对动作时间短、频差较小的一次调频信号的捕捉并体现出调频的响应，为此在转速偏差超出±2r/min后，通过比较器将模拟量信号转换为开关量信号。并对开关量信号进行最小3s的保持时间，即：在一次调频动作的情况下，即使是闪烁信号也会最小保持3秒，能够保证汽机阀位出现一次动作。但考虑到一次调频量值与方向的对应性，如：正向动作后立即出现反向的动作时，通过控制两个RS触发器，其中一个立即将上一个动作复位，另一个将当前的动作进行触发，确保不使一次调频的动作出现反向。优化后的一次调频控制逻辑见图8。

　　3.5.2 为满足调频幅度的要求，对同一方向的一次调频动作值进行最大量值的选择并进行保持。因为海南电网装机容量的特点，在用电负荷的峰/谷时间段内，往往一次调频单向长时间动作，经常在30分钟以上，调频量值的考核采用某一个时间段内的累加值。这样在图8的控制逻辑中，记忆并保持最大/小值逻辑能够满足调频量考核的要求。但运行发现，有时的动作量值常在+/-5MW以上，甚至更大，如果保持逻辑仅在一次调频动作恢复时消失，瞬间的负荷波动造成主汽压力的大幅度变化，对机组的协调控制产生很大的影响。为此，通过仔细观察长时间、大幅度一次调频变化的过程发现，一次调频动作的变化存在一定规律，即：调频发生-―频差逐渐变大――频差逐渐变小――恢复正常频率，这就要求在频差变化的情况下不断对保持信号进行复位，也就是图8中的逻辑“延时3.5秒为1”，以3.5秒为周期使保持值跟踪当前值，如果电网对一次调频量的幅度出现考核，则可通过增加保持时间的长度来增加调频量的累加值。

　　3.6 锅炉侧采取的应对措施

　　3.6.1 为了防止深度调峰2台(共计5台)制粉系统运行期间，因断煤或制粉系统跳闸导致锅炉灭火，增设给煤机跳闸、断煤自投油枪逻辑。

　　3.6.2 优化制粉系统配煤方式，针对可预见的深度调峰，将底层磨煤机掺烧热值较好、挥发分较高、水分较低的优质煤种。

　　3.6.3 优化二次风挡板、过热器挡板、再热器挡板、烟气旁路挡板的最佳配比关系，确保尾部竖井烟道及脱硝入口烟气流场均匀，使得锅炉主、再热及脱硝入口烟气温度达到最佳值。

　　3.6.4 制定《低负荷稳燃技术措施》及厂级《低负荷安全、经济、环保运行方式》预案。

　　3.6.5 锅炉专业制定《深度调峰操作指导卡》，并且要求记录深度调峰期间的锅炉各膨胀指示标尺，确保跟踪锅炉深度调峰期间处于自由膨胀、收缩状态。

　　4 取得成效

　　4.1 实现非环保改造机组(未进行烟旁改造)单机最小调峰出力低于电网协议值122.5MW，达到本生负荷100MW，A/B侧脱硝入口烟气平均温度均大于315℃，确保脱硝稳定运行，未发生环保超标排放事件。深度调峰期间自动投入率100%，机组保持CCS控制方式。成功避免非环改机组3次调停。图9非环保改造机组深度效果图。

　　4.2 实现机组停运全过程投脱硝运行，不发生NOX小时均值超标，图10停机全负荷投脱硝效果图。

　　4.3 实现环改机组并网后在50MW(15%T-MCR工况)投入脱硝系统运行。并网后脱硝入口烟气温度已经满足喷氨条件，但是由于氧量较大，需要增大喷氨量才能满足环保排放，出于安全考虑，未在并网后立即投入脱硝系统运行。图11启机过程50MW负荷投脱硝效果图。

　　4.4 实现环保改造机组8次深度调峰，最低调峰负荷为75MW，A/B侧脱硝入口烟气平均温度均大于315℃，确保脱硝稳定运行，未发生环保超标排放事件。成功避免环改机组6次调停。如果电网需要，仍有负荷下行潜力。图12环保改造机组深度调峰效果图。

