660 MW 超臨界機組深度調峰試驗及低負荷段經濟性分析

何志瞧，陳巍文，張江豐

（1.浙江浙能蘭溪發電有限責任公司，浙江 蘭溪 321100；2.杭州意能電力技術有限公司，杭州 310012；3.國網浙江省電力有限公司電力科學研究院，杭州 310014）

0 引言

當前電力供應富余與需求減速之間的矛盾加劇，受電力供應量持續增長、外購電規模不斷擴大及省內電力消費增速放緩的多重影響，電力供需矛盾體現為調峰幅度增加和省內煤電機組發電利用小時數持續下降，由于調峰任務主要由煤電機組承擔，現有機組調峰容量已經無法滿足電網調峰發展趨勢的要求。

浙江省發改委于2018 年8 月發布《關于深入開展統調燃煤機組深度調峰和節能提效改造工作的通知》（浙發改能源[2018]436 號），要求2020 年前300 MW 及以上燃煤機組最小技術出力達到40%及以下額定容量，并鼓勵不助燃穩燃運行純凝工況最小技術出力達到20%～30%額定容量[1]。

在此政策要求及用電供求關系的背景下，結合某發電廠各臺機組的生產試驗經驗，并剖析AGC（自動發電控制）及一次調頻在各個負荷段的特點，梳理深度調峰試驗的關鍵點及注意點，通過對試驗所涉及的控制策略及各控制難點的深層次研究，順利完成了4 臺機組40%負荷段的深度調峰試驗工作。

與此同時，統計各機組低負荷段深度調峰的時長，結合華東電網新版“兩個細則”對深度調峰的補償措施，研究機組在新形勢下的經濟性。

1 機組概況

某發電廠4 臺機組為超臨界燃煤機組，鍋爐采用北京巴威公司制造的超臨界、中間再熱螺旋爐膛直流鍋爐，型號為B&WB-1903/25.40-M。鍋爐采用正壓直吹MPS 中速磨制粉系統，前后對沖燃燒方式，并配置有36 只低NOX雙調風旋流煤粉燃燒器，燃燒器上層配有前后各8 個OFA（燃燼風）風門。露天戴帽布置，噴燃器以下緊身封閉。在尾部豎井下設置2 臺豪頓華三分倉空氣預熱器，燃用具有中等結渣性的煙煤，機組配有帶啟動循環泵的啟動系統。

汽機采用東方汽輪機廠& 阿爾斯通生產的中間再熱凝汽式汽輪機，機組型號為N660-24.2/566/566。汽輪機高低壓旁路系統采用兩級串聯旁路，高旁容量是在額定壓力和溫度下的40%BMCR（鍋爐最大出力工況）流量，低旁容量是40%BMCR流量加高旁額定減溫水流量，高壓加熱器采用大旁路系統，給水系統采用2 臺容量為50%的汽動給水泵和1 臺30%的電動給水泵，除氧器可滑壓運行，凝汽器為單流程雙背壓，高低壓凝汽器各配2 臺50%容量的機械真空泵。

2 深度調峰過程中的關鍵點及試驗結果

2.1 負荷變動及AGC 試驗

與亞臨界汽包爐不同，直流爐中給水變成過熱蒸汽一次完成，鍋爐的蒸發量不僅決定于燃料量，同時也決定于給水流量，而深度調峰期間機組處于低負荷段，由于燃燒工況的弱化，金屬工質的吸熱量有所降低，在變負荷初期，極易發生因鍋爐主控前饋作用，特別是給水、給煤前饋量的變化造成瞬時的水煤比失衡，導致過熱度的急劇波動，造成過熱蒸汽溫度的突變。這在一定程度上會導致金屬疲勞破壞，造成汽水管道中的氧化皮的生成及剝離[2]。與此同時，前饋作用的不匹配，特別是給煤、送風前饋量的改變，勢必導致主再熱汽溫的波動，從而影響SCR（選擇性催化還原脫硝系統）入口煙溫的變化。此外，前饋作用的調節不當極易惡化爐內燃燒，加劇MFT（主燃料跳閘）風險。因此，前饋作用的檢查與低負荷基礎自動的整定和協調優化至關重要。

