刘吉臻：支撑我国能源转型的灵活燃煤发电新技术：燃煤耦合储能系统及智能控制系统（复述：电机工程学报44卷17期）

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一、摘要
我国清洁低碳安全高效的能源体系正逐步建立，以新能源为主体的新型电力系统对燃煤发电机组的灵活运行与优化调控提出了更严格的要求。燃煤发电机组耦合储能系统是提升机组调峰能力与支撑水平的有效途径。灵活运行为智能控制赋予现实需求，智能控制为灵活的实现提供技术支撑，发展智能控制系统是提升机组调峰能力与支撑水平的着手点。该文梳理灵活燃煤发电中燃煤耦合储能系统及控制系统的研究进展，对比各类燃煤耦合储能系统的特征、应用领域与存在问题，同时阐述燃煤发电机组控制系统智能化建设中状态检测、自动控制、运行优化等应用中感知、分析、决策、控制各环节的现状与挑战。分别从储能系统中熔盐储热热力系统重构、关键部件设计、非电伴热3 个层面，以及智能控制系统泛在感知、智能控制与智能运行3个层面归纳出支撑我国能源转型的灵活燃煤发电新技术，并对燃煤发电机组未来的发展方向进行展望，可为燃煤发电机组的灵活性运行和智能化建设提供一定参考。
二、引言
建设以新能源为主体的新型电力系统是我国科学有序实现“双碳”目标的重要途径。截至2023年10月，太阳能发电装机容量约5.4亿千瓦，同比增长47%；风电装机容量约4亿千瓦，同比增长 15.6%。可再生能源因其间歇性、随机性与波动性，在高比例可再生能源接入时对能源供给的安全稳定带来重大挑战；电源侧、配电侧与用电侧大量特性各异的装备以电力电子设备为接口接入现有电力系统，高比例电力电子设备的接入带来新的电力系统稳定性问题，呈现非线性、时变性、异构性、不确定性和复杂性等特征。“双高”背景下，火电机组需由主要电源供给角色向支撑性和调节性电源的角色转型。
我国现有机组的变负荷速率和最低负荷与世界先进水平仍有一定差距，支撑与调节能力有待进一步提升。现行燃煤发电机组包括锅炉、汽轮机、发电机3大主机，其中锅炉是制约变负荷速率的关键，制约因素主要包括：
1）快速变负荷时，工质温压参数快速变化导致厚壁元件产生较大热应力及疲劳应力，影响设备寿命。
2）锅炉给粉系统响应跟不上变负荷指令，导致机组响应整体滞后。
3）锅炉干湿态转换导致的水动力不稳定性加剧，对机组运行安全构成挑战。
耦合燃煤发电的储能系统是配合3大主机、提升机组灵活性的重要支撑。通过耦合机组蓄能/蓄㶲并有序对外释放存储能量，可突破传统燃煤发电机组能量传递的时空限制。
燃煤发电机组灵活运行为智能化赋予现实需求，智能化为灵活运行的实现提供技术支撑，自动控制系统是机组智能化的主要着力点。一方面伴随着锅炉、汽轮发电机、储能等系统灵活性新技术的应用，感知和执行手段、途径进一步丰富；另一方面储热系统的引入需重构新型火电机组控制策略与运行模式等。在自动化和信息化的基础上，发展智能发电控制技术，进行智能感知和执行、智能控制和优化、智能管理和决策，是实现运行优化与高效运维，提高自动控制系统适应性与控制水平的有效途径。
综上，本文主要阐述与归纳了燃煤耦合储能系统和智能控制系统支撑新型电力系统下燃煤发电机组灵活运行的现状、挑战与新技术，以期为未来我国燃煤发电机组的设计、建设、改造提供多角度理论与实践的参考。
三、燃煤发电储能及控制系统现状
本节综述了当前燃煤发电中储能和控制系统的研究进展，涵盖储能系统的类型、特性、适用场景及其优势与局限，同时深入讨论了机组控制系统在检测、控制、优化等方面的现状、挑战与发展趋势。
3.1 储能系统
3.1.1 蒸汽储热
蒸汽储热可提升燃煤机组快速变负荷性能，如图1 所示。在储热阶段，从主蒸汽中抽取部分蒸汽，并与凝结水混合形成高温高压水，储存于蓄热罐中；在放热阶段，高温高压水降压闪蒸形成饱和蒸汽，将其加热后协助机组升负荷或直接用于供暖。



蒸汽储热技术的优势包括：
1）适用范围广，蒸汽储热技术适用于超临界及亚临界等各种规格机组。
2）有效克服锅炉自身调节惯性大、变负荷速率慢的固有缺陷，储%28放%29热时迅速减少%28增加%29汽轮机进气量，快速降低%28提升%29发电负荷。
3）对于热电联产机组，蒸汽储热可以缓解电厂“以热定电”限制，利于实现热电解耦。
蒸汽储热技术在以下方面有待进一步研究：
1）蓄热闪蒸罐、蒸汽混合器等系统关键核心设备仍需进一步优化。
2）锅炉各部分受热面的安全性需进一步校核，以防止超温等问题的发生。
3）压力容器液位控制品质的提升。
4）高温蒸汽与凝结水混合后引起较大能量品位损失，需提升整体能量效率。
3.1.2 固体储热
与燃煤发电机组耦合的固体储热调峰系统见图2。储热时，机组多余发电量用于加热固体储热材料，并将热能以显热的形式储存在固体中，实现机组降负荷；放热时，低温过冷水吸收高温固体的热能，升温后用于热网供热或通至汽水系统协助机组升负荷。



该技术具有以下优点：
1）固体储热材料具有体积小、热容量大、储热能力强、性能稳定、热量释放稳定等特性，实现了机组高密度储热。
2）蓄热体与热水输出装置间无直接关联，储热系统在多种运行环境的安全性高。
3）可直接将电能转化为热能实现储存，实现机组的快速降负荷。
固体储热容量及储放热速率与储热材料密切相关，在以下方面有待进一步研究：
1）高性能、长寿命储热材料研发；
2）减少固体材料储放热过程中系统的热效率损伤；
3）固体电蓄热装置的控制策略优化；
4）加强生产施工等环节标准和规范建设。
3.1.3 飞轮储能
如图3 所示，飞轮储能系统主要由飞轮本体、 电动机-发电机和电力电子变换装置构成。飞轮充能时，机组富余电能转化为飞轮转动动能，实现能量的转移储存；飞轮释能时,飞轮带动发电机发电，通过电力电子变换装置，将转动动能转化为电能。



该技术主要优点包括：
1）装置简单高效，平均效率可达90%。
2）电能-动能、动能-电能转化快，可满足机组秒级变负荷的需求。
3）单机可使用次数达10万次以上，适用于机组高频变负荷的应用场景。
4）整体占地面积少，且对环境友好。
基于经济性模型与容量配置模型，现有火储耦合一次调频协同控制方法从仿真与实际应用层面证明了飞轮储能可减少火电机组出力波动和主汽压波动，提升调频性能，并在电网调频示范应用中取得了良好的辅助服务经济效益。用于电力调频、调峰应用的飞轮储能单体的技术细节见表1。



飞轮储能系统可开展以下方面的研究工作：
1）研制大容量飞轮储能系统，提升飞轮储能系统参与调频、调峰能力。
2）研究新型磁悬浮轴承，提高飞轮本体可靠性、承载力及角速度极限。
3）提高真空室内部的真空度以降低转子与空气的摩擦损失。
4）在兼顾低摩擦损耗的前提下，探索电机、磁悬浮轴承的高效散热方式，降低热变形对稳定性的影响。
5）研发飞轮本体高强度复合材料。
3.1.4 压缩空气储能
压缩空气储能最早应用于燃气轮机储能，用于燃煤发电机组的压缩空气储能调峰系统如图4所示。



