2020年，我国提出2030年前实现碳达峰以及2060年前实现碳中和的“双碳”目标^[1-4]，2021年，我国提出构建以新能源为主体的新型电力系统。火电机组作为能源领域最主要的CO₂排放来源，在新形势下定位发生转变，被赋予了越来越重要的调峰作用^[5-7]，以解决新能源装机带来的随机性、波动性问题^[8-9]。如《京津唐电网燃煤发电机组灵活性改造能力验收监管暂行办法》中明确规定“纯凝运行时出力下限不高于35%额定容量的机组，符合灵活性改造要求。”

随着机组深调目标负荷逐渐降低，一系列问题随之而来^[10-11]，对于超临界机组而言，面临的严重问题之一是锅炉给水流量过低，水动力特性变差^[12-13]，造成水冷壁壁温偏差大或超温，引发水冷壁撕裂或爆管。目前大多数超临界机组的深调下限在30%~35%额定负荷，一方面能够维持干态运行，保证机组的经济性，另一方面满足锅炉的最低直流负荷要求，保证受热面安全。但对于带炉水循环泵的超临界机组^[14-15]，理论上可以通过干湿态转换的方法继续降低深调目标负荷，机组转湿态后，给水流量增加，水动力得到保证，炉水循环泵循环利用转湿态后产生的热水，不造成工质外排与浪费，同时兼顾了经济性与安全性。干湿态转换是超临界机组启、停机过程中的重要环节，通常以中间点过热度作为干态、湿态的主要判断依据，对干湿态转换的机理研究以及建模分析已经有较为成熟的理论^[16]，其本质是水煤比的剧烈变化对系统压力、温度的影响比较大^[17]，一般在汽轮机跟随(turbine follow mode，TF)、定压模式下完成，随着控制逻辑的不断完善，逐渐能够实现干湿态转换的顺序控制^[18-19]，但对于通过干湿态转换进行深度调峰的机组，理论上应在自动发电控制(automatic generation control，AGC)投入，即协调的方式下进行，而在机组协调方式下进行干湿态转换的研究很少，同时对于协调方式下的干湿态转换对机组调节特性、稳定性的影响也缺乏相关试验。

针对以上问题，本文对2台超临界机组开展研究，对机组深调过程中的2种不同干湿态转换方式进行试验，对于这2种方式的参数控制进行比对，并对汽温、汽压等重要参数的变化过程及变化原因做出分析，为此类型机组后续的灵活性改造工作提供参考。

甲电厂3号锅炉(下文简称“甲机组”)为上海锅炉厂有限公司引进ALSTOM技术生产的超超临界变压直流煤粉炉，型号为SG-3005/29.30-M7008，型式为单炉膛、双切圆燃烧、一次中间再热、平衡通风、半露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型煤粉锅炉；锅炉最大连续出力(boiler maximum continuous rating，BMCR)工况下，主、再热蒸汽温度为605 ℃/623 ℃。额定负荷1 000 MW，采用带循环泵的内置式启动系统。

乙电厂1号锅炉(下文简称“乙机组”)是三井巴布科克能源公司生产的超临界参数变压运行直流锅炉，型号为MB-1944-24.7-571/569，型式为单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。额定负荷600 MW，采用带循环泵的内置式启动系统。

甲机组于2023年3月进行深调试验，目标负荷为20%额定负荷(200 MW)，其中在35%额定负荷(350 MW)附近进行干湿态转换，期间自动发电控制(automatic generation control，AGC)投入，机组协调方式运行，全程未开启361阀，未出现受热面超温情况。

乙机组于2023年6月进行深调试验，目标负荷为20%额定负荷(120 MW)，其中在40%额定负荷(240 MW)附近进行干湿态转换，期间AGC投入，机组协调方式运行，全程未开启361阀，未出现受热面超温情况。

甲机组和乙机组的干转湿过程如图1所示，甲机组与乙机组在干转湿的过程中采用了不同的策略。

甲机组采用的是干转湿与降负荷同时进行的策略，在协调控制方式下，负荷由35%开始降低，干转湿过程同步进行，第12 min，负荷降至29.5%时，过热度消失，机组转为湿态运行，此后随负荷继续降低，甲机组始终维持在湿态运行。干转湿过程中AGC始终投入，实际负荷对负荷指令的跟随性较好，能够满足AGC的需要。

相比之下，乙机组采用的是在定负荷下干转湿的策略，根据与电网的商议结果，调峰过程中给出30 min的负荷稳定时间，AGC指令维持不变，用于机组转态以及转态后的系统稳定。第18 min，过热度消失，机组转为湿态运行，此后的定负荷时间用于系统稳定，稳定时间结束后，AGC指令可继续向下变化。这种转态策略下，实际负荷对负荷指令的跟随性也较好，能够满足AGC的需要。

