火电厂深度调峰运行策略与节能优化分析

引言：

电力系统向高比例新能源发展过程中，风电与光伏等间歇性电源大规模接入带来电网负荷波动加剧。据统计，我国新能源发电装机占比已超过 40% ，预计到2030 年将达到 50% 以上。火电机组作为主要调节电源，承担着越来越重要的调峰任务，深度调峰运行要求机组负荷调节下限从传统 50% 降至 30% 甚至更低，在如此低负荷工况下，锅炉燃烧稳定性恶化，汽轮机运行效率下降，环保设备偏离设计工况。现有火电机组多按额定工况设计，在深度调峰运行中普遍面临燃烧不稳，热耗升高，污染物排放超标等技术挑战。因此，研究深度调峰运行策略与节能优化技术，探索适合低负荷工况的运行模式及控制方法具有重要意义。

1 典型案例分析

某电力企业超超临界机组深度调峰运行呈现出复杂的系统性响应特征。某645MW 的燃煤机组在开展深度调峰改造工作进程中，改造总投资约2800 万元，主要涉及锅炉、汽轮机和控制系统等关键设备的技术升级。当机组负荷从额定工况往下降至230MW 的时候，锅炉燃烧系统呈现出明显的非线性变化规律，具体表现为螺旋炉膛内五台中速磨煤机运行模式由全投状态转成三台选择性运行。前后墙对冲燃烧方式下火焰分布产生重构，燃烧稳定性明显变差且伴有火检信号频繁波动的现象，脱硝系统由于烟气温度降低到290℃临界值以下而面临自动退出的风险，环保指标控制方面的难度急剧增大，协调控制系统在300MW 负荷节点出现自动调节失效的情况，必须人工切换到汽轮机跟随锅炉的TF 运行模式。汽轮机热力循环严重偏离设计工况，各级抽汽参数漂移使得回热系统效率下降，纯凝机组结构特性进一步限制外供蒸汽的调节裕度，这些典型现象充分表明深度调峰运行中多系统协调存在复杂性与挑战性。该案例同时体现出深度调峰技术改造具有必要性与紧迫性，为类似机组的技术升级提供了重要的参考依据，推动了火电行业深度调峰技术的标准化发展进程。

2 深度调峰运行策略技术

2.1 锅炉系统深度调峰运行策略

锅炉系统在深度调峰运行的时候采用磨煤机分层级配置策略，当机组负荷从 645MW 降低到230MW 时，运行人员把磨煤机从五台全投模式调整成三台选择性运行，优先投入B，D，E 这三台磨煤机，通过上层磨煤机的运行模式将火焰中心位置调节到炉膛中上部区域，同时配合炉膛吹灰器的优化配置，定期清除受热面积灰，确保传热效率不受影响。在采用该配置方式能够改善脱硝入口烟气温度，使其从低负荷工况下的 280℃提升至295℃以上，当 D 磨煤机处于检修状态时，运行策略灵活调整为 A，B，E 或者C，B，E 运行组合，以此确保深度调峰期间燃烧系统的连续稳定 ^[1] 。磨煤机运行参数通过动态调节来实现燃烧调节，运行人员根据火检信号波动情况及时调节分离器转速，同时适当控制磨煤机入口风量，通过风煤比的精确控制来调节煤粉细度与浓度。自动投油系统在深度调峰工况下发挥安全保障作用，当运行中的磨煤机发生跳闸时，控制逻辑自动启动中间层大油枪，若燃烧继续恶化则追加投入另一层油枪进行强化助燃。该机组案例表明完善的自动投油逻辑使磨煤机跳闸后的燃烧恢复时间从原来的8 - 10 分钟变为3 - 5 分钟，煤粉浓度控制通过一次风量的精确调节来实现，运行人员根据磨煤机出口温度变化动态调整风量配比，确保煤粉在输送过程中保持适宜的干燥状态，避免管道堵塞与积粉现象的发生，为深度调峰运行期间的燃料供给稳定性提供保障。