　　5 低负荷锅炉安全运行评估

　　锅炉干、湿态转换正常，能够实现平稳切换，湿态运行期间锅炉疏水全部正常回收。深度调峰期间机组滑压运行，受热面水动力特性稳定，各受热面温度均在正常范围，未出现超温现象，管壁温度偏差在合理范围，锅炉各部位膨胀、收缩正常。在不需要投油枪稳燃，仅投入A层等离子的情况下能够确保炉内燃烧工况稳定，火焰图像反馈、煤层火检强度和闪烁频率均正常。为减少深度调峰对锅炉的损伤，要求机组负荷160MW以下控制负荷变化率≤1MW/ min，主、再温度变化率≤1.0℃/ min。为保证给水调节的稳定性，当主给水流量降至420t/h(额定容量1100 t/h)将上水方式由主路切换至旁路运行，利用上水旁路调节阀进行精细化调节，同时要求维持主给水流量不得低于310t/h。因此深度调峰期间锅炉燃烧系统、汽水系统、炉本体膨胀收缩量符合锅炉安全稳定运行要求。

　　6 寿命管理评估

　　6.1 发电机调峰运行寿命评估。据查阅设备说明书发电机每年具备起、停机330次的能力，即在整个发电机使用寿命期限内，累计起、停机次数不超过10000次。发电机负荷增减率，一般每分钟为额定负荷的(3～5)%，但紧急状态下取决于汽轮机。

　　6.2 锅炉调峰运行寿命评估。据查阅设备说明书锅炉在30年的寿命期间，允许的启停次数不少于下值。冷态起动(停机超过72小时)：>500次;温态起动(停机72小时内)：>4000次;热态起动(停机10小时内)：>5000次;极热态启动(停机1小时内)：>150次。

　　6.3 汽轮机调峰运行寿命评估。据查阅设备说明书汽轮机能够适应大型电网中的调峰及基本负荷。汽轮机寿命在30年以上，年运行小时数可在7500小时以上。

　　综上所述，从三大主机设备管理角度来看，东方电厂锅炉、汽机、发电机的深度调峰设备损耗均在控制范围内。并且三大主机具备深度调峰能力。

　　7 经济评估

　　机组被调停后每次启动费用大概为15万元;机组避免调停以50MW负荷运行6小时(调峰区间在00点至06点)创造利润4万元每次;单机深度调峰补偿费(调峰区间在00点至06点)0.63万元。因此若以50MW深度调峰6小时，则可给企业带来19.63万元利润。

　　8 展望未来

　　目前按照《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则(修订稿)》火力发电机组深度调峰服务供应量定义为机组额定容量的50%减去机组实际出力的差值在深度调峰时间内的积分，按照8.412(元/兆瓦时)的标准补偿。根据能源局《核电保障性消纳管理办法》(国能综电力〔2016〕457号)，第八条中明确核电要按照“补偿成本、合理收益”的基本原则，向承担辅助服务的发电主体或第三方提供者购买辅助服务或支付辅助服务补偿费用。目前，海南昌江核电机组不具备日调峰能力，2016年负荷低谷调峰问题均通过牺牲其他发电企业电量(煤电深度调峰、停备，弃风等)来解决，2017年还可能增加到弃光、弃水调峰。同时针对目前电力供给严重过剩的大形势，火电厂深度调峰灵活性运行是大势所趋，相信未来有关部门会研究制定切实可行的的调峰辅助服务补偿措施鼓励煤电进一步挖掘调峰深度参与系统调峰。

　　9 结论

　　东方电厂在电网出现特殊运行方式时，深挖机组潜力积极进行燃煤机组深度调峰技术优化和探索，成功突破极低负荷下脱硝系统无法投入瓶颈，解决中低负荷工况下脱硝系统过喷氨问题，实现全负荷段投脱硝。同时针对锅炉调整、脱硝控制、一次调频及低负荷稳燃引入先进控制策略。目前具备全负荷投脱硝能力，能够成熟应对电网深度调峰特殊运行方式，成功避免多次机组调停，保证了电网及工业用汽的安全运行，顺利利用深度调峰增加了“两个细则”奖励。这一系列举措得到了电网、热用户及当地政府的高度认可，这一系列操作经验可在国产同类型超临界机组中进行推广。