摘要： 以能源革命为背景的新一轮电力改革已经起航。还原电力商品属性和引入市场竞争机制之后，电力体制改革终将厘清输配电价，激活电力交易市场。而基于直购电的“管中间放两侧”的电力改革方案，转变电力运营模式，生产效率高的发电企业将可能提高利用小时数，获得更多的上网电量。同时随着国家去产能，调杠杆政策力度的不断加大，火力发电的生存空间遭受前所未有的压缩。2014年以来，整个贵州电网负荷紧张，桐梓公司#1、2机组面临深度调峰运行，公司通过半年时间的不断实践、总结，探索出在机组深度调峰时的运行优化控制模式，机组负荷最低调整到10%BMCR工况(60MW)，锅炉燃烧稳定，汽轮机各参数控制在正常范围，不仅满足电网调峰要求，还节省了助燃用油，保证了机组的安全、稳定、经济运行。
关键词：降本增效，深度调峰，电力改革，直购电，运行管理，能源革命
1.深度调峰的构建背景
1.1能源技术革命给电力系统带来的深刻变革
我国经济步入中高速增长的新常态、电力需求放缓，面临以雾霾为突出表现的环境污染和应对全球变暖的气候谈判国内外双重压力，面临全面推进能源生产、消费、技术和体制革命，以及全方位加强国际合作的新要求，进入了全面深化改革的关键期，分布式、智能电网、电动汽车、用户储能、需求响应和能源互联网等各种新生事物不断涌现，并得到快速发展。为适应新形势下的发展需要，当经济发展进入新常态后，尤其未来一段时期我国将大力推进经济转型升级，加快化解产能过剩，限产关停高耗能产业，第三产业比重将持续上升，电力需求增速将会有较大回落，单纯数量扩张的电力规划模式将使电源利用效率不高问题更为突出。因此，电力规划也应适应新常态，树立系统协调的规划理念，从根本上转变单纯依靠扩大规模满足电力需求的思路，合理规划好各种发电能源和输配电容量，提高火电灵活性，以更清洁、高效、可持续性发展的方式满足安全供应。
2014年以来，贵州火电企业生存空间受到前所未有的挤压。2015年来水较以往多，各水电厂库容存余量大，加上新增风电装机不断投产，加剧了电网调峰压力。在负荷低谷时段，为了保证电网运行的安全，大型火电机组纷纷参与深度调峰，任务也越来越重, 甚至要频繁调峰至机组最低安全稳定运行负荷以下。
通过上表我们可以看出， 2014年全年累计调峰29次总时长81小时。2015年全年累计调峰94次总时长375小时，较2014年增加了294小时。
1.2提高机组经济性和企业竞争力的需要
机组深度调峰，如果不采取有效措施，不能满足电网调峰需求，调度围保证电网运行的安全，就会安排停机，而火电机组不像燃气机组能快速启停，超临界火电机组极热态启动操作一般要2--3个小时左右，每次启动用油约30--35吨，使发电成本增大。如何通过探索锅炉燃煤掺配、运行调整方式优化等手段,保证了深度调峰过程中机组在极低负荷情况下能安全、环保、经济运行，是现代大容量超临界机组必须面临的问题。桐梓公司发电部组织人员在搜集大量数据的基础上，进行认真分析和现场操作实践，总结出应对机组深度调峰的操作指导，为机组安全运行奠定了基础。
调峰29次、调峰81小时、调峰耗油224吨、直接经济损失¥134万元。
2.具体做法
2.1积极沟通，事前安排。
根据电网负荷规律，一般深度调峰都发生在丰水期，特别是雨水充沛的月份。应提前和调度进行协调沟通，了解机组深度调峰开始时间、调峰深度、调峰时长，提前安排设备运行方式，原煤仓上煤方式等。
2.2煤质的控制
煤质是锅炉燃烧稳定的关键要素之一，在低负荷期间，保证锅炉原煤煤质，且水分不能大于10%，以免造成给煤机断煤等现象。具体做法如下 ：
①分时段进行燃煤掺配。根据贵州省调度负荷曲线规律，低负荷时段都是在凌晨0点以后，提前按排原煤仓上煤，确保在不同的负荷时段能按照上煤要求用到掺配的煤种。
②根据运行指标，定期召开燃煤掺配专题会，针对性地进行燃煤调整。
③煤场对来煤进行分区堆放，确保取煤的准确性，根据燃煤掺配方案，提前安排原煤仓上煤方式，在深度调峰时，保证机组深度调峰期间的入炉煤发热量大于19MJ/kg，挥发份在10%以上，灰份在35%以下，且保证各台磨煤机煤种均匀。
④对入厂煤进行严格把关，用合同进行约定，确保煤质稳定。
2.3 燃烧的控制
①合理选择磨煤机运行方式。邀请了华电电科院对锅炉进行性能试验，实验结果最低不投油稳燃负荷为300WM，同时在做实验的时候不断选择磨煤机的最优运行方式。600MW超临界锅炉炉膛宽度、深度都较300MW锅炉要大，热负荷分布分散。在燃烧调整时，要保证锅炉热负荷集中且均匀分布，才能有效保证燃烧稳定。
根据燃烧器的布置方式，低负荷时我们通常选择B 、C、D、E四台磨煤机运行，其中，B 、E磨煤机对应的燃烧器全投，锅炉燃烧对称，热负荷分布均匀，燃烧稳定性好，水冷壁温差容易控制。负荷280MW时，停运C1燃烧器。负荷降至260MW继续降时，停运C4燃烧器。负荷降至210MW时，停运D2燃烧器，负荷降至180MW时，停运D3，若负荷机组降低，运行粉管风速<18m/s时，则考虑停运C磨备用，负荷降至100MW以下，停运D磨备用。