2.2 汽轮机系统深度调峰运行策略

汽轮机系统深度调峰运行依靠协调控制模式主动切换达成运行方式转变，当机组负荷降低到300MW 临界值的时候，运行人员把协调控制从锅炉跟随汽轮机模式切换成TF 运行方式，锅炉主控退出自动调节操作，汽轮机主控承担起主蒸汽压力调节任务。这个切换过程得严格依照操作规程来执行，一般要花2 到3 分钟过渡时间确保系统稳定。某电厂实践案例中，TF 模式运行让主蒸汽压力控制精度从±0.3MPa变为 ±0.15MPa ，为应对频繁出现的负荷变化情况，汽轮机调节级以及高压缸叶片采用抗疲劳强化材料，能够有效延长设备的使用寿命。给水控制系统相应调整控制策略，从焓增控制回路切换到流量控制回路，运行人员通过手动输入给水流量指令实现水位精确管理，避免自动给水调节在低负荷工况下出现响应滞后问题。主蒸汽压力保护借助调节级压力限制逻辑得以强化，当压力超过20.3MPa 时系统自动闭锁汽轮机主控增负荷指令，防止设备出现超压运行情况。该机组在深度调峰实践里，通过完善压力保护逻辑将锅炉超压事件从每月2 - 3 次降低到几乎为零，外供蒸汽策略针对纯凝机组特点进行调节，通过把辅汽联箱外供汽量开至最大增加约 50t/h 蒸汽消耗，部分缓解深度调峰运行中的汽电平衡矛盾，为后续中压排汽外供改造积累运行数据与经验。凝汽器真空系统在深度调峰工况下通过动态调节循环水流量维持真空度稳定，运行人员根据环境温度变化适时调整循环水泵运行台数，确保汽轮机在变工况运行中保持良好的排汽条件。

2.3 辅机系统深度调峰协调控制策略

辅机系统协调控制采用分系统差异化调节策略适应深度调峰运行需求，送风机及引风机通过接收锅炉总风量指令达成协调配合，两台送风机依据三台磨煤机运行状态调整送风量分配，以此维持炉膛负压处于 -50Pa 至 -100Pa 的稳定区间。某机组案例表明，风量分配策略能把深度调峰工况下的炉膛负压波动幅度从 ±30Pa 控制到 ±15Pa 以内，给煤机系统保持关键设备的自动调节功能，确保两台给煤机自动控制投入使用，通过精确调节给煤量来适应磨煤机运行台数减少后的燃料需求变化，避免频繁手动操作致使煤量波动影响燃烧稳定性。二次风系统通过投入暖风器来调节燃烧条件，深度调峰期间启动二次风暖风器将二次风温从常规工况的 300^qC 调节到350℃以上，进而改善低负荷燃烧环境，烟气挡板差异化调节通过重新分配流向实现烟温控制，运行人员全开再热器侧烟气挡板同时将过热器侧挡板关小至 50% 开度，减少省煤器吸热量并调节脱硝入口烟气温度。该调节策略在实际应用中把SCR 入口温度从深度调峰初期的285℃稳定调节到 295°C 以上，脱硝保护逻辑相应调整参数设置，将喷氨退出的温度阈值从 300^cC 调节到290℃，延时20 分钟后系统自动退出以匹配深度调峰工况运行特点。除尘系统运行参数同步进行调整，通过精确控制电除尘器供电电源适应低负荷工况下烟气流速与含尘浓度的变化，确保除尘效率在深度调峰运行中保持稳定。

3 火电机组节能优化技术

3.1 燃烧系统节能优化技术

燃烧系统节能技术依靠空气系数分段控制策略达成精准配风调节，运行人员依据机组负荷区间设定不同空气系数目标值，低负荷工况把空气系数控制在 1.05-1.10 范围，中负荷区间将其调整至1.10-1.15 水平，高负荷运行时设定为1.15-1.20 数值 [2]。氧化锆氧量传感器及电化学 CO 监测仪构建多参数反馈网络，当氧量偏差超过 ±0.05% 时自动触发一次风门与二次风配比联动调节，煤粉制备系统借助磨煤机运行参数精确控制实现能耗调节，风粉混合物温度通过冷热风挡板自适应调节严格控制在65 - 75℃区间，以此抑制煤粉结块与自燃风险。石子煤排放周期从传统4 小时调整为2 小时，配套激光粒度监测装置实时监控煤粉细度R90 指标，当超过 40% 阈值时自动触发研磨压力补偿机制。温度- 细度- 排放的三维耦合控制体系通过建立煤质波动与燃烧特性非线性映射关系，强化系统对煤质变化的自适应调节能力，将制粉单耗控制在28 - 31kWh/t 范围内。燃烧器配风系统采用一次风与二次风开度比例联动控制，把一次风量严格控制在总风量 35%-45% 区间，确保煤粉气流在 750^∘C 以上高温环境实现快速着火，二次风门采用变截面倾斜角调节结构并配置高精度伺服电机驱动系统。

3.2 热力系统节能优化技术

热力系统节能技术运用汽轮机滑压运行及主再热汽温协调控制策略。滑压运行依靠建立负荷与主蒸汽压力非线性映射关系，在变工况运行时自动调整蒸汽参数来减少节流损失，当负荷从 100% 降低到75% 时主蒸汽压力会相应从26.15MPa 调整到 22.8MPa ，以此避免调节阀大幅节流造成能量损失。主蒸汽温度控制采用燃烧器倾角调节及减温水量协调配合策略，当实测温度偏离设定值超过5℃时优先启动燃烧器倾角调节机构，通过改变火焰中心高度实现热负荷梯级分配。再热汽温控制借助前馈补偿算法应用实现动态调节，利用锅炉热惯性特性建立10 秒时延预测模型，提前调整尾部烟道挡板开度使再热汽温动态偏差缩小到±3℃以内，减温水用量减少 29%-35% 。多变量解耦控制器应用实现主再热汽温，燃烧强度，给水流量等参数交叉限幅控制，汽温调节品质指数得到改善，凝汽器真空度控制通过冷却水系统调节及管束清洁度维护实现性能改善，定期清洗凝汽器铜管防止污垢堆积影响换热效率，检查真空泵与相关管道系统的密封性避免漏气导致真空度下降，确保汽轮机在各种工况下保持良好的排汽条件。

