大型机组一次调频性能优化方法

汤可怡， 杨建明， 蔡喜冬

(东南大学 能源与环境学院， 南京 210096)



大型机组一次调频性能优化方法

汤可怡， 杨建明， 蔡喜冬

(东南大学 能源与环境学院， 南京 210096)

针对大型机组直流锅炉储能不足、一次调频能力弱的问题，提出了在电网发生大幅频率扰动时，调整高压加热器抽汽流量参与调频的新方法。通过改进传统机组仿真模型实现汽轮机本体与回热系统的交互作用，基于仿真模型对所述一次调频性能优化方法进行了验证。结果表明：通过调整高压加热器抽汽流量改变机组功率有较强的负荷调整能力，机炉两侧共同参与调频可大幅拓宽机组的调频范围，升级机组一次调频性能。

发电机组； 一次调频； 锅炉蓄热； 回热抽汽

电网频率是电能质量的重要指标，反映了电网有功功率和有功负荷之间的供需平衡[1]。当电网发生频率偏差时，需要发电机组通过一次调频迅速调整功率以维持电网频率的稳定。随着电网容量的不断增大，非线性和冲击性载荷频繁出现，降低了电网频率的稳定性；风能、太阳能等新能源发电由于存在明显的间隙性，进一步加剧了电网频率的波动。利用锅炉蓄热为手段的传统一次调频方式，其负荷调整能力已难以达到电网考核要求。因此，挖掘火电机组可用储能，升级一次调频性能已成为国内外学者的研究热点。

笔者以某1000MW超超临界机组为研究对象，通过数值模拟分析了高压调节阀节流、凝结水节流、高压加热器(简称高加)抽汽门节流三种调频方式的负荷响应能力，提出了升级火电机组一次调频性能的优化控制方法。

1 大型机组一次调频方式

1.1传统调频方式

由于燃煤电厂蒸汽生产过程的滞后性，当电网有功功率供需不平衡时，通过改变燃料量和给水量难以快速响应负荷变化。目前火电机组一次调频方式均为将频差信号经过速度不等率换算后叠加到机组功率指令上，通过改变高压调节阀的开度储存或释放锅炉蓄热，迅速改变机组功率。一次调频性能取决于锅炉蓄热大小。直流锅炉由于没有汽包，蓄热较小，且机组容量越大，单位负荷下的蓄热越少[2]。当电网频率大幅下降，要求机组快速升负荷时，锅炉没有足够的蓄热响应负荷变化。随着大型超超临界机组的发展，电网的频率调整能力必然随之下降。

1.2汽轮机侧储能的挖掘

为解决大型机组锅炉蓄热不足的问题，国内外专家提出了利用汽轮机侧储能参与调频的新方法。通过调整回热抽汽量改变汽轮机蒸汽流量，迅速改变机组功率，作为锅炉储能不足的补充手段。

对汽轮机低压加热器(简称低加)抽汽的利用称为凝结水节流技术。当电网频率降低时，减少凝结水流量使低加回热抽汽流量减少，从而增加低压缸蒸汽流量，增大机组的发电功率[3]。目前国内已有电厂进行了凝结水节流的优化改造，但其参与负荷调节的能力有限。根据计算，在极限情况下切除所有低加，满负荷状态下超超临界机组的功率仅能增加约5%，低参数工况下抽汽参数和流量下降，做功能力随之降低。实际运行时受到除氧器、凝汽器水位等限制，凝结水节流最大幅度不宜超过50%[4]，进一步制约了参与负荷调节的能力。

与低加抽汽相比，高加抽汽参数高、流量大、做功能力强，利用高加抽汽参与调频可大幅拓宽机组的负荷调整范围。王国凯等[5]提出通过高加抽汽门节流调整汽轮机高加抽汽流量响应一次调频的新方法，但并未进行深入研究。笔者通过建立大型机组一次调频仿真模型研究了高加抽汽参与负荷调节的可行性。

