深度调峰

为推进“双碳”政策的实施，消纳波动性较强的新能源并网发电，当前对火电机组的深度调峰要求越来越高。循环流化床(circulating fluidized bed，CFB)锅炉机组在深度调峰低负荷运行工况有着先天优势，但实现20%以下的超低负荷运行依然面临众多的困难，如炉内流化的稳定性、氮氧化物的排放及炉内局部超温带来的安全性等问题。以某330 MW CFB锅炉的深度调峰技术应用为例，介绍了输煤筛分破碎系统、风帽节流圈、下二次风管等机组部件的改造，并配合烟气再循环等技术应用，成功实现了18%的超低负荷深度调峰运行，同时也很好地控制了NO x 的排放。最后总结了CFB机组超低负荷深度调峰技术的关键点和难点，对深度调峰运行带来的潜在问题进行了分析，并提出了相应的解决措施。研究结果具有重要的工程借鉴作用。

本项目属于火电技术领域。“三北地区”新能源消纳难题已发展成制约其规模化开发利用的重大瓶颈。热电联产机组其“以热定电”的运行方式激化了供热与电网之间的矛盾。本项目解决了多家发电企业在深度调峰改造过程中遇到的热电解耦问题，为国内 200MW～600MW 煤电机组起到引领和示范作用；通过对常压储热罐解耦技术的研究，在国内率先掌握了大容量常压储热系统的成套设计方法及工艺，为该技术在行业内的推广起到示范作用。

为掌握超临界循环流化床机组的深度调峰能力，科学参与辅助服务市场，有必要对存量机组深度调峰性能深入研究。 方法 从安全性、经济性及环保性3个维度分别开展了40%和30%额定负荷连续试运行、锅炉燃烧优化调整、锅炉效率和汽机热耗率性能测试，实施了给水泵单泵运行、压力曲线优化、锅炉氧量、床压调整等10余项优化措施。 结果 实现了连续12天30%额定负荷连续运行，40%和30%额定负荷深度调峰对煤耗的影响分别约为52、72 g/(kW·h)。 结论 350 MW等级超临界循环流化床机组具有良好的深度调峰能力，不需改造30%额定负荷工况，不需投油稳燃且锅炉保持较高效率，汽轮发电机组本体、热力系统、辅机设备等监视参数正常，主要烟气污染物实现超低排放。

针对大规模新能源并网带来的系统调峰和消纳难题，文中在分析源荷储调峰能力及其互补性的基础上，挖掘系统的调峰能力，促进新能源消纳。首先，考虑火电、独立储能和电动汽车的调峰定价及辅助服务补偿，分析调峰费用分摊与补偿机制，建立深度调峰模型；其次，考虑风光出力的不确定性与相关性，基于核密度估计和Frank Copula函数生成典型风光出力序列，并建立阶梯型需求响应模型以实现响应量的分级补偿，提高需求侧用户的响应积极性；最后，以总运行成本最小为目标，构建考虑不确定性和定价补偿的源荷储联合调峰优化模型，并以改进的IEEE 30节点系统为例进行分析。结果表明，所提模型能够挖掘源荷储三侧资源的灵活调峰潜力，提升系统调峰能力和新能源消纳水平。

深入挖掘火电机组深度调峰能力、实现风光火储多能互补运行是应对规模化新能源并网消纳的重要手段。提出火电机组深度调峰和爬坡成本、污染物惩罚成本、储能系统运行成本及新能源弃电惩罚成本的计算方法，建立了考虑火电深度调峰的风光火储系统日前优化调度模型。分别以风光出力最大、净负荷波动最小和系统运行成本最低为优化目标，并设定火电机组的不同调峰深度，对含高比例新能源的风光火储系统在典型日的优化调度策略进行仿真计算。结果表明：所建立的模型能够满足不同优化目标下的风光火储优化调度策略计算；通过提升火电机组深度调峰能力，可有效降低新能源弃电率。

火电机组深度调峰是新能源消纳和用能结构优化的重要技术手段。以某600 MW亚临界燃煤机组为研究对象，分别进行15%和20%额定负荷长时间运行试验，通过参数分析研究了不同参数对火检波动的影响。进一步提出了基于滑动窗口内火检、汽包水位和炉膛负压的波动特性分析方法，实现了炉膛燃烧稳定性判断。试验结果表明，在等离子稳燃和燃煤热值20 kJ/g左右准格尔煤的前提下，2套磨煤机可保证15%~20%额定负荷的长期燃烧稳定性。此外，通过相关性分析得出煤量变化速率、煤量分布和一次风量是影响火检波动的主要因素。研究结果可为同类型机组长时间极限深度调峰提供参考。

