深度调峰下控制系统策略优化

岑峰,沈庆东,梁显顺,李逢春,石明然,赵文艺,史凯元,王祗林,彭铭戬,王昊

（内蒙古大唐国际锡林浩特发电有限责任公司，内蒙古锡林浩特026000）

摘要：在当前“双碳”背景下，各区域电网对火电机组深度调峰能力要求逐步增加，如华北电网要求火电机组深调能力达到20%额定负荷。并在“两个细则”中AGC及一次调频对火电机组考核的基础上，各区域电网纷纷制定了《并网发电机组深度调峰技术规范》专门对火电机组深度调峰下的AGC及一次调频的考核指标要求进行说明，逐步完善对火电机组深度调峰下的考核体系。随着深调的常态化，具备深调能力的机组逐步增加，《并网发电机组深度调峰技术规范》的逐步完善，针对深调机组，也会加大AGC及一次调频考核力度。若发电企业无法在50%负荷以下投入AGC，则会增加发电企业受电网的考核，影响机组深调运行的经济性。

关键词：深度调峰；控制策略；优化

Strategy optimization of control system under depth peak regulation

Cenfeng

(Inner Monglia Datang International Xilin Hot Power Generation Co.Ltd.,Xilin Hot 026000,China)

Abstract: Under the current "two-carbon" background, the regional power grid has gradually increased the requirements on the depth peaking capacity of thermal power units. For example, the North China Power Grid requires the depth regulating capacity of thermal power units to reach 20% of the rated load. In addition, on the basis of the assessment of thermal power units by AGC and Primary frequency modulation in the "Two Detailed Rules", each regional power grid successively formulated Technical Specifications for Deep Peak Modulation of Grid-connected Generating Units, specifically explaining the requirements of the AGC and primary frequency modulation assessment indicators under deep peak modulation of thermal power units, and gradually improving the assessment system under deep peak modulation of thermal power units. With the normalization of deep modulation, the number of units capable of deep modulation is gradually increasing, and the Technical Specification for Deep Peak Modulation of Grid-connected Generating Units is gradually improved. For deep modulation units, AGC and primary frequency modulation assessment will also be strengthened. If the power generation enterprise cannot input AGC below 50% load, it will increase the assessment of the power grid for the power generation enterprise, which will affect the economy of deep transfer operation of the unit.

Key words: Depth peak regulation; Control strategy; optimizing.

0 引言

随着“3060”双碳目标的提出，中国电力的发展方向转变为“构建以新能源为主题的新型电力系统”，风能、光伏发电等新能源的发展上了一个快车道，从2019年底风能、光伏双双突破2亿千瓦到2025年有望实现“双4亿”发展目标。根据相关规划，到2030年，可再生的风电和太阳能发电的总装机容量将达到12亿千瓦以上，从装机容量上看，新能源将成为我国最主要的电源。根据预测，2050年的非化石能源发电量的比重提高至90%。因此，中国煤电面临空前巨大的挑战，也就是煤电如何能够转型做到“低碳发展”，以及煤电如何实现“深度调峰”。为此，煤电必须自觉主动适应新形势下煤电角色的转变，即从支柱型能源向调节型能源转变。

调节型电源的一个重要能力就是能够“灵活调峰”和“深度调峰”，由于风光电源装机容量的快速发展，煤电机组的重地负荷运行或者深度挑灯将成为常态，大型发电机组参与深度调峰也实在必行。

由于我国现役火电机组大多是按照带基本负荷设计，不能完全适应深度调峰的运行要求，煤电转型成为调节型电源就必须具备深度调峰能力，成为风电和太阳能电力消纳吸收的保障。因此，煤电机组深度调峰改造，是新形势下对煤电的迫切要求，也是适应“3060”双碳目标新形势要求重要的举措之一。

1 深度调峰下热工系统存在的主要问题

常规火电机组控制系统的设计、调试和优化通常都是对于50%额定负荷以上区间，较少涉及低负荷运行工况。当机组在低负荷下运行时，机组的控制对象特性发生了较大变化，主要运行参数以及设备都接近正常调节范围的下限，调节、安全裕度均较小，普遍存在协调控制品质差、AGC响应速度慢、一次调频性能差、燃烧不稳定等问题。并且深度调峰时，联锁、保护等系统严重偏离设计工况运行，再加上煤种一开始就偏离设计值，造成了控制难度加大。

对于深度调峰至35%额定负荷以下，甚至达20%负荷时，燃煤机组面临了负荷调节范围更宽、调节对象的非线性和时变性更加明显、煤质变化与分层掺烧等的影响进一步放大、部分辅机的频繁启停、执行机构及测点非线性和波动等现象，给热工自动调节及程控保护系统带来较大的控制困难。因此控制回路的完善、优化和新型控制技术的开发应用是解决深度调峰背景下热工控制瓶颈问题的必要手段。