燃煤机组降负荷时，利用部分电能驱动压缩机，将空气压缩至高压并储存于储气装置%28如地面储气罐、地下盐穴、地下人工硐室等%29；升负荷时，由储气装置释放储存的高压空气，通过%28进入燃烧室%29燃烧或换 热的方式，加热压缩气体，将其输送至膨胀机内做功，驱动发电机发电。
压缩空气储能多采用补燃式及尾气回热补燃式设计，空气被压缩至高压状态后与化石燃料混合燃烧，提升透平的输出功率，从而维持系统的循环运行。相比于补燃方案，非补燃方案使用蓄热环节替代了燃烧环节，利用压缩空气过程中产生的热量对释能过程中空气进行加热，无需补充化石燃料，避免了污染物排放问题。
压缩空气储能具有启动快速、能量密度和功率密度较高、运营成本低、设备使用寿命长、损耗低等优点，但同时存在能量转换效率低下%28仅能到50%%29、需要大洞穴或者大容量储气装置存储压缩空气、存在地域%28地质%29条件限制、投资回报期较长等不足。
压缩空气储能技术未来研究方向包括：
1）系统层面，重点提升装置整体能量转化效率，优化储气技术，并加强系统集成与控制技术的研究。
2）部件层面，研发高效蓄热及换热设备，提升高效压缩机和膨胀机技术。
3.1.5 电化学储能
电化学储能通过电能与化学能之间相互转换实现能量储放。在发电侧电化学储能主要用于调频、提升电能质量。如图5所示，降负荷时，机组可将部分电能储存在电池组中；升负荷时，电池中电能可迅速按需接入电网，起到顶峰作用。



电化学储能按照中间能量转换介质与转换原理主要有锂离子电池、钠离子电池、铅蓄电池、液流电池等。锂离子电池已形成较为成熟的产业链，具有较高的系统效率和一定的成本优势，但其安全性仍然较低，未来需要在电池热管理方面深入研究，降低因散热不佳造成的风险隐患；钠离子电池具有原材料丰富、容量大、体积小、能量密度和转换效率高、寿命长、不受地域限制等优点，未来仍需研究提高储能密度的方式，不断提高技术成熟度；铅蓄电池具有自放电小、电池寿命长、抗震动、比容量高、大电流性能好、高低温性能较好、价格低廉、制造及维护成本低、无“记忆效应”、电池失效后的回收利用技术比较成熟及回收利用率高等优点，但循环寿命较低的不足限制了其大范围应用；液流电池具备储能容量大、支持超深度放电、高安全性和长使用寿命等优势，但仍需提高效率和降低成本。
针对电化学储能方式在电源侧的应用场景，未来需要研究不同类型电池间、电池与其他储能介质间的组合运行。研究方向主要包括：
1）探索新型电化学储能材料，包括高容量正负极材料、隔膜制备工艺及相关技术攻关、高电压高安全性新型电解质材料开发，从而提高电池的功率性能和循环寿命。
2）优化器件结构，提高电池质量与一致性，推动器件规格标准化。
3）推进不同电化学储能技术的结合使用，充分发挥各种储能技术的特点，使其优势互补，提高电化学储能系统的整体灵活实用性和技术经济性。
3.1.6 熔盐储热
在传统燃煤机组上增加储热系统是补强锅炉升负荷速率的新思路：熔盐系统通过储、放热循环策略，将多余的热量进行存储，并在需要快速升负荷时释放，通过熔盐系统储放热完成机组能量时空调控。图6 为典型耦合熔融盐储热的燃煤机组。蓄热阶段，低温熔盐吸收高温蒸汽热量储存在热盐罐中，进入汽机的蒸汽流量迅速减少，机组实现快速降负荷；放热阶段，高温熔盐直接加热给水产生蒸汽，进一步预热给水，大幅提升机组升负荷速率。



需求不同，适配火电的熔盐系统具有临时性、即时性、顶峰性三大关键特点。临时性指火电机组必须时刻跟随电网调令运行，熔盐系统仅在快速调峰调令区间工作，故常处于备用状态，为防止熔盐凝固，需对熔盐系统进行额外伴热，如何低成本伴热是应用的重要问题之一。即时性指一旦接收调峰指令，熔盐系统需立刻进入工作状态，热盐、冷水大量进入系统，如何降低设备及管道在“弹射起步”时遭遇的热冲击是提升设备运行安全性的关键技术。顶峰性指熔盐系统正式启动后，熔盐及汽水流量短时间内发生巨变，换热功率从零迅速上升至百兆瓦级。
需要注意的是，峰值功率越大，熔盐系统在非峰值工况下运行参数偏离越大，“大马拉小车”导致的经济性和安全问题越突出。若按极高峰值设计的熔盐-汽水预热器，运行在低负荷时，换热器出口存在加热给水产泡跳阀、冷却熔盐凝固等安全风险。需解决换热设备流场与温度场建立、小负荷相变点控制、小负荷熔盐防凝等关键问题。
3.1.7 储能技术对比分析
基于上文介绍的主流储能技术，按照储能原理可分为：以蒸汽储热、固体储热、熔融盐储热为代表的储热技术；以飞轮储能、压缩空气储能为典型的机械储能技术；电化学储能技术。表2归纳了火电耦合储能新技术的特点及未来方向，各种储能方式在调峰响应速度与储能规模上各有优势。



飞轮储能方式具有较好的响应速度，响应时间尺度在秒级，其可以对电网侧的负荷指令迅速动作，用于电源侧调频过程，改善源侧电能质量。同时其寿命长，对于机组的频繁变负荷工况适应性较好。
熔融盐储热是蓄热储能技术，也是典型的容量型储能技术，其储能容量较大，储能规模可达百兆瓦级，在火电机组负荷调节过程中有移峰填谷的能力。此外，其储能周期较长，可适应机组小时级调峰需求；度电成本的优势有利于其规模化应用。
表3总结了飞轮储能及熔盐储热技术在火电调峰领域的技术对比情况。由表 3 可知，熔盐储热技术在系统容量、度电成本、储能密度、储能周期几项关键指标中具有明显优势。