3.3 电气系统节能优化技术

电气系统节能技术依靠辅机设备变频改造及智能化控制来削减能耗，引风机与送风机变频器改造选用额定效率≥ 95% 的高效变频装置构建锅炉负荷及风机频率的阶梯映射模型，以 5% 负荷间隔作为调控单元对风机转速进行连续调节 [3]。空气预热器密封改造采用径向迷宫密封及轴向接触式密封的复合结构，配合氮气脉冲注入技术在密封间隙形成正压惰性保护层，严格将漏风率控制在 5% 以内以抑制低温段氧化腐蚀速率。为应对频繁出现的负荷变化这种情况，汽轮机调节级和高压缸叶片采用抗疲劳强化材料，可有效延长设备的使用寿命。循环水泵系统用变频调速技术替代传统定频运行模式，依据凝汽器端差及冷却水温度变化动态调整泵组转速，在保证真空度维持的前提下实现水泵电耗的调节控制。厂用电管理采用分时段负荷分配策略，让非关键辅机设备在机组低负荷期间实施间歇运行，关键设备通过运行参数调整减少待机功耗。照明系统通过声音感应及光线感应系统的集成应用缩短设备使用时长，利用DCS 集中控制系统的整体调度功能实现照明设备工作周期的统一管理。变压器运行方式通过负荷分配调节实现损耗控制，根据厂用电负荷变化情况合理选择变压器投运台数，避免变压器长期轻载运行导致的效率下降，同时通过功率因数补偿装置的合理配置减少无功功率传输损失。

4 深度调峰节能效果评估

深度调峰节能效果评估借助某电厂机组全年运行数据统计分析，充分展现了技术改造带来的综合效益。该机组在应用深度调峰技术体系之后，年度启停次数从传统运行模式的120 次增加到了180 次，机组启动时间从冷态启动的8 小时缩短至6 小时，热态启动更是从 4 小时压缩到了2.5 小时，频繁启停对设备寿命产生的影响通过优化控制策略得以有效缓解。电网调峰贡献度评估显示机组参与电网调峰的响应速度从原有的15 分钟缩短至8 分钟，负荷变化率从每分钟8MW 提升到了12MW，为电网消纳新能源波动提供了更为灵活的调节手段，机组AGC 调节性能指标当中的 Kp 值从改造之前的2.1 提升到了3.8，调节精度与响应速度都达到了优秀等级。运行维护成本变化通过设备故障率统计体现出节能改造的经济性，深度调峰运行期间主要设备非计划停运时间较改造前减少 25% 。备品备件消耗量下降 18% ，人员操作强度通过自动化控制水平提升得到明显缓解。环境效益评估结果表明机组在深度调峰运行中污染物排放浓度稳定达标， NOx 排放浓度控制在 50mg/m ³ 以下，SO2 与烟尘排放指标均保持在超低排放标准范围内，为火电机组在新型电力系统中发挥清洁高效调节作用奠定了技术基础。

5 结语

基于分层级磨煤机运行，汽轮机滑压优化，辅机变频调节等关键技术，构建的深度调峰运行策略与节能优化体系有效解决了低负荷工况下燃烧不稳，热耗升高，环保超标等技术难题。通过多系统协调控制，实现了机组在 30% 负荷以下的安全稳定运行，显著提升了深度调峰经济性及环保性能。未来随着储能技术发展及电力市场机制完善，深度调峰技术将向更低负荷与更快响应速度发展，火电机组需进一步提升灵活性改造水平。同时，结合碳捕集与氢能等新兴技术，深度调峰将成为火电行业绿色低碳转型的重要技术路径，为构建新型电力系统贡献重要力量。

参考文献

[1] 王富朋 . 火电厂集控运行节能降耗技术研究 [J]. 中国设备工程 ，2025，（15）：232-234.

[2] 李阳 . 火电厂集控运行节能降耗技术研究 [J]. 电力设备管理 ，2025，（13）：236-238.

[3] 付业东 . 基于自动化技术的火电厂集控运行节能降耗系统设计[J]. 自动化应用 ，2025，66（01）：206-208.

崔磊 男 汉 山东省日照市 火力发电 37110219920403221X 华能国际股份有限公司日照电厂 山东省日照市 276800 助理工程师 大学本科