转态过程的本质为水煤比的变化，因此煤和水均可以作为转态过程中的被调量。图2为甲机组与乙机组在干转湿过程中的煤、水变化情况。

从图2可以看到，甲机组在干转湿过程中，减煤与加水协同作用，在第1~6 min内，总煤量由145 t/h降至118 t/h，给水流量由900 t/h增至1 080 t/h，水煤比由6.2变为9.2，剧烈的水煤比变化导致机组快速完成干转湿过程。但考虑到降负荷过程在同时进行，因此总煤量和给水流量的变化实际均是干转湿与协调降负荷互相叠加的结果。

相比之下，乙机组在干转湿过程中，由于负荷没有变化，协调输出的燃料主控前馈不发生变化，可以认为总煤量和给水流量只受到转态这一单一过程的控制。可以看到，干转湿过程中，总煤量变化很小，主要集中在第13~16 min，总煤量由103 t/h降至95 t/h，而给水流量由第1 min开始便整体呈缓慢增加趋势，在过热度降至0的过程中由690 t/h增至780 t/h，对应水煤比由6.9增至8.2。

转态前后，辐射换热与对流换热的比例发生变化，主汽温度、主汽压力均会受到影响，协调对其调节过程应能保证：实际压力与压力设定值的跟随性较好；主汽温波动不大。图3为甲机组与乙机组在干转湿过程中主汽温度、主汽压力变化情况。

由甲机组的压力设定曲线可以看出，在降负荷的过程中压力进行方式仍为随负荷而降低的滑压模式。在干转湿开始前，实际压力与压力设定值基本相同，随着干转湿及降负荷过程的同时进行，实际压力与压力设定值逐渐出现偏差，实际压力在第17 min之前维持不变，直至第23 min才开始显著下降，期间二者最大偏差达到1.3 MPa。主汽温度在此过程中的波动较为明显，在10 min内从583 ℃降至563 ℃，小幅回升后又在15 min内从572 ℃降至535 ℃，全过程最多降低48 ℃。

相比之下，乙机组在干转湿过程中由于保持定负荷，因此实际是定压模式下的转态，在干转湿开始前，实际压力与压力设定值存在一定的偏差(上一降负荷过程所致)。干转湿过程中，压力偏差逐渐减小，实际压力与压力设定值跟随性较好，最大偏差0.93 MPa，在30 min负荷稳定时间结束前实际压力与压力设定基本相同。此过程中主汽温度波动较小，缓慢由533 ℃升至548 ℃，变化范围仅15 ℃。

从系统稳定性角度，乙机组的干转湿过程相较甲机组具有更强的稳定性，这与甲机组干转湿及降负荷同时进行有关。在甲机组干转湿与降负荷同时进行的过程中，汽轮机综合阀位减小，煤量降低，给水流量却有所增加，理论上过热度消失前，给水仍然全部转化为蒸汽，因此蒸汽流量在一段时间内会增加，综合阀位的降低和主蒸汽流量的增加必然导致一段时间内系统内的压力难以下降。由图2可知，甲机组干转湿完成后给水流量基本不变，在之后的降负荷过程中煤量继续降低，此时蒸发量下降，给水不再全部转化为蒸汽，蒸汽流量下降，系统内的压力得以降低，实际压力开始接近压力设定值。相比之下，乙机组同样会经历主蒸汽流量增加这一过程，不同的是，由于保持负荷稳定，综合阀位不需要第一时间响应，从而减少了对系统的干扰，同时总煤量和给水流量的变化相比甲机组也较少，依靠协调对压力的动态调整，能够在负荷稳定时间结束前使压力达到设定值并保持稳定。

甲机组汽温的大幅下降有2种可能：1）贮水箱水位控制不佳导致过热器进水；2）水煤比变化过于剧烈，煤量降低过多，辐射换热与对流换热比例变化过大，对流换热量不足。图4为甲机组主汽温度、低过入口汽温和贮水箱水位随时间的变化情况。显然在全过程中，贮水箱水位控制合理，全程未超过5.5 m。低过入口汽温变化趋势与主汽温度大致相同，从333 ℃持续下降至307 ℃，变化范围26 ℃，比主汽温度变化范围小，且始终高出对应压力下的饱和温度35 ℃以上。因此综合图3与图4说明，甲机组在干转湿过程中及结束后主汽温度大幅下降是由于水煤比变化过于剧烈，尤其是总煤量，经历了2次大幅变化：第一次是由于干转湿与协调降负荷的叠加作用，煤量减少27 t/h；第二次是由于干转湿过程结束后产生的压力偏差与协调降负荷的叠加作用，煤量减少42 t/h。这种剧烈的水煤比变化导致对流换热面吸热量不足，低过入口、屏过入口、末过入口、末过出口的主汽温降逐渐累积，最终体现为主汽温度大幅下降48 ℃。而相比之下，乙机组由于负荷稳定，协调输出的燃料主控前馈不发生变化，水煤比变化较小且和缓，因此全过程中汽温波动很小。

甲机组和乙机组的湿转干过程如图5所示，甲机组与乙机组在湿转干的过程中也采用了不同的策略。

甲机组采用的是湿转干与升负荷同时进行的策略，在协调控制方式下，负荷由30%开始升高，湿转干过程同步进行，在第12 min，负荷升至33%时，过热度开始出现，机组转入干态，此后负荷继续升高，机组始终处于干态运行，过热度出现较大波动，最大41 ℃。湿转干过程中AGC始终投入，实际负荷对负荷指令的跟随性较好，能够满足AGC的需要。