3.2 机组控制系统
3.2.1 参数检测
灵活运行需求推动燃煤发电机组参数检测借助状态感知、机器学习等技术手段不断转型升级，充分利用新型传感器设备、状态感知设备以及现有的人工智能、移动互联等现代信息技术和先进通信技术，构建泛在感知网络。例如巡检作业采用智能手段替代人工，减少了因人员工作能力和技术水平等问题导致的损失与隐患，节约人力成本，提高检测效率以及运行人员对设备运行状态的缺陷识别和预见能力。该技术目前主要存在以下问题：
1）现有数据采集率较低，大量设备无法实现实时数据传递。
2）日益丰富的采集信息与信道容量有限间的矛盾。
3）终端计算能力与智能化程度有待进一步升级。
新型传感器技术和第五代移动通信技术%285G%29、 WI-FI6 等高速通信技术的发展给上述问题提供了解决办法。支持芯片级传感的智能化设备已广泛应用；边缘计算、雾计算等计算架构层出不穷。上述技术的应用给智能电厂泛在感知技术发展奠定了基础。
3.2.2 软测量技术
软测量技术通过采集易测变量，构建能够表征复杂控制对象特性的间接变量，并通过控制间接变量的方式实现对目标变量的能控性。现有软测量建模方法可分为基于机理的传统建模方法与基于数据驱动的建模方法，其中基于机理的建模方法还可细分为基于工艺机理分析与对象数学模型的方法；基于数据驱动的建模方法可细分为基于多元统计分析、统计学习和人工智能的建模方法。
基于传统建模方法运用化学反应动力学、物料平衡、能量平衡等基础理论，通过对过程对象的机理分析，找出不可测主导变量和可测辅助变量之间的关系，建立机理模型，从而实现主导变量的软测量。
基于对象数学模型，将状态估计、参数估计、系统辨识和自适应控制等理论用于获取软测量模型。
基于数据驱动的软测量技术主要是将统计学方法、人工智能技术等理论应用于软测量。通过提取过程数据中的常见趋势和特性，挖掘变量之间的关联性，构建不可测的主导变量以实现控制与建模。
3.2.3 在线煤质分析
在线煤质分析技术能够实时提供配煤掺烧、燃烧优化、污染物脱除等环节所需的煤质特性数据，是提高机组灵活性、经济性、安全性的重要支持技术之一。常用的在线煤质分析技术主要有X 射线荧光%28XRF%29、瞬发伽马中子活化 %28PGNAA%29、近红外光谱%28near infrared，NIR%29、微波 %28MW%29 和激光诱导击穿光谱 %28LIBS%29分析等技术。上述技术原理、特性对比见表4。



由表4 可知，LIBS 技术具有测量指标全面、可远程测量、无辐射危害等优势，在煤质在线分析领域具有广阔的应用前景，其基本结构部件和工作原理如图7所示，LIBS 技术使用的设备主要有脉冲激光器、光谱仪、控制系统和光路系统等。



基于LIBS 技术，国内外针对不同形式煤的检测进行了丰富应用实践，如以色列、美国等公司与华南理工大学%28图 8%28a%29%29、清华大学%28图8%28b%29%29等针对煤块、煤粉、压制煤片研制了各类测量装置，代表性装置见图 8。



LIBS技术实践层面优势巨大，但由于激光烧蚀产生的等离子体的不稳定性及其时空演化机理复杂性，精确定量测量性能仍有待提高。
进一步提升测量性能可由以下方向入手：
1）提高光谱信号的可重复性。
2）降低基体效应的影响，提高测量准确性和煤种适应性。
3）提高工业恶劣环境下设备长期稳定性。
3.2.4 自动控制
大容量、高参数的单元机组中，以自启停控制、协调控制为代表的热工自动控制系统提高了劳动生产率和电能质量，降低了发电成本，改善劳动条件，为大型机组的安全、经济、环保运行提供了可靠的保证。
1）机组自启停控制系统%28APS%29:是实现机组全流程启停自动运行的管控系统，由模拟量与开关量控制相结合。协调控制系统是实现单元机组全程自动控制的基础和灵活高效运行的保障。APS 将机组的启停 步骤编制为预设程序，执行过程中各设备的启动、停止统一受其指令调配。
APS技术能显著提升机组自动化水平，在燃煤机组中得到广泛应用。汪梦璐归纳了汽轮机数字电液控制系统中自启动控制功能，其结构如图9 所示。李晓燕等提出基于柔性顺控的制粉系统APS 技术并在 1000MW 超超临界机组中进行了应用。王志杰等建立制粉系统启停专家知识库，设计双进双出制粉系统自启停步序，实现了制粉系统启停过程的全程自动控制。



