引言
随着全球经济、能源和环保形势的发展，当前燃煤发电厂将面临更为严峻的形势，煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）已提出的减排目标。该行动计划的目标主要包括：全国新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于300克/千瓦时[1]；利用小时数下降，燃煤发电机组年发电量不断降低。新能源装机不断增加，火电机组深度调峰需求迫切。当前及今后一段时期，在现行储能技术大规模工业化之前，电力系统的调峰主要靠火电。
1.深度调峰对供电煤耗的影响
通过深度调峰能耗评估试验数据，负荷在100%-50%负荷之变动时，负荷率对煤耗的影响呈相对平缓的线性关系，负荷变动1%，煤耗增加约0.43克/千瓦时。负荷率低于50%以后，负荷对煤耗的影响呈指数关系，负荷变动1%，煤耗增加约0.56-17.77克/千瓦时，尤其在转湿态以后，供电煤耗超过500克/千瓦时。用平均负荷率来分析深度调峰对煤耗影响的方法较为片面，50%以下负荷煤耗与基准负荷（50%负荷）的偏离度影响更大。
2.深度调峰灵活性及节能改造
2.1汽机低压缸零出力改造
低压缸零出力供热技术（又称“切除低压缸进汽供热技术”）是在低压缸高真空运行条件下，切除低压缸全部进汽，仅通入少量的冷却蒸汽，实现低压缸“零出力”运行，从而提高机组供热能力、供热经济性和电调锋能力[2]。
单台机组低压缸零出力改造后供热蒸汽流量增加110t/h以上（机组设计额定采暖抽汽265t/h，最大采暖抽汽510t/h），切缸模式下深度调峰负荷为100MW，可满足供热出水温度100℃（环境温度-5℃），较改造前机组负荷降低60MW，供热季深调负荷大幅降低。
锅炉主蒸汽流量为440t/h工况下，切缸工况比不切缸工况电负荷下降17MW，供热量提升78MW（283GJ/h），热网供热蒸汽流量增加110t/h，供热温度提高9.5℃。
锅炉主蒸汽流量为900t/h工况下，切缸工况比不切缸工况电负荷下降37MW，供热量提升188MW（676GJ/h），热网供热蒸汽流量增加141t/h，供热温度提高2.1℃。
以2022-2023年供热季（11月15日-次年1月底）为例，深度调峰时长同比增加131.27小时，增幅16.34%；供热量同比增加26.20万GJ，增幅11.14%；发电煤耗同比降低8.98克/千瓦时。
2.2给水泵再循环小旁路改造。
在给水泵再循环增加小旁路，小旁路采用多道迷宫节流件形式的调节阀，实现节流降压，控制了流速，减弱了密封面的冲刷，防止了闪蒸空化破坏，提升阀门使用寿命。配合优化给水泵再循环控制逻辑并制定相应技术措施，降低低负荷工况给水泵再循环流量，避免再循环阀门内漏，改造后汽泵再循环门内漏量降低116吨/小时，节约供电煤耗1.15克/千瓦时。
2.3 0.4kV电机变频改造
密封风机、闭冷水泵变频改造。原密封风机采用工频运行、入口挡板调节方式（调节挡板开度在25%左右），经过变频改造，密封风机采用入口挡板全开、变频调节方式，降低了挡板节流损失。闭冷水泵由原工频驱动运行方式改为变频驱动，改造后闭冷水系统由原定压运行（0.7Mpa）改为变压运行方式（0.5Mpa-0.7Mpa），闭冷水压力根据冷却水用户和冷却水回水温度情况设定后自动控制。
密封风机改造后运行功率降低40.1千瓦，节电率51.8%。闭冷水泵改造后运行功率降低111.9千瓦，节电率68.6%。