常規協調控制過程中，鍋爐主控、前饋作用以及煤線、水線、風線等主要控制對象均將下限設置在50%額定負荷，因此在進行深調負荷變動之前，還需確認整定部分重要參數。

（1）進行協調控制邏輯優化[3]。檢查CCS（協調控制系統）邏輯中各主、重要參數和各功能塊的下限邊界限制值，適當地將各參數向下延伸。檢查給煤、給水前饋作用，特別是減負荷過程中的前饋量。修改和優化燃料線、水線、修改燃料和給水前饋量。修改負荷指令回路，鍋爐與汽機主控回路，燃料主控、給水、送風量控制的下限值，避免因為下限導致工質失衡。修改、優化和延長滑壓曲線，使得深度調峰區間的滑壓曲線滿足機組低負荷運行要求。

（2）確定降負荷過程中磨煤機運行方式（停磨時機與磨煤機運行配合），盡量減少低負荷停磨操作，根據試驗過程中確定的最佳一次風量和煤量的值，修改低負荷下磨煤機相關模擬量控制的設定值。

（3）降負荷過程中觀察SCR 反應器入口煙氣溫度變化情況，如果降負荷速度過快導致煙溫降低較大，應當降低降負荷速率或者降低前饋幅度，保證入口煙氣溫度。觀察降負荷過程中SCR進出口NOX的變化趨勢，適當調整脫硝自動控制品質[4]。

在升負荷過程中需著重加強對過熱度和貯水箱水位的監視，一旦出現過熱度快速下降的現象，機組應立即撤出CCS 方式，并適當減少給水量，確保機組的干態安全穩定[5]。而在降負荷過程中，因動態前饋作用的影響，將導致煤量指令快速且大幅度減少，此時應著重加強對火檢畫面的監視，若出現火檢同煤層有2 個或不同煤層有多個信號丟失的現象，同時，在降負荷過程中，可能會造成鍋爐的分離器出口工質過熱度消失，分離器出現水位，也應立即終止降負荷的過程，并適當增加負荷確保機組的安全穩定[6]。當機組處于低負荷運行時，關注MCS（模擬量控制系統）中各主、重要參數的調節性能，必要時進行重新整定。

2.2 一次調頻試驗

一次調頻試驗時，若汽輪機調門的變化幅度遠大于預想值，尤其是出現調門關閉幅度過大時，應立即終止試驗，將汽輪機調門恢復到試驗前值，使相關參數控制在正常范圍內，確保機組的安全穩定。

另外，為保證40%Pe（額定功率）負荷段時一次調頻試驗動作的正確性，建議先進行-0.066 7 Hz 小頻差負荷方向試驗，以驗證主汽調門動作的方向及主機振動的情況。因40%Pe 負荷段需要進行-0.183 Hz 大頻差試驗，由于調門的快速且大幅度開啟，需著重加強EH（抗燃）油壓、大機振動及軸向位移等參數的監視，若發生異常變化應立即終止試驗，將汽輪機調門恢復到試驗前值[7]。涉及主汽調門為順序閥方式運行時，在一次調頻試驗過程中應關注順序閥的流量線性度。

2.3 調整過程

在試驗過程中，主要調整優化了以下內容：

（1）檢查CCS 邏輯中各主、重要參數，將機組負荷生成回路各功能塊的下限調整至230 MW。

（3）由于300 MW 與240 MW 主汽調門開度偏差較大，優化增大了240 MW 負荷段對應的滑壓設定值。

（4）240 MW 穩態時，重新調整了爐膛負壓、一次風壓、除氧器上水閥等基礎自動控制回路的變參數。

（5）在300 MW 負荷段，對DEH（數字電液控制系統）中一次調頻邏輯的主汽流量前饋量進行優化。

2.4 試驗結果

該發電廠4 臺機組深度調峰試驗均已完成。試驗過程中機組負荷最低降至240 MW，實現機組穩定不投油燃燒，各個環保參數指標正常，AGC 試驗、一次調頻試驗滿足電網要求，試驗結果如表1、表2 所示。