现有的APS 技术通常围绕单一设备或子系统进行设计与应用，机组全流程 APS 在实际应用过程中面临诸多难点与影响因素，主要包括：
①工艺过程庞杂，各子系统运行工况多变，系统之间动作时序及调节幅度需密切配合，断点设计较为复杂。
②设备可靠性要求高，工艺系统测点与设备须做到准确测量、及时响应、正确动作。
③控制策略复杂，APS 启停过程涉及主旁路切换、干湿态转换、并风机和并泵等复杂操作，需要兼顾自动操作的快速性与过程参数的稳定性。
④机组全流程APS 的应用使各个系统、设备更紧密地结合，在体系架构设计、异常处理应对、设计调试方法等层面仍需研究。
2）协调控制。
传统燃煤发电机组由于不具备储热系统，其控制一般采用单元机组锅炉-汽轮机协调控制，但对于储能系统参与后的运行模式、指令分解等有待进一步研究。
协调控制研究主要包括瞬态过程特性建模与运行优化控制两个方面：
①典型燃煤发电机组瞬态过程特性建模对象按照功能可分为制粉、燃烧、流体压缩与输运、换热、热功转换等类别，涵盖制粉系统、锅炉系统、汽轮机系统和冷端系统，并广泛应用机理、数据驱动与复合模型建模。
②运行优化控制策略主要以比例-积分-微分 %28PID%29控制器反馈控制与前馈控制等经典控制为主体，进一步应用状态空间方程描述系统与过程，应用如直接能量平衡控制、内模控制、预测控制、自抗扰控制、非线性控制等方式提升控制品质。智能化算法则广泛应用于已有方法改进以及整体控制应用。
3.2.5 运行优化
电厂运行优化系统主要由控制系统硬件与各类功能类软件构成。分散控制系统%28DCS%29是现代电厂控制系统的主要应用形式，是各类控制优化功能实现的途径与基础。在DCS基础上进一步发展形成的智能 DCS 自2018 年进行了示范建设，于2020年首次实现 DCS 硬件的全国产化，取得了显著的经济效益和社会效益。硬件平台的自主化与智能化，突破了通过外挂等方式辅助实现部分智能的限制。
运行优化系统的功能主要包含智能燃烧、运行优化、智能监盘等。智能燃烧通过调整燃料、配风等参数，在满足机组负荷调整的前提下，获得最佳燃烧工况。优化运行通过能效实时计算、最优控制等技术，调整运行参数或方式，提高能耗等指标。智能监盘则对火电厂运行设备和状态进行监测、预警和评价，指导监盘人员更好、更优的调整机组运行，降低运行人员工作强度，提高工作效率。运行优化系统的建设提升了电厂的安全生产水平与人效能效，初步形成了安全可控、指标最佳、成本寻优、供应灵活的应用局面。
目前，运行优化系统在部分细分功能实现了提升但整体仍有待改善，并且智能化理论方法与应用场景仍待进一步融合，具体体现在：
1）部分智能化应用的研究有待于深入，如设备故障预警过程中各深度学习算法在不同的应用场景中各有优缺点，难以找到一种在深度调峰过程中具有普适性的可靠算法。
2）针对机组灵活运行能力，低负荷下燃烧相研究有待进一步深入，如何平衡不同工况下机组的安全性、稳定性、经济性和环保性，实现燃烧系统全工况自适应控制。
3.2.6 健康度预测与故障诊断
健康度预测依托于状态参数与信号特性分析来评定设备当前及未来的健康水平，进而提前识别潜在的性能劣化、故障趋势。故障诊断则以此为基础，必要时进一步分析系统、设备的输出、性能和行为，来识别和确定故障的原因和性质，进而确定异常或故障的模式，分析故障的根本原因，确定故障的位置和影响。
早期健康度预测与故障诊断大多通过人工检查与信号处理技术进行，但存在劳动强度大，诊断的准确性依赖人员经验知识，信号处理方法的诊断结果不够直观等弊端。机器学习与人工智能技术的发展推动了自动化预测与诊断。人工神经网络、支持向量机和k最近邻模型等经 典机器学习方法与专家系统相结合，通过数据收集、人工特征提取、模型预测与诊断3个步骤，实现了半自动化的健康度预测与故障诊断。但经典的机器学习理论不完全适应不断增长的数据量，深度学习技术可实现从收集的数据中自动学习故障特征，直接将原始监测数据映射至健康度与故障诊断结果。
基于深度学习的健康度预测与故障诊断模型最显著优势是可从输入的监测数据中自动学习特征进行推理。常用自动特征提取深度学习模型有堆叠自动编码器、深度信念网络、卷积神经网络和残差网络。然而深度学习方法依赖大量标注数据，燃煤发电机组设备通常处于健 康状态，故障数据不足；其次，海量数据遴选与标注成本高昂。迁移学习则可利用已有的知识，减少对大量标注数据的依赖，提高学习效率和模型性能，已在旋转机械设备轴承、齿轮箱中进行了实践应用。
健康度预测与故障诊断在燃煤发电机组应用仍存在以下难点：
1）健康度预测与故障诊断如何紧密联系生产运行投入实际应用。
2）基于数据驱动的模型如何应对非平衡异常数据，解决泛化弱，误报率及漏报高问题。
3）缺乏对基于智能模型的运行状态监测、故障诊断及预警可靠性进行全流程评估，且部分机器学习类模型仍存在“黑箱”问题，难以真正支撑无人/少人值守的实现。
综上所述，现有储能系统与控制技术在提升燃煤发电效率、降低环境污染、增强电网调节能力等方面已取得显著成效，但面对更高的变负荷速率、更低最小出力负荷等灵活性要求，仍然存在诸多不足和挑战。当前储能技术在提升机组灵活性的同时，仍在灵活调峰关键技术及储热系统流程设计、机-炉-储整体设计等方面面临挑战。同时，新型机 组系统结构及运行特性发生重大变化，面临的内外部扰动更加复杂，高性能指标使机组接近运行极限，运行控制难度大大增加，对自动化、智能化水平提出了更高要求。
四、燃煤发电灵活运行储能与控制新技术
为应对上文归纳的诸多挑战，推动燃煤机组向更加灵活、智能方向转型，本节聚焦燃煤发电机组灵活运行中储能与控制方面的新兴技术，包含熔盐储热系统的重构及关键部件与技术，智能发电控制系统泛在感知、智能控制与智能运行技术，探讨了其在燃煤发电机组中的发展方向和应用潜力。
4.1 燃煤发电耦合熔盐储热系统
熔盐储热耦合燃煤发电系统具有大规模、可调节、长周期、成本低等优势，是燃煤发电灵活运行新技术的重要增长点。
4.1.1 燃煤发电耦合熔盐储热系统的重构
目前熔盐储热技术思路聚焦在通过增加蓄热容量获得调峰深度，对储热效率提升及调峰速率提升的研究较少。为进一步提升变负荷速率及燃煤机组储热效率，需重构耦合燃煤发电的熔盐储热热力系统。
熔盐储热热力系统包括熔盐储热侧系统、熔盐放热侧系统及熔盐储存系统。熔盐储热侧系统一般采用蒸汽加热熔盐或厂用电加热熔盐。蒸汽加热熔盐时，蒸汽冷凝相变点决定传热过程窄点温差，限制热盐温度上限，影响储热系统效率。电加热熔盐时，高品位电能转换为低品位热能，造成能量品质浪费。熔盐放热侧系统采用热盐加热给水，产生热水回到热力系统或产生蒸汽汇入汽轮机，该过程稳态过程已经过商业化检验，但瞬态过程缺少基础研究，无法支撑机组快速变负荷强瞬态新特性。因此，需要对耦合燃煤发电的储热热力系统进行流程重构，研究热力系统瞬态特性，提升燃煤机组变负荷速率。
1）蒸汽加热熔盐储热是目前主流储热方案， 按蒸汽来源分为主蒸汽加热熔盐储热与再热蒸汽加热熔盐储热，进一步按照蒸汽能量利用区间可分蒸汽潜热储热和蒸汽显热储热。
上述4 类储热方案分别存在以下限制：
①对于主蒸汽加热熔盐储热，为防止下游再热器超温爆管，允许抽取主蒸汽量十分有限，限制了储热功率。
②对于再热蒸汽加热熔盐储热，允许抽取蒸汽量可适当提高，但放热后的蒸汽温度降低，压力水平相对较高，需节流后返回汽轮机做功，能量不可逆损失大，储能效率低。
③对于蒸汽潜热加热熔盐储热，受限于汽水熔盐换热器窄点温差，加热产生的熔盐温度有限，导致熔盐系统放热时产生蒸汽能量品位低，储能效率受限。
④对于蒸汽显热加热熔盐储热，可产生较高温度熔盐，但换热后蒸汽需通过其他工质吸收潜热，导致熔盐储热系统复杂。
蒸汽加热熔盐储热原理如图10 所示。取汽及回水点参数、熔盐种类物性的合理选取是蒸汽储热技术路线的重要研究方向。



2）烟气加热熔盐技术路线是熔盐储热新方案， 其原理如图 11 所示。该方案在锅炉外侧设置独立的烟气熔盐换热系统，通过抽取锅炉部分烟气加热熔盐，并在释放热量后回到锅炉本体，冷盐吸收热量后转变为热盐，实现热量从锅炉烟气到熔盐系统的转移。



对于烟气加热熔盐储热技术，如何减小由于抽取锅炉烟气对锅炉自身受热面烟气侧流场及温度场产生的干扰有待进一步研究。对于熔盐系统，由于热源来自锅炉烟气，储热功率受锅炉经济性、安全性制约；此外，烟气具热导率低、含灰尘等不利内在因素。为解决上述问题，研发高效、可靠的烟气熔盐换热器、为换热设备营造较好的运行环境是重要的研究内容。
3）方案对比分析。
为将熔盐加热至较高温度水平，蒸汽储热往往只能利用显热加热熔盐，导致熔盐储热系统储热效率低，图12为蒸汽显热加热熔盐 T-Q 图。由图12可知，为避免传热窄点，大量蒸汽热量释放给其他介质，造成储热效率下降。