3.深度调峰运行优化控制
3.1循环水“两机一泵”、“两机三泵”运行方式优化。
采暖季循环水系统通过采用开启循环水联络门实现双机互联互通，采取修改循环水泵备用逻辑和增设循环水泵联启逻辑，实现全厂循环水系统“两机一泵”、“两机三泵”运行方式。
增加真空联启备用循环水泵，增加机组供暖模式下循泵投备按钮，修改凝汽器循环水路通畅条件、循泵出口母管压力低联启定值。非采暖季在实现循环水互联互通的基础上，通过高低速循泵搭配、单机运行全塔配水等运行策略，在保证机组真空的前提下探索循环水泵最优组合，以最低循泵功率实现机组经济真空。
每年11月-次年3月采暖季采用“两机一泵”运行方式，凝汽器端差由5℃降低至0.5℃，减少一台1400千瓦的循环水泵运行，节约厂用电量400万千瓦时左右。
3.2脱硫系统二氧化硫自动控制及低负荷工况浆液循环泵单泵运行
脱硫二氧化硫自动控制及低负荷工况浆液循环泵单泵运行。通过净烟气二氧化硫5分钟均值、30分钟均值作为前馈，采取吸收塔供浆量超前预控的调节方式，结合浆液循环泵电源及额定出力情况，将浆液循环泵投入自动控制，实现吸收塔浆液PH值自动控制和浆液循环泵的自动启停逻辑，解决了净烟气二氧化硫波动大和浆液循环泵启停频繁的问题，降低了浆液循环泵耗电率。通过增加浆液循环泵联锁自启动逻辑，实现浆液循环泵备用联启能力，同时优化吸收塔事故喷淋联锁逻辑和开展定期试验，增加脱硫系统报警，围绕浆液循环泵全停开展各项试验，从技术和管理层面落实各项举措，保证吸收塔运行安全。最终实现深度调峰期间低硫份工况单台浆液循环泵运行。实现了浆液循环泵耗电率同比下降0.10个百分点，节约厂用电量约110万千万时。
3.3两台机组脱硫氧化风机并联及间断运行优化。
通过每日化验吸收塔浆液品质和石膏脱水情况，结合吸收塔入口硫份测算的理论风量，间接分析吸收塔亚硫酸钙含量，判断吸收塔内氧化风量过剩和不足的情况，采取增加两台机组氧化风管并联运行，氧化风机并联和间断运行方式，优化氧化风机运行时间和风量，在保证浆液中石膏充分氧化生成的前提下，减少氧化风机耗电率。氧化风机耗电率同比下降0.08个百分点，节约厂用电量约90万千万时。
3.4深度调峰期间两台制粉系统运行。
通过燃烧系统运行调整，合理掺配不同煤种，深调至35%负荷以下时，在保证锅炉安全稳定燃烧前提下，保留两台制粉系统运行，降低制粉系统耗电率，磨煤机耗电率较三台磨煤机耗电率降低0.29个百分点。
3.5一次风压运行曲线优化运行。
通过采取一次风压运行曲线优化，构建一次风压和制粉量经济运行曲线，保证制粉出力的同时，确保一次风压运行在合理区间。通过磨煤机制粉能力和经济煤种掺烧情况，开展磨煤机风煤比例优化，进行磨煤机风量和煤粉管风速标定，确保运行中磨煤机风煤比例在合理区间，减少一次风门挡板节流损失。经过一次风压运行曲线、磨煤机风煤配比优化，一次风机耗电率下降0.085个百分点，全年可节约厂用电量约124万千万时。
4.结束语
通过深度调峰能耗评估试验数据，分析深度调峰工况下能耗指标影响，通过汽机低压缸零出力改造等以及循环水运行方式优化等运行优化控制技术，降低机组供电煤耗和厂用电率。
参考文献
[1]刘海峡，李前宇，王清.火电机组节能改造技术路线的综合性研究[J].华北电力技术，2015，4：56-60.
[2]周鑫，仇友泽，乔璐.某电厂灵活性改造的节能减排效益调查研究[J].环境科学与管理，2022，47（10）：25-28.