表1 各臺機組AGC 試驗結果

表2 各臺機組一次調頻試驗考核結果

3 深度調峰低負荷對機組經濟性的影響

隨著機組運行區間的下探，鍋爐燃燒減弱，爐膛溫度降低，機組已偏離設計的最佳運行區域，各主、輔設備也偏離了額定工況點，性能發生較大幅度的變化。因此，掌握機組在低負荷段的鍋爐熱效率、汽輪機發電熱耗率、廠用電率等指標的相對變化程度變得尤為重要。

在定負荷和變負荷工況下，通過對鍋爐、汽輪機本體及其附屬系統低負荷實際運行能力的評估考察；對鍋爐效率、機組發電熱耗率、廠用電率的計算比較可以看出，較之50%額定工況，40%額定工況下鍋爐熱效率降低，汽機發電熱耗率、供電標準煤耗、廠用電率均有增加，機組經濟性變差，具體數據如表3 所示。

表3 各機組40%額定工況下經濟性指標對比結果

表3 中經濟性指標僅針對試驗期間的試驗工況，且對比基準值為50%額定負荷，表中符號“-”為下降，“+”為增加。根據文獻8 可知，因供電煤耗的明顯上升所導致的供電成本相應上升，其供電成本增加量可由式（1）計算得到：

式中： ΔE 為供電成本增量；ΔB 為供電煤耗增量；Q 為燃煤發熱量；D 為燃煤市場價[8]。

根據表3 可知，該發電廠4 臺機組40%負荷時，機組供電煤耗增加了13.56～16.83 g/kWh，參考2019 年5 月底CCTD（中國煤炭市場網）秦皇島動力煤綜合交易價格，5 500 大卡（即229 90 kJ/kg）發熱量的標準動力煤按588 元/t 計算，各臺機組的供電煤耗增加引起的發電成本增加約為10.15～12.59 元/MWh。另外，脫硝環保設備的連續投用以及廠用電率的增加也會進一步提高機組的發電成本，影響機組的經濟性。

成聯方:編寫這本教材最主要的初衷是為滿足大學通識課教學的需要。編寫大學通識課的書法教材，是有一定難度的。首先要考慮到學習課時，同時，還得考慮到書體的豐富性，還要考慮書法歷史知識和書法審美知識與理論。這本書是在鄭曉華教授的統籌之下，根據參編者的特長分別編寫，最后再由鄭曉華教授最后統編審稿的。時代在進步，對書法這門學問、對書法教育的思考也越來越清晰，我們編寫這本《大學書法》，便是在借鑒前人經驗教訓的基礎上完成的，相對成熟的書法教育思考與方案都呈現在教材的編排中，希望這部教材能在高校的書法教育中起到良好的推動作用。

4 深度調峰驗證試驗后機組運行情況

4.1 深度調峰驗證試驗后機組調峰情況

在完成機組深度調峰驗證試驗、核定機組銘牌出力之后，各臺機組的AGC 下限從50%調整至40%，并已根據調度中心的控制目標正常運行。表4 為1 號機組在2019 年2 月份參與深度調峰的時長統計。

表4 1 號機組深度調峰時長統計

由表4 可知，1 號機組二月份深調總時長約為40.2 h，約占機組總運行時長的16.7%。

4.2 “兩個細則”的試運對機組經濟性的影響

國家能源局華東監管局于2019 年3 月底發布了新版《華東區域并網發電廠輔助服務管理實施細則》和《華東區域發電廠并網運行管理實施細則》（以下簡稱“兩個細則”），細則中明確了有償調峰補償機制及補償標準[9]，補償標準如表5 所示。

表5 低于基本調峰下限少發電量補償標準

通過對補償機制及補償標準的解讀可以發現，新版“兩個細則”試用之前，盈利較大的是負荷響應能力較強的機組，而試用之后盈利大戶則變為了具備深度調峰能力的機組。不僅如此，“兩個細則”中還明確了在夜間負荷低谷時段，機組長時間低負荷運行將獲得輔助調峰的補償費用。