1.1 分散控制系统基础逻辑不足

常规火电机组控制系统的设计、调试和优化通常都是对50%额定负荷以上区间，较少涉及50%额定负荷以下低负荷运行工况，DCS控制逻辑未在50%额定负荷以下进行连续运行调试，更没有同时响应电网调峰调频的经验；风量、给水流量、燃料量等测量在低负荷时精度差、波动大，严重影响相关回路的稳定性；配风、给水、燃料、减温水、协调、一次调频等回路由于调节对象特性相比中、高负荷工况差异明显，控制品质一般都不能满足自动连续、稳定运行要求。这些都需要针对深度调峰工况进行逻辑优化和调试。另一方面，机组深度调峰运行时，大量设备接近极限工况运行，辅机跳闸、主燃料跳闸（MFT）等保护和切除自动等功能回路如有误动或切手动都极易威胁机组的深度调峰的安全稳定运行。由于低负荷下仅投运4台磨煤机，因此灭火保护与点火助燃逻辑在深度调峰时也变得十分关键，但火检信号质量及动作逻辑往往都不满足要求。

1.2 随动系统关键控制函数曲线适应性不足

深度调峰工况下，维持主参数安全运行是首要控制任务。燃烧稳定性、锅炉的水动力特性均面临较大的考验，常规协调控制长期在50%额定负荷及以上工况运行，在50%额定负荷以下各项主参数的非线性关系是较大的盲区，需要通过试验、数据分析等手段获取。如滑压曲线、负荷-燃料、水煤比、风煤比等主参数的非线性边界延伸。

1.3  重要辅机及系统的自启停功能不满足

深度调峰过程不可避免带来辅机或系统的频繁启停，从运行安全性和自动化程度两个角度来说，辅机或系统的一键启停功能是否完善，是影响深度调峰工况辅机或系统运行安全性的要素。

1.4  深调工况机组难以兼顾涉网性能指标和安全运行

由于深度调峰运行设备稳定性裕度较小，因此保证相关指标难度较大，机组涉网性能要求的快速性和机组自身运行要求的安全性往往存在矛盾。如超低负荷工况下，因调频动作需求汽轮机调门的波动，往往引起主蒸汽压力、主、再热蒸汽温度、汽包水位（分离器水位）、燃料等主参数的波动，部分机组甚至出现调峰调频时汽轮机中压调门大幅动作，造成机组非停等安全事故。而有关提升火电机组运行灵活性的政策都带有进一步大幅提升机组调频特性的要求。因此，在汽轮机和锅炉设备固有特性限制条件下只能进一步深入发掘协调控制潜力，并根据机组自身条件，采用其他辅助机组升降负荷的控制技术，利用机组系统自身蓄能或增加外部储能系统，以实现机组在深度调峰条件下的变负荷速率指标甚至实现指标的进一步提升。

1.5  热工自动调节的影响

1.5.1  深度调峰对协调控制的影响

（1）低负荷下，负荷对应的燃料量、给水流量等较低，变负荷相对扰动量大。加之低负荷下锅炉效率较低，增减10MW负荷燃料量变化更大，容易造成主蒸汽压力、温度的波动。例如某次试验CCS深调50%-30%连续减负荷，燃料、给水、风量调节提前达限，负荷持续减小，压力设定值持续降低，憋压导致压力偏差大CCS切除。

（2）机组在低负荷下大幅度或者快速变负荷过程中，火检信号容易减弱，火检信号波动幅度大，可能造成信号失真或丢失，存在机组保护拒动或误动的风险，特别是当堵煤或者断煤情况发生的时候，很容易造成锅炉火焰丧失，触发保护动作。

（3）低负荷时机组抗干扰能力较弱，同时主要辅机设备运行风险的提高也对机组安全稳定运行造成很大的威胁。配煤掺烧煤热值变化较大，对于机组AGC协调变负荷产生极大的扰动。

（4）低负荷下主蒸汽压力设定值不合理或者滑压速率不合理都会导致机组煤量、给水流量等主要参数的波动。

（5）“Π”型锅炉，在深度调峰负荷40%以下时，锅炉水动力劣化明显，水冷壁超温严重，在干态方式下运行困难，但干态转湿态运行转换过程较为困难。

1.5.2  深度调峰对给水自动调节的影响

（1）部分小汽轮机在低负荷时调门开度较低，线性较差，低负荷时还涉及到小汽轮机汽源切换的安全性及稳定性问题，汽源切换过程控制不好，容易造成断水的情况。要对阀门流量特性进一步修正，汽源切换时要保证平稳、缓慢、安全。