燃煤锅炉深度调峰对以新能源为主的未来电力系统的稳定性至关重要，而目前1 000 MW等级超超临界燃煤锅炉深度调峰性能与工程应用较为缺乏。为提高1 000 MW等级燃煤锅炉深度调峰能力，选择某电厂1 000 MW燃煤机组开展宽负荷高效研究。 方法 在机组深度调峰负荷为340 MW下，进行了低负荷稳燃实验、脱硝侧入口烟气测试，对锅炉主要运行参数、炉膛温度分布、锅炉侧燃烧调整试验进行了分析，并在此基础上开展了燃烧优化调整实验。 结果 1 000 MW等级机组具备34%额定功率的深度调峰能力；选择性催化还原(selective catalytic reduction，SCR)脱硝入口烟温基本在320~350 ℃，满足高于300 ℃的烟温要求；锅炉优化调整后，修正后的锅炉热效率为94.09%(提高0.94%)，供电煤耗降低3.27 g/(kW⋅h)；SCR脱硝入口NO x 质量浓度基本在180~260 mg/m3(降低约30 mg/m3)，满足低于300 mg/m3的要求。 结论 研究成果有助于提高1 000 MW等级燃煤火电机组低负荷运行的安全性、经济性、环保性。

电力生产中，发电机组厂用电绝大部分消耗在像凝结水泵这样的使用高压交流电机的大容量辅机中。现阶段节能改造中，将凝泵机组由工频运行改为变频运行，通过调节变频器的输出频率改变电机的转速，达到调节出口流量的目的，节能降耗效果十分明显。不过，随着变频技术的推广与应用，凝泵变频技术存在着一些新的隐患与问题，较多凝泵采用变频技术后在某些转速下会有振动增大的现象，由于凝泵泵体轴系较长，凝泵等立式水泵电机上部所反映的振动一般仅为泵轴底部叶轮、口环等处振动的1/5~1/4.因此，当凝泵电机上部振动超标时，其泵轴下部振动将呈倍数关系的放大，振动超标的情况下长期运行将导致轴承、叶轮等部分偏磨等故障，严重时可能造成泵轴弯曲、机组跳闸等恶性事故。对设备的安全稳定运行和经济性能产生很大的影响，同时影响机组深度调峰过程的机组经济性和安全性。 目前常用的降振措施包括动平衡和加支撑，动平衡方式只能一定程度上降低不平衡激振力，共振峰值仍然存在；而加支撑方式常常会导致泵轴、口环、机封等部分结构的偏磨，导致设备的异常，这两者都只是抑制了共振，并没有从源头消除共振问题。因此，研究一种能够方便、快捷实施的振动抑制方案来保证设备运行安全，提高深度调峰过程中凝泵的可靠性和节能效果，显得尤为必要。

随着国家更为严格的火力发电厂大气污染物排放标准的实施和各发电公司对经济效益的追求，对大型电站锅炉的运行要求越来越高，而与之相对应的入炉煤质却变差，设备越来越复杂，运行人员操作水平并没有相应提高，这种矛盾在低氮燃烧器改造后更为明显地表现出来，低氮改造后锅炉经常出现：结焦、水冷壁高温腐蚀、低负荷时的炉膜压力大幅度波动、甚至灭火等问题，这些间题的出现基本都与锅炉的局部燃烧气氯变化造成的，尤其是锅炉水冷壁表面氛围，而炉底的可燃气体的积聚和爆燃又会造成炉膜压力波动，低负荷运行时表现更为明显，与此同时电网容量不断增大，新能源所占比重快速升高，电网对于可再生能源的消纳压力大幅度增加，另外用电结构也发生了明显变化：工业用电比重下降，居民生活用电比重上升，使的电网负荷峰谷差呈不断增大的趋势，这样电力系统的调峰能力就显不足，火力发电就要承担更多的调峰任务，尤其是深度调峰任务，而火力发电机组的深度调峰能力取决于锅炉的最低稳燃能力，因此局部燃烧气氛对锅炉低负荷稳燃能力也有着关键性影响，因此只有掌握这些局部气氛的变化规律，消除不利因素才能保证锅炉运行在经济性和环保特性的最佳 状态，并能有效提高机组的深度调峰能力。