4.3 機組整體盈利情況

對2019 年2 月份1 號機組運行數據進行統計，機組發電量如圖1 所示。

圖1 1 號機組發電量

根據新版“兩個細則”的規定，浙江省發電機組基本調峰范圍為51%，即機組的出力調整范圍為額定容量的49%～100%。因此，表5 所表述的低于基本調峰下限的發電量標準為49%額定工況，即323.4 MW。

通過對圖1 中發電曲線的數字積分運算，可由式（2）計算得到低于調峰下限的發電總量：

式中： P 為發電總量；f（t）為發電曲線；t 為時間。根據計算，剔除啟停機帶初負荷階段，2 月份1號機組低于調峰下限的發電總量為12 875.54 MWh，具體電量如表6 所示。

表6 低于基本調峰下限實發電量明細

以49%額定工況323.4 MW 為基準，折算少發電量，如式（3）、式（4）所示：

式中： ΔP1為40%～50%的少發電量；ΔP2為30%～40%的少發電量；f1（t）和f2（t）為發電曲線；t 為時間。

結合表5 中的補償標準，可以得到相應的補償金額，如式（5）、式（6）所示：

式中： ΔF1為40%～50%的少發電量對應的補償；ΔF2為30%～40%的少發電量對應的補償。

綜上所述，該機組低于基本調峰下限少發電量而得到的補償大致如表7 所示。

表7 深調少發電量補償明細

根據前文，該機組在40%額定負荷時，供電煤耗增加引起發電成本增加約10.15 元/MWh，而煤耗的增加與發電量成反向關系，因此，通過線性分析推斷出供電煤耗增加引起的發電成本增加的函數關系為：

式中： ΔD 為發電成本增加量。

將ΔF1與ΔD 相減即可得到40%～50%負荷段機組深調補償與發電成本增加的關系：

式中： ΔY 為補償與成本之差。

根據驗算可以得到，在f1（t）∈（264，323.4）區間內，函數成單調遞增，且ΔY∈（887.57，1 459.24），因此該機組在40%～50%負荷段，使用試驗工況的煤種所增加的煤耗量的發電成本稍小于深調補償量，機組未造成虧損，且盈利空間僅與少發電量有關，與少發時長無關，如圖2 所示。

同理，參照40%額定負荷時，大致估算供電煤耗增加引起的發電成本，可以得到30%～40%負荷段機組深調補償與發電成本增加的關系：

圖2 深調補償后盈利能力與負荷的關系

當f（t）∈（198，264）區間內，雖函數成遞減狀態，但ΔY∈（8 022.3，2 072.4），即負荷越低，補貼力度越明顯。

除了燃料成本上升這一直接影響因素之外，影響機組經濟性能的指標還包括廠用電率、動態調節的能耗和設備檢修維護管理成本等綜合因素。因此，結合深度調峰試驗所得到的相關數據可以認為1 號機組在深度調峰階段的盈利能力并不明顯，但2 號、3 號、4 號機組因煤耗、汽輪機發電熱耗率、廠用電率絕對值的上升，在40%～50%負荷階段已無盈利空間。

5 結論

（1）通過邏輯審查及參數整定，某發電廠4 臺機組深度調峰試驗過程順利，機組負荷最低降至240 MW，實現了穩定不投油燃燒，各主、重要參數正常，各項模擬量控制品質達標，AGC 試驗、一次調頻試驗均能滿足電網考核要求。

（2）隨著電力市場過剩程度的增加，火電機組的利用小時數會逐漸下降，機組參與深度調峰將常態化。隨著新版“兩個細則”的正式實施，大型燃煤火電機組主要的盈利方向或將轉移至深度調峰補償，其深度調峰下的經濟性將成為檢驗其盈利能力的重要指標。

（3）深度調峰形勢下，控制燃料成本、降低廠用電率、提升機組可靠性將成為發電企業下一階段關注的重點工作。摻燒一定比例較低熱值的煤[10]、探索重要輔機新的節能運行方式或為一種可行的手段。