（2）对于直流炉来说，低负荷下过热度较低，温度与焓值的线性关系处于“畸形”变化区域，水煤比控制效果不佳，机组变负荷时中间点温度、主蒸汽温度波动较大。低负荷下，水动力不稳定，容易造成水冷壁超温等问题。机组低负荷运行，给水流量需求量较低，需要给水泵再循环调门开启，再循环调门的线性不佳或者卡涩，容易造成给水流量的波动，另外需要对给水泵再循环的双滞后函数进行合理设定，“死区”过小也容易造成给水流量与再循环调门的耦合振荡。

（3）低负荷下给水流量较低，极低负荷下，给水流量需求值与给水流量低触发MFT的裕量值相差较小，极易产生给水流量低跳闸事故。

1.5.3  深度调峰对风量/氧量自动调节的影响

（1）深调模式下送风机执行机构开度已至低限，无向下调节能力，风量降低及氧量降低无法通过送风机实现，丧失调节能力。

（2）双侧风机运行容易发生抢风、喘振的风险，单侧风机运行可能出现对侧风机倒转、并风机困难等问题，而且单侧风机运行极大的增加了设备因故障跳闸导致机组停运的概率。

（3）低负荷下总风量总量较少，受风量测量元件精度影响，容易造成总风量低MFT的异常事故。同时机组低负荷运行时，如发生送、引风机故障跳闸，瞬时风量突降，也存在锅炉总风量低MFT（Main Fuel Trip，主燃料跳闸）的动作风险。

1.5.4  深度调峰对炉膛压力自动调节的影响

（1）磨煤机低负荷下下限运行，煤粉管的煤粉质量浓度与流速分布不均匀，造成锅炉燃烧不稳定，造成炉膛负压波动大，增加了引风机控制难度。

（2）机组低负荷运行时，如发生送、引风机故障跳闸，瞬时风量突降，炉膛压力大幅度波动，也容易触发锅炉总风量低MFT（Main Fuel Trip，主燃料跳闸）的动作风险。

1.5.5  深度调峰对一次风压自动调节的影响

（1）低负荷下一次风压压力较低，执行机构开度较小，风机控制系统性能特性变化较大，调节难度加大，若调节不及时可能造成水冷壁超温、温度、压力控制困难。

（2）因低负荷下送风机基本处于最小开度，无氧量调整裕量。所以一次风机不仅要起到输送、干燥煤粉，稳定燃烧等作用，还要兼顾机组氧量的调整。因此，一次风机的运行调整对机组的安全稳定运行极为重要。

1.5.6  深度调峰对喷氨自动调节的影响

（1）机组深度调峰运行时，SCR反应器入口烟温会降低，从而影响催化剂活性，导致脱硝控制系统对象特性变化。

（2）低负荷段减负荷过程风量达限（动叶开度定位预留较大），氧量突升，容易导致脱硝出口NOX超标。

1.5.7  深度调峰对加热器水位自动调节的影响

高、低加水位问题一般在于机组低负荷状态下，高、低加疏水不畅、上下级抽汽压力偏小导致水位波动大，表现为正常疏水调门全开，水位仍然较高，危急疏水调门参与调节，等水位恢复时疏水调门恢复过慢，造成水位的扰动。采取的措施为根据正常疏水调节阀开度，与危急疏水设置合适的重叠度，水位偏差较大时，危急疏水可以提前参与调整。保证水位控制的稳定性与快速性。

1.5.8  深度调峰对除氧器水位自动调节的影响

某厂40%负荷向下减负荷，运行忘记切换凝结水泵变频与除氧器上水调门控制方式，导致除氧器水位无法控制，机组非停。为了机组经济性，一般电厂由凝结水泵变频控制除氧器水位，为了兼顾凝结水母管压力，通过除氧器上水调门控制凝结水母管压力。但低负荷下凝结水母管压力较低，建议利用除氧器上水调门控制除氧器水位，凝泵变频控制凝结水母管压力。利用机组负荷或者主蒸汽流量进行两种方式的自动智能切换，防止仅通过手动方式切换的疏漏。