②负荷风门的控制。低负荷运行，要保证进入炉膛的煤粉有足够的刚性，一次风机出口母管风压不能低于6.0Kpa，每台磨煤机的负荷风调节门开度控制大于30%，以保证粉管风速能克服粉管的系统阻力。
③减负荷速率的控制。深度调峰时，负荷低于300MW，减负荷速率不超过5MW/min，负荷低于260MW，减负荷速率控制在3MW/min。
④风量的控制。控制总风量在1000—1100t/h，氧量3—4%之间，投运燃烧器F风控制25%，C风控制在15%，控制二次风箱压力>0.25KPa，炉膛压力在-20---50pa之间。
⑤煤粉细度的控制。煤粉细度直接影响锅炉燃烧，在低负荷时，炉膛温度低，煤粉着火困难，此时，控制煤粉细度和出口粉管温度尤为重要。桐梓公司锅炉配套的制粉系统为沈阳重型机械厂生产的MGS4360型双进双出钢球磨，采用动态分离技术。负荷大于250MW，尽量保持B、C、D、E四台磨煤机运行，动态分离器转速控制在90-100%，保证良好的煤粉细度。如非必要，应维持多火咀运行，保证炉膛宽度方向的热负荷均匀。尽量保证粉管出口温度不低于110℃。
2.4给水的控制
深度调峰时，给水的控制是关键，600MW超临界机组必须面临的重要问题是：水冷壁的水动力不稳问题。机组负荷越低，给水流量就越低(直流炉给水流量和负荷的关系：给水流量=3*负荷 + 50(t/h),如果给水控制不好，不仅会造成水动力不稳问题，同时，容易触发“给水流量低低”主保护动作。
①深度调峰时，负荷低于300MW时，开出A、B小机给水再循环调节门，控制每台小机流量大于400t/h，防止小机转速低于3000r/min引发“给水流量低低”保护动作。
②深度调峰时，用汽轮机旁路系统配合调节，不仅能稳定燃烧，同时，也保证了给水流量大于水冷壁的最小流量，防止水动力失稳。
③给水泵操作时，应保持两台前置泵电流，汽泵转速，汽泵进口流量、给水泵出口压力尽量一致，防止给水泵出力不一致抢水引发给水流量大幅度波动。
桐梓公司两台600MW超临界机组启动旁路容量为额定容量的30%，也就是说，旁路可以通过30%的热负荷。这也就为机组低负荷时，开出旁路运行，配合机组深度调峰，不投助燃油提供了理论依据。
桐梓公司锅炉最低不投油稳燃负荷300MW，旁路在正常运行中，能提供30%的调节热负荷，理论上机组可以调整到20%额定容量，也就是120MW而不用投油。
①深度调峰时，负荷低于280MM，开出汽轮机高、低旁路运行，控制主蒸汽压力在13MPa以下，锅炉维持热负荷不变(50%BMCR的热负荷)，不投入助燃油。
②高、低旁路开出运行期间，严密监视高旁后温度不大于430℃，防止高旁后温度高强关高旁保护动作;低旁后温度不大于100℃，防止低旁后温度高，引起汽轮机轴承振动变化。
③高低旁路运行期间，注意对旁路减压阀的巡检，保证阀门动作正常，达到所需的调整量。
④高低压旁路开出运行期间，加强对再热蒸汽压力的监视，防止再热器超压，加强对辅汽联箱压力的监视，防止压力波动，引起小汽轮机转速波动。
2.6 其它参数的控制
机组深度调峰时，锅炉侧的控制是关键，但机侧的控制也不容忽视。负荷低，炉侧参数控制不好，特别是主汽压力、主汽温度、再热蒸汽温度的控制，哈汽600MW超临界机组在低负荷时，如果汽轮机阀位过低，机组的轴承振动和低压缸膨胀很容易增大。
①汽轮机阀位控制在80%以上，保证汽轮机进汽量。保证汽缸内壁上下温差在35℃以内。
②机组负荷低于300MW时，汽轮机由顺序阀方式切为单阀运行。
③机组低负荷时，开出冷再至辅汽联箱调节门，控制辅汽压力在0.6MPa，保证小机正常供汽。
④机组负荷低于300MW时，A、B小机进汽改由辅联供汽。
3 实施效果
2015年05月-2016年05月机组调峰节油经济效益统计:
直接经济效益： 低负荷节油：288+155+30+14+219+124+35+24=889(吨)
节约成本：889吨*5000元/吨=444.5万元
间接经济效益： 避免调停4次，节约开停机用油：4*35吨=140吨;节约启停厂用电耗量3h*100MW.h=300MW.h。
节约成本：140吨*5000元/吨+300MW.h*0.36元/kW.h=80.8万元
避免调停4次，发电量损失：4次*3h*150MW.h=1800MW.h
节约成本：1800MW.h*0.36元/kW.h=64.8万元
经济效益合计：444.5万元+80.8万元+64.8万元=590万元
4 结束语
目前桐梓公司#1、2机组基本能在40%的电负荷下(240MW)，锅炉不转湿态，不投入助燃用油，保证机组安全稳定运行。同时桐梓公司“深度调峰”项目获国优和职工创新创效一等奖等荣誉。当然机组在满足深度调峰运行的同时，也发现了很多问题。比如：主、再热蒸汽温度影响机组膨胀值比较明显，主、再热蒸汽温度必须控制在545--555℃运行，才能有效控制住汽轮机低压胀差;低负荷时锅炉给水只能手动控制，调整难度大;磨煤机在低负荷时，料位不好控制，必须间断运行给煤机等。
我们将继续根据机组在深度调峰运行期间出现的问题，进行探索研究，不断摸索运行方式的优化，保证机组经济性和稳定性，以期在激烈的电力市场竞争中获得更大的经济效益。