2 一次调频仿真模型改进

火电机组一次调频的建模研究已比较成熟，但均将机组回热抽汽量简化为随负荷线性变化，未能反映出汽轮机本体通流部分与回热加热器的相互作用。笔者对文献[6]通流及回热部分模型做了改进，以研究通过调整回热抽汽进行负荷调节时机组功率的动态特性。

2.1汽轮机通流部分模型

汽轮机通流部分模型采用弗留格尔公式描述，以回热抽汽点为界划分通流级组。级组内压力与流量关系满足[7]：

(1)

式中：G0为额定工况级组内流量，kg/s；p10为额定工况级组前压力，kPa；p20为额定工况级组后压力，kPa；T0为额定工况级组前蒸汽温度，K；G1为变工况级组内流量，kg/s；p11为变工况级组前压力，kPa；p21为变工况级组后压力，kPa；T1为变工况级组前蒸汽温度，K。

由于仿真模型用于分析机组参与一次调频的动态特性，负荷变化不大，故认为级组相对内效率保持不变。

2.2抽汽管道模型

根据流体力学基本原理，抽汽管道的流量与压差关系采用如下模型描述：

(2)

式中：pm为汽轮机抽汽点压力，kPa；pn为加热器壳侧压力，kPa；Gi为抽汽流量，kg/s；f为抽汽管道阻力系数，其大小取决于抽汽挡板开度。

2.3回热加热器模型

回热加热器分为表面式加热器和混合式加热器。混合式加热器仅用于热力除氧，其建模方法与表面式加热器类似。

表面式加热器分为过热段、凝结段与过冷段。由于过热段与过冷段能量交换较少故将其折算到凝结段建模。根据质量守恒、能量守恒及换热方程可得如下关系式：

壳侧质量守恒方程

(3)

壳侧能量守恒方程

Gehe+Gucwtu-Gdcwtd-Q=A+B

(4)

管侧能量守恒方程

(5)

壳侧与管侧换热方程

(6)

式中：Ge为加热器抽汽流量，kg/s；Gu为加热器流进疏水流量，kg/s；Gd为加热器疏水流量，kg/s；V′、V″为加热器壳侧汽、水容积，m3；ρ′、ρ″为加热器壳侧压力对应的饱和水、汽密度，kg/m3；he为抽汽比焓，kJ/kg；tu为上级加热器疏水温度，℃；td为加热器疏水温度，℃；cw为疏水比体积，m3/kg；ct为管道金属比体积，m3/kg；cs为壳侧金属比体积，m3/kg；Q为壳侧与管侧换热量，kW；e′、e″为壳侧压力对应的饱和水、汽比能，kJ/kg；Xe为壳侧金属参与换热有效系数；Ms为壳侧金属质量，kg；ts为壳侧压力对应的饱和温度，℃；G为给水流量，kg/s；t1、t2为给水进出口温度，℃；Vt为给水管道容积，m3；Mt为管道金属质量，kg；k为传热系数，kW/(m2·K)；A为壳侧与管侧换热面积，m2。

经推导可得表面式加热器出口水温和壳侧压力变化：

(7)

(8)

C=Gehe+Gucwtu-Gdcwtd-Q，

式中：ps为壳侧压力，kPa。

3 数值仿真试验

3.1仿真模型有效性验证

该机组回热系统为典型的3台高加、4台低加和1台除氧器配置。为验证仿真模型的准确性，在额定工况下进行高压调节阀阶跃扰动试验(见图1)和凝结水节流试验(见图2)，观察机组功率响应。

为降低节流损失，通常超超临界机组仅预备5%的高压调节阀节流用于响应一次调频[8]。由图1可见：高压调节阀由正常开度全开后，机组功率迅速增大，由于再热器中间容积的滞后效应，机组功率在调节阀扰动40s后达到最大值1029.5MW；随后由于主蒸汽压力下降，锅炉储汽量减少，机组功率逐渐回落。由图2可见：凝结水量阶跃下降50%后，由于低加回热抽汽流量逐渐减少，机组功率经60s上升了约25MW。仿真试验负荷变化量与理论计算值一致，动态趋势合理，与文献[9-10]一次调频动态试验结果相符，验证了仿真模型的有效性。