烟气储热技术利用锅炉烟气直接加热熔盐进行能量储存。烟气加热熔盐T-Q 图见图13。可知，烟气释能过程无相变，克服了汽水储热窄点传热瓶颈，所有烟气热量完全被熔盐吸收，大幅提升储热效率。此外，相比于蒸汽储热方案，烟气储热热源可达700~800℃，实现更大的传热温差与更高的热量品味。
综上，烟气加热熔盐储热技术具有储热系统简单、储能效率高、无窄点温差限制等优点，是未来耦合燃煤机组的熔盐储热新技术。
4.1.2 燃煤发电耦合熔盐储热系统关键部件
1）储热侧关键部件包括高温介质-熔盐换热器与储热罐。高温介质包含烟气、蒸汽、导热油、液体金属等。根据2.1.1节分析，烟气直接加热熔盐可提升系统效率。储热时，烟气通过烟气熔盐换热器对熔盐进行加热，烟气熔盐换热器工作环境对稳定运行构成挑战：在热侧，锅炉烟气含灰含尘且具有腐蚀性，既要避免结焦大颗粒对换热管道冲刷磨损，也要避免小颗粒飞灰覆盖换热管道阻碍传热，同时避免低温区烟气腐蚀金属管道；在冷侧，熔盐在高温下具有腐蚀性，对流冲刷加剧换热管内部腐蚀。另外，频繁启停需求下，熔盐作为传热介质不能长期停留在换热器管道中，以避免在管道内熔盐的低温凝固及高温分解，因此换热管道需具备熔盐自流清理功能。烟气熔盐换热器可考虑垂直或带倾角传热管束布置，为匹配烟气热阻及应对烟气恶劣运行环境，可采用特殊翅片形式增强防磨防腐防积灰能力，总体提升换热器的传热性能。
图14 所示为某烟气熔盐换热器集成系统，包含独立储热烟道、烟气调节挡板、烟气熔盐换热器、灰斗等设备。为提升烟气熔盐换热器运行过程安全性，可在锅炉不同烟温段设置多个烟气取烟口，在锅炉较宽负荷范围内通过改变烟气混合比例调控换热器入口烟气参数，达到换热器内熔盐不发生超温分解与低温凝固的目的。然而，烟气混合时，局部高温或低温可能导致换热器局部管道内熔盐发生分解或凝固，因此，多路烟气混合后的均匀性成为保障换热器安全运行的关键。另一方面，锅炉烟气含灰颗粒，尺寸较大的灰颗粒对烟气熔盐换热器管道冲刷磨损会降低设备使用寿命，降低储热系统安全性。烟气混合除尘器则是应对上述问题的关键设备，其位于烟气熔盐换热器上游，对进入换热器的烟气进行预混合、预除尘。



图15 所示为烟气混合除尘器的工作原理：进口不均温、含尘烟气通过旋风流场进行混合，同时固体颗粒由离心力驱动撞击壁面后分离，出口烟气具有均温、洁净的特点。烟气混合除尘器从源头提升了烟气储热系统安全性，保障了烟气熔盐换热器安全运行。



熔盐储能系统储热罐配置可分为单罐式与双罐式。单罐式利用单个罐体完成储热与放热过程，主要可分为换热器储热罐与斜温层储热罐。在双罐式技术中，高温与低温的熔盐被分别储存在两个不同的容器中。当机组需要降低运行负荷时，低温熔盐可从其储罐通过热交换器吸收蒸汽的热能，然后被输送回高温熔盐储罐；反之，当需增加负荷时，高温熔盐则可从其储罐通过热交换器释放热能，随后流回低温熔盐储罐。双罐式配置有效解决了斜温层效应问题，降低了潜在的安全风险，并增强了整个系统的储热能力，但其实施成本相对较高。
考虑到成本、安全性、技术成熟度以及火电机组调峰速率的响应需求，双罐储热系统展现出显著的优势。首先，尽管其初期建设成本高于单罐系统，双罐系统通过分离高温与低温熔融盐，实现更高效的热能存储与释放，长期而言可提供更优的经济效益。安全性方面，双罐系统减少了由于温度分层可能导致的热应力问题，降低了系统运行风险。在技术成熟度上，双罐储热技术已被广泛应用于多个光热发电项目中，证明了其可靠性和有效性。最后，双罐系统能够快速响应火电机组调峰需求，通过高效的热交换支持电网的稳定运行，满足当前能源系统对灵活性与响应速度的高要求。
2）放热侧部件熔盐蒸汽发生器系统的所有换热器：熔盐-水预热器、熔盐-汽水蒸发器、熔盐-蒸汽过热器。
熔盐-水预热器关键技术是防止过冷水温度可能低于熔盐凝固点造成晶体析出，需对进水/进盐方式及传热流程进行创新，可考虑多流程正逆流混合传热流程，避免低温盐遇低温水的情况，降低熔盐凝固风险。熔盐-汽水蒸发器关键技术是宽域流量稳定沸腾传热技术，熔盐系统瞬态运行时流量跨越1至2个数量级，汽水两相流不稳定造成传热负荷波动影响设备安全运行，需进行蒸发器选型创新或结构创新，确保不同流量下换热器内部温度场建立及波动抑制。图16展示了适合熔盐放热的熔盐汽水蒸发器形式，采用管侧汽水、壳侧熔盐的布置形式，最大程度消除管板热应力，采用汽包结构进行气液分离，增强全工况蒸发系统两相流稳定性。熔盐蒸汽过热器的关键技术是应力释放，换热器选型时可考虑发夹式换热器。



4.1.3 燃煤发电耦合熔盐储热系统非电伴热
1）熔盐蒸汽发生系统配温伴热。
耦合燃煤发电的熔盐储放热系统与常规熔盐系统的核心区别是运行工况的随机性，放热指令下达前建立并维持各级换热器管道及连接管路温度场，可提升储热系统灵活性及安全性。然而，常规电伴热无法在换各级换热器管道中建立合适的温度场。因此，提出熔盐蒸汽发生系统配温伴热技术，即系统不对汽轮机补汽时，工作在小流量热备用状态，熔盐及汽水按照供汽工况路径流经换热器及管路，利用流动的熔盐对整个熔盐蒸汽发生系统进行伴热。由于换热管道中传热过程的自适应，小流量下各级换热器及管道也能自发建立合适的温度场，减小供汽指令下达时由于流量增大产生的热冲击，实现熔盐系统非电伴热的同时提升熔盐系统灵活性。
2）熔盐蒸汽管道蒸汽伴热。
一般情况下，熔盐岛与汽机岛存在空间距离，熔盐系统产生的蒸汽输送至汽轮机距离较远，输送熔盐系统蒸汽的主管道散热是熔盐系统管道散热量损失的主要来源。为实现熔盐系统主蒸汽管道非电伴热，相比于在主蒸汽管道周边铺设伴热蒸汽管道的常规蒸汽伴热技术，可将伴热蒸汽直接通入蒸汽管道中，即工程中的“暖管”，不仅可取消伴热管成本，还实现熔盐蒸汽管道的长期吹扫，消除熔盐系统可能存在的杂质，保障汽轮机安全运行。
4.2 智能发电控制系统
为满足深度调峰、超低排放、灵活运行、市场化改革等方面要求，火电机组需采用人工智能等先进技术推动智能化发展，运用泛在感知、智能控制与大数据分析等理论方法，深度融合新型机组工艺流程与运行特性，实现机组智能运行。
4.2.1 泛在感知
发展泛在感知技术，充分利用移动互联、先进通信技术、新型传感设备等可实现电厂状态全面感知，有助于打通人、机、物、环之间所存在的数据壁垒，实现数据的实时分析掌握。
1）泛在感知系统。
针对燃煤发电厂的泛在感知系统是采用测量及传感等技术构建的一套面向全厂设备的监测系统，其由感知、传输、存储等设备以及数据采集和分析工具等多个子系统组成，利用设备内或现场运行环境中安装的智能传感装置对设备运行状态、外部环境因素等信息进行全方位监测感知，获取多源泛在感知数据。利用厂内局域网络、安全加密、接入认证等数据传输安全防护技术，泛在感知系统将数据传输到全厂实时数据库，构建全厂泛在感知数据传输和接入网络途径，形成面向全厂设备的立体式监测系统，为设备远程诊断、故障报警、智能预警、状态检修提供可靠数据基础，全面提升智能发电控制系统对生产现场的透视和感知能力。
如图17所示，电厂泛在感知系统的网络架构由感知设备、通讯网络和服务器等部分构成，其中感知设备用于采集电厂设备和生产运行环境的关键数据，通过相应的通讯网络进行数据传输，最终汇总到服务器进行统一管理、分析与增值利用。



