负荷运行

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。

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。

为充分发挥水电的灵活调节作用来应对高比例风电的随机性、间歇性对电力系统调度带来的影响，以促进风电全额消纳、火电运行费用最低、火电机组出力波动量最小作为优化目标，建立风−水−火电力系统多目标优化调度模型，并且综合考虑火电机组启停与低负荷运行、风电有无弃风等多种场景，提出水电利用率、火电运行成本、火电波动量等量化指标，用以评价调度结果的优劣。为保证模型求解效率，设计分层优化求解策略：第一层优化水电机组出力，促进水电调节能力的充分发挥，保证火电机组总波动量最小；第二层优化各台火电机组出力，使得系统运行费用最低；采用粒子群算法对每层优化问题进行求解。通过不同应用场景下的算例测试，进行优化前后的调度结果对比、考虑机组启停的调度结果对比、不同风电装机容量下的调度结果对比，验证了所建模型和分层优化策略的有效性。

托克托发电有限责任公司五期机组为2X660MW超超临界直接空冷机组，每台机组设置1台100%BMCR容量的汽动给水泵。汽动给水泵前置泵与主泵同轴布置，由小汽机驱动。汽动给水泵轴端密封采用浮动环密封结构，汽动给水泵轴端密封水取自凝结水泵出口后母管，其作用一是确保汽泵密封水压力高于汽泵泵体内给水压力，二是汽泵密封水对轴端起到降温作用（凝结水温度≤75℃，汽泵内给水温度180℃）。汽泵密封水压力要求比汽泵入口压力高300kpa，不得低于250kpa（压差分别取自汽泵密封水供水调整门后密封水压力和汽动给水泵入口给水压力之差）。压差低于250kpa后可能导致密封水回水温度高高跳闸汽泵，给水中断，机组跳闸。目前高负荷运行工况时，汽前泵转速高，汽前泵出口压力达到3.0MPa，为维持除氧器水位，凝泵出口压力满足不了汽泵密封水的压力要求，密封水回水温度高，对机组安全运行构成威协；在低负荷运行时，为维持密封水压差，凝结水泵无法变频运行，影响机组经济性。同时汽泵密封水供水允许温度20-60℃，密封水回水温度80℃报警，90℃跳闸。在夏季时，我厂660MW直接空冷机组凝结水温度最高可达到75℃℃左右。因此，若想实现凝结水泵深度变频，确保机组安全稳定运行，现有汽泵密封水系统已无法保证。

50MW重型燃机机组主要用于天然气分布式能源、天然气发电领域。ISO额定出力50MW，效率≥36.5%，燃气排气温度超过530℃；联合循环出力达到71.5MW，联合循环效率≥51.7%。采用17级轴流压气机，IGV+2级静叶可调，3级抽气可调，多种手段保证部分负荷运行时的稳定裕度；采用8个环管型逆流式燃烧器，DLN，双级径向旋流，先进的冷却设计能够实现高效冲击冷却；采用4级轴流透平，应用了高效的透平叶片型线设计和先进透平冷却技术。50MW重型燃机机组在设计和试验验证、高温透平叶片制造、燃烧器制造、高温部件功能涂层制备、控制策略、运维服务方面具备自主知识产权。50MW重型燃机机组与功率相当的主流商业燃机GE 6F.01、西门子SGT-800、MHPS H50相比，具有基本相当的运行参数水平。

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。

异常振动和声响是设备故障的重要表征之一，尤其针对特高压高抗、换流变等高负荷运行设备，异常振动和声响更为频繁，但是当前针对异常声响的检测判断主要通过人耳完成，存在辩识准确度低、可靠性差等问题，难以满足现场运维检测要求。而声学成像系统通过非接触式声学阵列传感器同步采集多个传声器的噪声信号，运用麦克风阵列成像算法获得不同频率噪声的空间位置，进而获得异响信号的空间位置和信号特征，并可形成视频信号，从而快速有效地判断异常声响的来源和性质，协助评估异常故障的危害和设备运行风险。

随着城市地下电缆配电系统的不断发展，电缆容性充电电流引起的轻负荷期的电压升高问题日益引起重视。10kV三芯带铠电力电缆与架空线相比,其对地电容电流是架空线的30～100倍。电缆比例的提高,显著加大了供电系统的对地电容电流与相间电容电流。《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》6.2条要求对进出线以电缆为主的220KV变电站应配置相应的感性无功补偿装置。但现阶段解决此问题的传统方法是采用固定式电抗器补偿电容电流，不能根据系统的实时情况进行动态调节，设备利用率较低，而且电抗器处于满负荷运行状态，负载损耗较大。用于配电网的意义:随着城市地下电缆配电系统的不断发展，电缆容性充电电流引起的轻负荷期的电压升高问题日益引起重视。《电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》6.2条要求对进出线以电缆为主的220KV变电站应配置相应的感性无功补偿装置。如果在配电网上装设感性无功发生器，可针对变动比较大的负荷（如为电气化铁路供电的变电站，风电、水电等间歇性波动较大能源接入的变电站等）进行快速有效的动态无功补偿，对电压波动、功率因数及谐波进行综合治理，在有效的改善电能质量的同时，可取得明显的节能降耗效益。用于配电网的意义∶随着城市地下电缆配电系统的不断发展，电缆容性充电电流引起的轻负荷期的电压升高问题日益引起重视。《电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》6.2条要求对进出线以电缆为主的220KV变电站应配置相应的感性无功补偿装置。如果在配电网上装设感性无功发生器，可针对变动比较大的负荷（如为电气化铁路供电的变电站，风电、水电等间歇性波动较大能源接入的变电站等）进行快速有效的动态无功补偿，对电压波动、功率因数及谐波进行综合治理，在有效的改善电能质量的同时，可取得明显的节能降耗效益。