1.5.9  深度调峰对一次调频调节性能的影响

各区域电网对煤电机组一次调频要求的最大动作负荷为6%机组额定容量，当机组处于30%甚至是20%额定负荷运行时，若电网一次调频要求最大减负荷（大扰动测试或者是因电网故障导致的电网周波较低）会导致机组高调门快速关闭，主蒸汽压力突增，煤量骤减，之后主蒸汽温度也会快速降低，等周波恢复稳定后，对机组又将是第二次扰动。机组运行在20%-30%负荷段，本身就处于不稳定的工况，加之一次调频向下的大幅度动作，会严重威胁了机组的安全稳定运行。特别是部分哈汽机组在30%额定负荷条件下，若一次调频向下动作，综合阀位低于30%时，中调门参与调节，中调门调节幅度较大，容易造成机组负荷等主要参数的大幅度波动。宁德电厂2号机组为哈汽机组,在深调至200MW负荷下后，阀位总指令降至30%以下后，中调门阀门指令也由全开逐步关小。当机组一次调频动作后，中调门阀门动作幅度过大，导致机组负荷变化过大。目前各区域电网还未完全明确30%低负荷下一次调频可以免考等规定。目前我们能够采取的措施是允许一次调频在低负荷下向上无条件动作，但向下动作时，要根据动作幅度及动作速度合理设置调门关闭的速率，我们要兼顾一次调频的要求，同时也要明确机组的安全稳定运行才是保障电网安全的前提条件。

2 DCS逻辑优化及其保护梳理

需要对重要辅机设备的跳闸和切手动逻辑进行梳理，如非必要只需提供报警而尽量不要直接触发保护动作，以避免深度调峰时原本处于设备稳定边界运行时的大幅扰动引起系统风险。对主机及重要辅机参与保护动作判断的信号进行梳理，对基于就地测点的保护判定应尽可能采用其他状态的相互参考来避免因测点异常导致设备的误动，从而威胁深度调峰工况下机组的稳定。对MFT逻辑进行梳理，关键信号采用三取二逻辑，增加触发条件的交叉参考确认条件，同时尽量采用原始直接判断条件而不是通过设备之间的串联来连锁触发MFT，避免因中间环节执行异常导致后续设备拒动。其次，针对重要辅机跳闸逻辑，如火检信号跳闸磨煤机，由于低负荷下火检易出现抖动，需要对判断数量、延时时间进行重新修订，防止由于燃烧不稳定造成设备误动。

3 深度调峰下自动控制策略优化

深度调峰下自动控制尤其是协调控制优化是一项系统工程，需要综合考虑各项参控因素，重点包括计算模块高低限重新修正、闭锁保护限值优化、深度调峰负荷区段协调控制和子系统自动控制调控品质测试、滑参数运行设定曲线确认等项目检查。

为确保机组调节的安全性，深度调峰机组在50%额定负荷以下时可以适当降低AGC调节性能，对于协调控制中为了缩短锅炉响应的燃料超前控制可以适当进行限幅或者去除，确保低负荷燃料的稳定性，调节主要以稳定为主。

3.1  热工控制系统基础工作精细化调整

由于未长期处于低负荷工况下运行，较多控制子系统控制品质和控制策略得不到实际验证和考验，多数测量参数接近系统(设备)最低运行要求，因此燃煤机组的自动及保护系统需进行深度梳理和调整优化，具体可开展如下工作：

（1）对机组主要控制子系统进行控制逻辑检查和低负荷工况开环试验，并根据检查和试验结果，经过技术讨论确认如控制策略优化以及自适应控制参数方案的设计。如给水泵再循环、除氧器水位全程自动等。

（2）通过设备选型改造、测点位置优化调整、提高测点维护检修质量等手段提高重要主辅机保护的测点测量精确度，深入检查主辅机重要保护的配置，通过增加佐证条件、冗余性配置优化等手段进行主辅机重要保护逻辑优化，实现主保护全程投入。

3.2  降低锅炉最小出力时主系统的控制优化

（1）滑压曲线优化。此项工作可依托汽机专业的滑压曲线优化试验，需要开展负荷点延伸至20%～40%的工况，确定深度调峰工况下各个负荷点的最佳滑压定值。

（2）低负荷开环试验。此项工作建议依托于机务专业开展深度调峰摸底试验过程中开展，建议在手动方式下以40%负荷和20%负荷（超临界机组以不转态为下限）为上下负荷边界，以不大于5%额定负荷为梯度，进行开环负荷调整试验，在试验中确认负荷/燃料、燃料/给水、燃料/风量等主要调节量的数值关系。

（3）汽轮机高调门流量特性数据挖掘。此项工作建议采用两种方式，一是开展专项深度调峰工况的高调门流量特性测试，二是利用大数据挖掘技术实现高调门流量特性的获取和优化。

（4）深度调峰协调控制策略设计。在前述精细化试验确定的核心规律基础上设计深度调峰协调控制策略，并考虑超（超）临界机组深度调峰至湿态工况时，湿态协调控制策略的设计。

（5）辅机自启停控制策略设计。考虑到深度调峰工况可能出现的辅机运行情况，建议设计给水泵自动退并泵、制粉系统自启停、自动投退风机、干湿态自动转换等控制方案。

参考文献

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作者简介：

岑峰，（1987-），男，工程师，内蒙古大唐锡林浩特发电有限责任公司工程维护部热控。