2）泛在感知系统感知设备。
感知设备是泛在感知系统的基石。泛在感知系统运用云计算、大数据、物联网、移动互联网、人工智能、区块链、边缘计算等先进信息技术，对电厂各类感知设备的监测识别数据进行挖掘、处理和分析，以辅助电厂实现运行管理的实时监控并基于此进行决策。
①传感器设备。
汽轮机、锅炉等主机通常具有配套感知系统，通过数据接口将状态数据传输至泛在感知系统数据库，作为主机故障预警及健康管理的信息源。机组本身的监测系统往往不能完全满足日益增长的实时感知需求，需要针对各类感知源布置适当的传感器设备，实现全方位状态监测。各类新型传感器，采集了更广泛的厂区实时数据，实现对厂区生产运行的泛在感知。
如图18所示，为满足电厂各类状态感知需求， 需要根据厂区不同应用场景，研制适用于高温环境、粉尘环境、高振动频率环境、高湿环境等对感知设备要求严苛的传感设备，开展如煤质、风粉、炉膛温度场、CO 气体等在线检测。



②视频监测设备。
部分测点采用传感器设备无法满足状态监测的需求，随着机器视觉技术、非介入式智能识别技术、边缘计算技术的发展，利用新型摄像设备，结合运行数据对实时视频进行智能分析%28如视频人员管理%29，可以实现设备识别%28如视频读表、指示灯识别等%29、隐患风险分析%28如安全行为识别%29、远程控制确认%28如开关状态识别%29、状态异常检测。如图19所示，在厂区内可借助搭载摄像设备的移动机器人等设备，协同固定摄像感知设备和传感器设备， 实现电厂主要设备的外观、仪表读数、刀闸分合状态等监测识别。



3）状态感知先进技术。
①冲击脉冲感知识别技术。
振动监测可监测轴承等设备的振动量值的大小、趋势并帮助分析振动原因，但传统振动监测技术只有在设备故障较为明显时才能检测出来，即振动部件沿着损坏的轮廓路径运动时。传统方法不仅对设备故障的严重程度、润滑状态难以做出判断，还容易误诊、漏诊。冲击脉冲技术能够突破转速极限，测量1~ 20000r/min 的转速范围内轴承状态；并且可以将轴承振动信息从复杂的背景噪音中分离，对提取数据进行增强，并深入挖掘关联性，得到全面、清晰、准确的轴承状态信息。冲击脉冲技术的监测设备在早期故障检测应用效果显著，解决了传统振动监测方法无法监测低速设备的难题。
表5列举了磨煤机的电机及齿轮箱设备测点位置及数量布置情况，以实现轴承和齿轮状况、润滑状况、对中平衡等状况的实时监测。测点根据减速机的减速等级、结构情况进行布置，一般为输入轴、各级减速轴、行星大齿圈、磨盘推力轴等轴承位。



②柔性感知技术。
随着智能机器人与可穿戴式柔性电子器件技术的发展，柔性感知技术应用日益广泛。柔性传感器采用柔性材料制成传感器，具有良好的柔韧性、延展性，可以自由弯曲甚至折叠，其基底多采用聚酯、聚酰亚胺等材料，结构形式灵活多样，可根据具体检测设备或环境条件，采用不同的检测原理设计其信号转化方式，实现电厂内特殊环境与信号快速精确检测，解决了传感器的小型化、集成化等问题。但目前柔性传感器仍存在诸多技术问题，首先碳纳米管和石墨烯等用于柔性传感器的材料制备工艺还不成熟，存在成本、适用范围、使用寿命等问题；传感器基底仍存在不耐高温等缺点，导致柔性基底与薄膜材料间应力大、粘附力弱，柔性传感器的组装、排列、集成和封装技术也有待进一步提高。
4）泛在感知典型应用。
①新型软测量技术。
在火电机组运行状态监测以及控制优化层面，新型软测量技术提供了丰富准确的感知途径。如图20所示，其按照机理主要分为两类：依托机理方法进步而不断完善的软测量技术和基于数据、数据-机理双驱动的软测量技术。



依托机理方法进步而不断完善的软测量技术，如基于先进火电机组过程理论的软测量技术，凭借对复杂控制对象特性的认知水平提升，进而挖掘主导变量因素，实现软测量变量与生产过程的关联。
该类软测量对象常应用于锅炉燃烧过程、污染物生成及脱除过程等，与直接参数检测若干变量不同的是，软测量对象能够综合地表征机组生产状态，从多维度、多尺度支撑火电机组主要生产过程的控制、优化与决策。这一技术应用代表包含即燃碳理论以及活性石灰石理论等。 该类方法在循环流化床机组中的应用通过构造燃烧过程、污染物生成及脱除过程的中间物理量，实现对机组运行控制的优化和调整。张开萍等构建了生物质循环流化床锅炉燃烧机理模型，模型针对即燃碳动态变化进行分析，能够预测炉膛温度、负荷、CO 排放和烟气含氧量。高明明等构建了循环流化床锅炉的“活性石灰石”监测模型，并构建 了 n%28Ca%29/n%28S%29优化配比法，通过仿真实验证明该模型提高了SO2质量浓度稳定性。
③基于数据、数据-机理双驱动的软测量技术。
基于数据的软测量技术无需进行准确辨识机理模型这一困难过程，但受到“黑箱”模型等模型解释性因素的制约；而数据-机理双驱动则提高了单纯数据驱动的可解释性。这类技术主要针对火电机组生产过程的低维数据进行高维映射，通过状态空间变换来凸显其中某些特征变量。这些变量与单一生产过程的表征变量间必须满足格兰杰因果关系，即从高维空间中提取的特征变量所包含生产信息必须高于直接测量数据的信息量。目前这类技术已应用于基于火焰图像的火电机组燃烧检测、磨煤机一次风量、磨煤机入炉煤量、 烟气含氧量等应用。以燃烧检测为例，蔡国源等提出一种基于卷积变分自编码器的燃烧稳定性定量表征方法，使用处于稳定燃烧工况下的火焰图像数据作为训练样本，实现对锅炉火焰图像分析中燃烧稳定性的评价，能够燃烧器灭火前167s 给出燃烧不稳定预警。
5）煤质在线检测。
实际工业应用场景下，基体效应严重阻碍了煤质在线分析的测量准确性和煤种适应性，现有技术一般采用数据补偿的方式降低基体效应对检测结果的影响，然而由于基体效应的高复杂性和强非线性，数据补偿的方式难以获得理想的效果。侯宗余等提出一种直接降低基体效应的方法，其根据等离子体的实际温度实时动态调整激光能量和延迟时间等参数，使得不同煤种的等离子体的温度、电子密度等特征参数尽量保持一致，从而显著降低了基体效应的影响，及降低了定量化模型的复杂性，提高了测量准确性和煤种适应性。
LIBS煤质在线分析技术已取得了巨大进步，并实现应用示范，但仍然需要在基础研究和应用研究方面开展大量工作：
①研究激光、煤、等离子体和环境气体间的相互作用机理，研究煤的挥发分、灰分等基体效应对等离子体特性和光谱信号的影响规律。
②在光束整形、空间约束等基础上，进一步研究等离子体调控方法，构建较为稳定的等离子体时空窗口，产生更具确定性的光谱信号。
③基于光谱处理技术与定量化模型，利用统计、机器学习和人工智能等方法研究先进的定量分析算法，并在模型中融入LIBS煤质分析的物理背景，不断提高测量准确性和煤种适应性。
④工业应用中，需重点考虑测量代表性、设备的长期稳定性等，以实现长期稳定测量并降低维护工作量。
6）低负荷燃烧稳定性在线监测。
为解决锅炉在深度调峰期间出现的一系列稳燃问题，需开发适用锅炉中低负荷运行工况的煤粉燃烧器燃烧稳定性在线监测系统，如图21 所示。