本文围绕某 600MW 低氮改造锅炉的燃烧优化控制展开研究。利用三维数值模拟分析了低氮改造炉膛温度场和主要组分场的变化，讨论了这些变化对锅炉运行优化的影响。通过动态扰动试验研究了各层辅助风门开度对飞灰含碳量、减温水量及 NOx 的影响。在此基础上利用在线支持向量机对锅炉燃烧的动态过程进行建模，并结合免疫遗传算法寻优得到实时工况最优风煤配比，兼顾锅炉效率和 NOx排放。在仿真机上进行了验证，表明模型具有较好的实时性和精度。最后，利用模糊控制建模原理构建了锅炉燃烧优化控制的专家系统，并将此控制系统成功应用于定州电厂 2#炉。主要内容包括以下几个方面。 数值模拟结果表明，低氮燃烧器改造后的炉膛高温区延伸到还原区，但燃烧仍主要在主燃区进行。主燃区以上，截面平均温度逐渐下降。CO 含量在主燃区、燃尽区均较高，水冷壁区域存在高温腐蚀的风险，运行中应加以监控。SOFA 水平摆角对 NOx 的生成影响较小，降低 NOx 浓度应主要依靠空气分级作用。NO 在主燃区先增加后减小，在还原区达到最小值，在燃尽区和炉膛出口又逐渐上升。 动态试验研究发现，中低负荷运行时，应减小燃尽风顶部风量，火焰中心下移，再热汽温可以通过主燃区和燃尽区的上、下摆动进行调节。由于低氮改造后主燃区被压缩，应增加托底风量降低炉渣可燃物含量。为了降低炉内 CO 含量，可适当增加 AB 层和 CD 层的风量到 40%以上。 利用在线支持向量机建立锅炉燃烧系统的动态数学模型，并利用免疫遗传算法求解出最佳操作量。模型预测输出的 NOx 浓度及锅炉效率变化趋势和现场数据吻合的较好，NOx 排放量预测偏差标准差 1.488mg m3 ，锅炉效率值预测偏差标准差 0.0189%。影响模型计算速度和精度的主要因素是模型设定的最大容许误差，应在全局最优的基础上合理设定。 基于模糊调整的反平衡软测量模型根据实时监测的烟气含氧量和烟气温度进行模糊调整，更加接近实际的飞灰含碳量和炉渣含碳量。模糊专家控制系统预测结果精度与论域和隶属度函数的选择有较大关系。论域的选择应该覆盖各操作量和目标函数的实际范围。要保证由前提变量构成的每个模糊子空间都能被遍历，结论变量在模糊子空间选用的最佳模糊集由规则的最大支持度决定。

为提升95598系统的安全运行水平，增强系统应急能力，2014年国家电网有限公司客户服务中心联合北京中电普华信息技术有限公司、北京科东电力控制系统有限责任公司、天津大学开展异地双活系统项目研究，2017年12月完成建设，建成后95598系统灾难恢复等级达到5级标准，95598系统运行可靠率达99.999%，电力客户服务业务承载能力提升了一倍。 该项目属于电子与计算机工程学科，解决了单系统隐患、超负荷运行、话务损失高、业务应急调度能力差等问题，构建了面向电力客服的远距离全双活架构体系，创新实现呼叫平台在天津、南京两地双活和核心业务系统在北京、上海两地双活，并通过运营调控系统调度资源，保障95598供电服务。 本项目在双活架构、业务监测、应用开发、运营调控方向，实现了5个方面创新：一是基于国网公司信息通信专网，提出了话务、应用、接口、数据的远距离、分层次、四中心的全双活体系架构；二是提出了基于智能话务预警识别模型与话务质量熵函数分析的智能研判，调节双活话务路由策略，对全国27个省用户来电进行分配并匹配最佳座席人员，实现了跨班组、跨部门以及跨中心的业务智能调控；三是对应用进行扁平化解耦设计，采用智能全局路由、消息队列、分布式计算、分布式服务总线技术，对集中式架构的应用系统进行改造，实现了基于服务编排、服务治理的应用层双活；四是研发了适配全网的大规模跨库数据集成系统，提出了一种远距离数据同步的双活校验模型，保障了全网客服数据的一致性、安全性、准确性；五是提出了灾难状态下业务等级划分方法，建立了业务等级与系统处理优先级的调控模型，实现了跨数据中心、跨呼叫平台的系统自动切换及资源集中式调控。 项目应用覆盖国家电网有限公司27家省（市）公司，自2017年12月投用以来，95598系统运行可靠率达99.999%，保证了95598系统运行不间断、供电服务不中断。2018年国网客服中心成为国内首家通过CC-CMM标杆级认证的全国性客服中心。2019年新中国成立70周年保障中，95598系统遭受攻击，因双活架构保证了系统正常运行。2020年在新冠病毒疫情防控中，因项目建成，仅3人就完成了95598系统运行保障，有效避免疫情交叉传播。项目攻克技术难题16项，化解较大安全风险9次，获得专利2项、软著2项、发表论文6篇、专著1项。2019年2月20 日，中国电机工程学会组织召开了“基于电力客服的异地双活系统关键技术及应用”科技成果鉴定，汤广福院士为首的鉴定委员会认为：该项目成果具有良好的经济效益、社会效益和推广前景，整体达到国际领先水平。