3.2高压加热器抽汽参与负荷调节

由第3.1节分析可知，由于直流锅炉蓄热很少，高压调节阀由正常开度阶跃全开，负荷增加量不足额定负荷的3%，远低于电网一次调频上限不得低于6%额定功率的考核要求。而凝结水节流负荷调整能力有限，在低负荷时甚至丧失一次调频能力。笔者基于仿真模型通过调节1号、2号及3号高加抽汽门开度调整高加抽汽流量，观察机组的功率响应。将高加抽汽门开度关小至30%，由于抽汽管道阻力增大，抽汽流量减小，给水温度逐渐下降，经过60s由289℃降低至270℃。而机组功率变化(见图3)经过20s迅速上升至1050MW，显示了良好负荷调整能力。

3.3机炉两侧共同响应一次调频策略

与凝结水节流技术相比，通过调整高加抽汽流量参与一次调频具有更大的负荷调整能力。由于高加抽汽流量频繁的变化会使加热器及给水管道承受热应力，为此笔者提出如下的优化控制策略：对于低于0.1Hz的小幅度电网频率扰动，利用锅炉蓄热足以响应电网的负荷变化，可采用传统的控制策略，通过改变高压调节阀开度响应一次调频；对于高于0.1Hz的大幅度电网频率扰动，机炉两侧共同响应一次调频，在改变高压调节阀开度的同时，根据功率偏差调节高加抽汽门开度，快速改变机组功率。基于仿真模型对控制策略进行验证，假设电网频率发生周期为60s，幅值为0.2Hz的扰动，图4仿真试验结果显示采用机炉两侧共同响应一次调频的控制策略，机组功率可快速跟随目标功率值，升级了一次调频性能。

4 结语

针对大型直流锅炉蓄热不足、一次调频能力弱的问题，提出了通过调整高加抽汽流量改变机组负荷，机炉两侧共同参与一次调频的控制策略：对于小于0.1Hz的小幅度频率扰动，通过高压调节阀节流进行负荷调节；对于超过0.1Hz的大幅度频率扰动，仅利用锅炉蓄热难以达到目标功率值，汽轮机侧同时依靠调整高加抽汽流量参与负荷调节。通过仿真试验对控制策略的有效性进行了验证。值得注意的是，由于所述控制策略释放了汽轮机侧储能，降低了给水温度，因此锅炉侧应通过燃料量和给水量的动态超调使机组尽快恢复稳定。

[1] 黄卫剑, 张曦, 陈世和, 等. 提高火电机组一次调频响应速度[J]. 中国电力, 2011, 44(1): 73-77.

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[4] 姚峻, 祝建飞, 金峰. 1000MW机组节能型协调控制系统的设计与应用[J]. 中国电力, 2010, 43(6): 79-84.

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Optimization on Primary Frequency Regulation of Large Power Units

Tang Keyi, Yang Jianming, Cai Xidong

(School of Energy and Environment, Southeast University, Nanjing 210096, China)

To solve the problem that large power units have poor primary frequency regulation performance due to limited energy storage in the concurrent boiler, an optimization method was proposed for primary frequency regulation by adjusting the amount of extracted steam to high-pressure heaters when severe grid frequency deviation happens. Mutual effects of both the turbine and the regenerative system were achieved by modifying common simulation models of large power units, based on which the optimization method was verified. Results show that the proposed method can remarkably widen the range and improve the performance of frequency regulation.

power unit; primary frequency regulation; boiler heat storage; regenerative extraction steam

2016-03-18

汤可怡(1990—)，男，在读硕士研究生，研究方向为热力发电过程仿真与控制。

E-mail: allentkeyi2@163.com

TM711

A

1671-086X(2016)06-0374-04