该系统包含前端硬件采集系统与后端数据处理系统两部分，前端硬件采集设备对与燃烧直接相关的可测参数主要包括可见光%28火焰图像%29、红外线%28火检%29、声波、压力等信号进行实时监测和数据采集；后端数据处理系统通过在中试规模的燃烧实验台进行单只燃烧器的燃烧调整试验，定义不同试验条件对应的燃烧稳定性定量指标，建立反映单只燃烧器燃烧稳定性的多模态深度学习回归模型。为提高对锅炉中实际燃烧条件下燃烧稳定性检测的准确性，可应用迁移学习模型对针对燃烧实验台的燃烧稳定性模型进行泛化推广。
为提高煤粉燃烧稳定性的理论深度与可解释性，将从煤粉流燃烧机理出发，对煤粉颗粒经由一次风携带进入炉膛燃烧的全过程进行计算流体力学建模。通过模拟不同边界条件下，煤粉在燃烧器出口分解，到挥发分在炉膛中完全燃烧过程中温度、速度、化学组分的时空演化规律，探究煤粉燃烧稳定性变化的内部机制。
4.2.2 智能控制
1）燃煤耦合储能系统在线实时仿真。
在新型燃煤发电机组设备选型、热力系统建模、系统初步设计后，进行机组在线仿真。采用如图22所示的在线实时仿真平台，采用模块化建模方法建立机组仿真模型。



通过虚拟数据处理器%28DPU%29或通信接口连接DCS，结合机组运行的历史/实时数据库，开发机理-数据的混合建模技术，形成模型结构和特征参数自我学习和持续优化的仿真建模技术，开发全工况高精度在线仿真技术，在线更新修正新型燃煤发电机组模型。以更新后的系统模型为基础，通过高精度的仿真模拟，预测热力系统的关键参数可为机组的优化运行提供参考。
2）锅炉-汽轮机-储热协调控制。
目前，提高燃煤机组灵活性的研究主要针对存量机组开展，虽取得了一定的效果，但存量机组灵活性改造存在经济性不佳、可能影响机组寿命等问题，需要研制考虑结合外部储能的新型燃煤发电机组。
耦合熔盐储热新型机组的研制，可以实现蓄能的时空互补与深度利用，提升变负荷速率，但也导致新型复合热力系统在结构和工作流程上与传统热力系统存在着明显的不同，部分热力参数有所改变。因此需在动态建模、熔盐控制、协调控制3个方面对新型系统的协调控制开展进一步的研究：
①在动态建模方面，需要建立反映新型机组运行特性的动态模型。机组在加入熔盐储热后，热力系统流程发生了改变，原有锅炉-汽轮机的刚性耦合也将被打破。精准的数学模型可以反映机组运行过程的主要动态特性，是进行机组控制及优化的基础。可首先需要分析系统运行机理，建立熔盐储放热过程中的关键换热器模型，分析熔盐储放热对机组的影响；进一步建立锅炉-汽轮机-熔盐储热系统动态非线性模型，为控制策略的设计提供模型依据；同时开发新型机组仿真机，为控制策略的验证与演进提供平台支撑。
②在熔盐系统控制方面，需要设计满足熔盐系统多种运行模式的控制策略。熔盐系统具有储热、放热、保温、伴热等多种运行模式，熔盐控制系统的设计是实现上述运行模式的基础。在储热侧，设计基于烟气加热的换热器出口熔盐温度控制回路，在保证锅炉安全稳定运行的前提下，满足熔盐储热模式下的功率需求；在放热侧，设计蒸发器水位、熔盐蒸汽压力、蒸汽流量控制系统，为机组提供一定温度和压力下的蒸汽，支撑机组快速升负荷。此外，还需设计储热模式与保温模式、放热模式与伴热模式之间的无扰切换逻辑，实现熔盐系统的全程自动控制。
③在协调控制方面，需要开发耦合储热的机组协调控制策略。在机组低负荷运行时，设计湿态协调控制策略及干湿态自动转换控制策略。在需变负荷时，机组利用熔盐系统等储能，快速跟踪负荷指令。因此，需要厘清各储能响应特性及安全边界，分析不同工况下机组多尺度储能分布规律，开发储能定量计算方法；根据储能实时分布特征，研究新型机组功率指令分解机制，将机组功率分解到锅炉和各储能系统中，如图23 所示；进一步设计基于储能分布与深度利用的协调控制策略，通过锅炉和各储能间的协同作用，提高机组在全工况运行的灵活性。



3）自主寻优机组自启停控制系统。
APS执行过程涉及的机组设备繁杂，启停工况复杂多变，以及实际应用中经常出现设备故障与参数波动等不利因素，导致传统APS 步序停滞，需要运行人员手动干预，导致自启停执行失败。随着现货市场改革的不断推进，机组频繁启停成为常态，亟需弥合传统APS自动化程度与频繁启停调峰需求间的差距，发展新一代自主寻优APS。自主寻优APS 应探明潜在设备故障与参数波动等因素对步序执行的影响，结合多路径设计提升其容错能力，其流程对比如图24所示。



自主寻优APS 路径规划应尽可能覆盖不同的设备启停组合方式以及启停判断条件，通过对工艺参数与设备状态的自动判断，由功能组自主决策其启停路径与执行时机，根据工艺条件决定功能组间的执行顺序与过程参数，保证高度的工况自适应性与执行效率。
自主寻优APS 路径规划具有以下特点：
①双主线设计，一条主线是机组级顺序控制%28APS 主顺控%29，另一条则是智能自主功能组，智能自主功能组在APS 执行期间时刻监测相关的工艺条件自主决策何时投入动作。两条主线并行，工艺条件相互依从，支持多个功能组同时投入、并行动作。
②工艺条件指挥启停过程工艺流程走向，工艺流程由各功能组的工艺条件自主决定，改变工艺条件即可改变功能组执行顺序与工艺流程路径，自主适应各种工况，增强灵活性。
③APS 控制范围更灵活，如某功能组选择 APS 自动，则该功能组加入APS 并由其工艺条件激活。 如某功能组选择APS 手动，则该功能组退出APS 且其工艺条件被旁路，由操作员决定何时投入该功 能组或在设备级进行操作，不影响APS进程，模块化调试便利。
④在设备状态表征信号异常时，通过相关工艺参数进行综合判断，得出实际所处状态，提高容错 性，减少不必要的过程暂停或中断。
4.2.3 智能运行
1）智能控制平台。
通过对常规控制系统中控制器的算力和算法进行升级、扩展，构建智能控制硬件平台，支撑智能监盘、性能评价、先进控制、运行优化和多蓄能调度等功能实现全自动最优控制。从企业运营效能、环境友好程度等方面进一步提升机组可控可调水平。
以智能DCS为核心的智能控制平台简化了发电信息系统架构，形成了智能控制与智慧管理的“两层架构”。智能控制层打破数据单向流通的限制，操作指导信息可直接与底层控制回路联动，形成“能效大闭环”运行模式，支撑全程自趋优。
在智能控制层增加先进检测和传感、物联网和5G 技术等数据接入技术以及数据分析专网、实时数据中台、智能计算引擎等智能化组件，强化工业数据分析与知识推理、过程控制、主动安全等能力，深度解析和挖掘数据价值，实现先进控制理论和方法有效落地应用，形成的智能运行有效载体如图25所示。