乙机组采用的是在定负荷下湿转干的策略，在30 min内，AGC指令维持不变。第25 min，过热度出现，机组转为干态，机组过热度逐步升高至16 ℃左右，无大幅波动，30 min后，AGC指令可继续向上变化。这种转态策略下，实际负荷对负荷指令的跟随性也较好，能够满足AGC的需要。

图6为甲机组与乙机组在湿转干过程中的煤、水变化情况。

甲机组在湿转干过程中，加煤与减水协同作用，在第5~12 min，总煤量由161 t/h增至199 t/h，给水流量由1 200 t/h降至1 020 t/h，水煤比由7.5变为5.1，完成湿转干过程。在此过程中的总煤量和给水流量变化同样是湿转干与协调升负荷过程互相叠加的结果。转入干态后，煤和水仅受协调控制，开始随负荷共同增长。

乙机组在湿转干过程中，总煤量几乎不变化，依靠给水流量的降低完成湿转干过程，给水流量由第1 min开始便整体呈缓慢降低趋势，在过热度降至0的过程中由974 t/h降至712 t/h，对应水煤比由8.1变为6.5。

图7为甲机组与乙机组在湿转干过程中主汽温度、主汽压力变化情况。

由甲机组的压力设定曲线可以看出，在升负荷的过程中压力设定值随负荷增加而升高。随着湿转干及升负荷过程的同时进行，实际压力最初略有下降，在过热度出现后的第13 min开始，实际压力迅速由11.8 MPa升至13.5 MPa，超过了设定值，随后始终保持在设定值附近，期间压力设定值与实际压力的最大偏差为0.88 MPa。全过程中主汽温度最低581 ℃，最高594 ℃，波动仅13 ℃。

乙机组在定负荷定压情况下进行湿转干过程，在湿转干开始前，实际压力与压力设定值存在一定的偏差(上一升负荷过程所致)。湿转干过程中，实际压力始终略高于压力设定值，最大偏差0.91 MPa，在30 min负荷稳定时间结束前实际压力与压力设定基本相同。此过程中主汽温度波动较小，缓慢由569 ℃降至558 ℃，变化范围仅11 ℃。

从系统稳定性角度，甲机组和乙机组湿转干过程均表现出较强的稳定性。尤其对于甲机组而言，湿转干过程的稳定性明显优于干转湿过程。这是因为，在湿转干与协调升负荷同步进行的过程中，汽轮机综合阀位开大，会使得主汽压力在短时间内下降，但煤量的增加和给水流量的降低会使得蒸发量快速增大，过热度出现，转入干态后，所有的给水均转化为主蒸汽，因此系统压力能够迅速上升。换而言之，湿转干过程中，综合阀位开大对压力带来的影响和加煤减水增大蒸发量对压力带来的影响互相抵消，使得实际压力能够较好地跟随压力设定值。乙机组由于定负荷，综合阀位不需要快速响应，对系统干扰较小，通过降低给水流量而增大蒸发量，依靠协调对压力的动态调整，在负荷稳定时间结束前使压力达到设定值并保持稳定，这一过程与干转湿完全镜像。

甲机组湿转干过程的汽温变化情况也明显优于干转湿过程，虽然也存在辐射换热与对流换热比例变化的问题，但是湿转干过程水煤比变化较小，且在湿转干过程中压力跟随性较好，偏差较小，在协调升负荷中压力偏差对应产生的动态煤量较小，并辅以减温水控制，使得甲机组在湿转干及升负荷同步进行的过程中汽温较为平稳。乙机组湿转干过程汽温稳定的原因与干转湿过程相同，不再加以赘述。

立足于深度调峰工况，在2台超临界机组上针对协调方式下的干湿态转换策略及其对系统稳定性的影响进行了研究，其中甲机组采用的是干湿态转换与协调变负荷同时进行的策略，乙机组采用的是定负荷下进行干湿态转换的策略，得到以下结论：

1）在协调方式下能够进行干湿态转换，无论是采用干湿态转换与变负荷同时进行的策略还是定负荷下转态的策略，实际负荷对负荷指令的跟随性均较好，因此可以通过转态进行进一步的深调工作。

2）甲机组通过煤、水协同作用的参数控制方式实现干湿态转换，过程中水煤比变化较大，尤其是干转湿过程；乙机组则基本通过调节给水流量的参数控制方式实现干湿态转换，过程中水煤比变化较小。

3）对于干转湿与协调降负荷同时进行的过程，综合阀位减小对压力带来的影响和过热度消失前蒸发量增大对压力带来的影响互相叠加，导致实际压力与压力设定值偏差大，进而导致调节过程中主汽温度大幅下降，影响机组稳定性；而定负荷下干转湿的过程则不存在此问题，汽压与汽温调节情况较为良好。

4）对于湿转干的过程，2种策略下系统均具有良好的稳定性。