2）智能燃烧。
为实现燃烧系统全工况自适应控制，智能燃烧需能够根据运行工况，在经济性和环保性的基础上考虑燃烧系统的运行稳定性和安全性，研究重点将进一步转向低负荷和变工况下的燃烧状态优化问题。技术层面融合在线检测、计算流体动力学%28CFD%29数值模拟、数据统计分析等技术，以在线煤质检测结果作为重要输入，实现在不同负荷、煤质等条件下的锅炉安全、稳定、经济、环保性能指标达到综合最优，涉及技术如图26所示。



智能燃烧基于在线测量或软测量技术，运用机器学习和数值仿真技术，提取火焰中心、温度场分布、温度梯度等燃烧状态特征信息，提升燃烧状态监测和分析技术水平；采用基于燃烧机理和数据的混合建模技术，建立锅炉可调整运行变量与优化目标%28锅炉效率、排放、煤灰结渣特性等%29之间的映射关系，实现燃烧过程的在线实时建模和优化；构建基于全工况识别的燃烧性能指标体系，实现对锅炉燃烧安全性、稳定性、经济性和环保性的量化描述和多目标综合评估；按照分级控制的系统结构，建立在智能协调、局部优化之上，构建闭环控制和智能控制一体化燃烧控制技术。
3）智能优化运行。
智能优化运行主要包含经济性分析与运行优化环节，通过高精度性能指标的在线计算、新型耗差分析、综合运行优化等技术，调整燃煤发电机组的运行参数或运行方式，提高能耗等指标，其整体流程见图27。



①高精度性能指标在线算法。
现部署在电厂的性能指标在线算法，多采用相关性参数曲线拟合或简单的热平衡等简化计算等方法，因设计与测试条件限制，精确性较差，并存在数值漂移问题，对电厂运行指导有限。
为提高在线指标算法的精度，可通过资料汇交、数据分析、实地调研等手段，定制化开发标定设备模型及其内部特性参数；采用参数反推、曲线修正以及在线自校正等改进型计算方法，获得实时运行性能。现场实施中该方法得出的供电煤耗随负荷变化趋势呈反相关性，实时耗煤量计算值与实时给煤量呈现良好的一致性。
②新型耗差分析。
现有耗差分析功能大多针对主要偏差项计算耗差，尚未做到全面耗差分析和耗差闭环。新型耗差分析则面向锅炉、汽轮机和发电机等关键设备，反映锅炉效率、汽轮机热耗和发电机效率变化；针对辅机性能偏差，反映为厂用电变化；针对炉侧和机侧可调运行参数偏差，反映为锅炉效率和汽轮机热耗变化；针对热力系统参数偏差，反映为汽轮机热耗变化。根据上述分类，实现全面的耗差分析。采用试验标定、等效焓降法、热平衡分析法等方法，得到各耗差子项的精确值，比较各项的关键程度，从而准确获得各可控耗差子项的优化调整顺序。结合上述高精度性能指标在线算法，实时计算性能指标精确值，与理论最优值对比，得到系统整体耗差分析值。将各子项累加，对比分析累加值和系统整体耗差分析值之间的差值，使二者之间对应，实现耗差分析的闭环。
③综合运行优化。
为了适应机组快速变负荷及机-炉-储协调运行场景，平衡不同工况下机组的安全性、稳定性、经济性和环保性指标，统筹能耗指标、调控需求、安全限制、动态偏差、设备性能等因素，如图28所示。



不同工况的运行差异见图29，建立针对关键可控运行参数的全工况综合优化计算模型。针对机组的关键可控运行参数，提供最优化运行推荐值和反馈控制融合，使优化值用于控制，实现无人干预、自主寻优的实时优化控制闭环。



4）智能监盘。
智能监盘以“少人值守、无人运行”为目标，以运行机理和数据为基础，利用大数据、人工智能等先进技术，结合火力发电厂运行规程要求和管理需求，对火电厂运行设备和状态进行监测、预警和评价，实现高可靠的状态监测及预警、故障诊断及溯源，为决策提供可信支撑。①多源异构信息融合监盘模型。
智能监盘功能应推动更高层级智能化应用探索，如多源异构信息融合，实现生产数据、操作规程与经验、检修文档与记录、异常处理方案、音视频画面等各类信息的结构化和模型化，构建融合监盘模型，如图30 所示。常用文本预训练模型主要有生成式预训练模型%28GPT%29 、ChatGLM、 LLaMA2和 Baichuan等模型，声音预训练 模型主要有 L3-net、PANNs， 视频预训练则有VideoBERT、TVLT和 VATT等。



针对监盘对象，利用多模态分析和智能算法，及时识别、预警和诊断火电机组中潜在风险、异常或问题。利用混合现实技术，通过融合虚拟信息和现实场景，增强监盘人员对环境、设备的感知和理解。
③面向设备的机理-数据双擎评价诊断。
健康度评价、故障预警和故障诊断功能的发展离不开大数据和人工智能技术，其主要依托历史趋势而非设备运行的内在机理，与装备机理或设备相关性层面的融合有待提升。
以机-炉-储系统内关键设备为对象，构建面向设备的机理-数据双擎评价诊断模型，从设备结构、运行等机理出发，在共性评价诊断的基础上增强不同设备个性化评价与问题定位能力。此外知识图谱为燃煤机组提供了一个知识表示架构，一站式组织整合海量的多模态信息，将电厂运行经验、运行规程、异常处理方案等专家知识固化为诊断模型。主要流程涉及知识图谱构建、操作指导模型构建、故障诊断模型构建、故障诊断模型驱动生成式模型、反馈与评价改进。识别“机-炉-储”系统内关键实体，如设备、组件、过程等，确定实体间的关系后 进行映射与嵌入，形成一系列标记%28token%29。使用标记进行操作指导模型的微调，微调后模型由故障诊断模型驱动，输出可包括故障的根本原因、影响、以及建议的维修步骤。最终基于运维人员反馈，实现系统自学习、自更新机制，减少漏报与误报。
五、结论与展望
促进新能源占比逐渐提高，推动煤炭和新能源优化组合是解决未来能源供应的趋势，也是能源转型的有效途径。燃煤发电机组将由主体性电源逐步向基础保障性和系统调节性电源转型。
本文从燃煤耦合储能系统及智能控制系统两方面分别介绍了燃煤机组灵活运行新技术，归纳如下：
1）燃煤发电耦合储能系统新技术包括蒸汽储热、固体储热、飞轮储能、压缩空气储能、电化学储能以及熔盐储热等多种形式，本文对各形式的储能系统耦合燃煤发电的应用场景以及优、缺点进行了对比分析。
2）围绕储热工艺流程重构、关键设备、非电伴热三方面对耦合灵活燃煤发电的熔盐储热新技术进行了论述，指出耦合燃煤机组的熔盐储热新技术特点、关键技术难题及解决思路。
3）控制系统新技术包括采用泛在感知网络技术，实现机组运行状态全面感知；采用智能控制技术，实现机组启停路径自主规划，实现机组蓄能的时空互补与深度利用。
储能系统耦合运行如何提升机组整体灵活性和经济性将成为燃煤机组面临的新挑战与新机遇。未来燃煤机组将向安全高效、清洁低碳、灵活智能的目标不断发展，如何进一步燃煤发电机组智能化水平，突破控制系统感知、决策、执行等环节瓶颈，有待进一步研究。

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