大型供热机组协调运行与优化

蔡灵娟

(浙能阿克苏热电有限公司 设备管理部, 新疆 阿克苏 843000)

燃煤发电机组是当今发电行业发电机组的主要形式,其中燃煤直流锅炉应用最为普遍。目前直流锅炉协调控制模式大多运用典型的间接能量平衡原理。当燃煤发电机组处于正常协调运行方式时,汽轮机、锅炉均接收负荷指令信号及主汽压力指令信号,共同完成机组负荷和主汽压力调节,保证发电机组安全、稳定、经济运行[1]。

浙能阿克苏热电有限公司拥有2台燃煤热电联供发电机组,采用超临界变压运行单炉膛,一次再热,四角切圆燃烧方式的螺旋管圈直流锅炉。汽轮机为东方汽轮机公司生产的2×350 MW超临界、一次中间再热、单轴、高中压分缸,三缸双排汽,直接空冷、双抽汽凝汽式汽轮机。发电机组锅炉产生的主蒸汽通过2个高压主汽阀和4个高压调阀进入高压缸,4个高压调阀采用单阀或顺序阀配汽方式。供热系统由工业用抽汽和采暖系统两部分组成。工业用抽汽从中压缸第5级后抽出供给工业供汽管网(常年供给)。采暖系统抽汽从中压缸排汽抽出供给热网系统(冬季供给)。

该公司2台热电联供机组的协调控制按典型直流锅炉协调控制方案进行设计,没有考虑机组供热系统投用对汽轮机和锅炉的影响,因此2台机组自从供热系统投运以来均出现主蒸汽压力偏低、汽机的高压调阀开度过大的问题,严重影响了机组变负荷及一次调频的响应速度。

针对上述问题,本文结合直流锅炉常用的典型协调控制模式以及供热机组运行特点,探讨了解决问题的方法和技术措施,并对机组协调控制进行优化,以期有效提高机组变负荷能力及一次调频的响应速度。

1 热电联产机组调节原理

燃煤热电联产发电机组的调节主要是根据机组的能量平衡原理。能量平衡式为[2-3]

Qr=Dex+Pgen

(1)

式中:Qr——锅炉释放的总热量;

Dex——机组热负荷,即抽汽量;

Pgen——机组电负荷,即发电有功功率 。

由式(1)可知,锅炉释放的总热量应包括机组电负荷和机组热负荷,只有当汽轮机和锅炉负荷达到平衡时才能既保证机组电负荷又保证机组热负荷,从而使机组安全经济运行。同时,当锅炉提供的总热量一定时,机组电负荷与机组热负荷之间存在一定的耦合关系,具体表现为,当机组发电功率改变时会引起抽汽压力波动进而影响到抽汽量,反之,当抽汽量变化时又会影响机组发电功率的稳定性。即Pgen随着Dex的增加而减小;反之,Pgen随着Dex的减小而增加[4-5]。

2 热电联产机组协调控制存在的问题

目前,浙能阿克苏热电有限公司拥有的2台燃煤热电联供发电机组采用的协调控制模式如图1所示。

图1 机组的协调控制模式

图1中,N0为机组电负荷指令,Ne为机组实际电负荷,ps为主蒸汽压力设定值,pt为主蒸汽压力实际值,wT1和wT2为PID运算,UT为汽轮机主控指令,BID为锅炉主控指令。根据图1可以得出,机组总协调的方式是锅炉控制主蒸汽压力,同时兼顾机组负荷的控制;汽轮机控制机组电负荷,同时兼顾维持主蒸汽压力的稳定。但这些协调控制只考虑了机组电负荷,并未考虑机组热负荷,也没考虑机组电负荷与机组热负荷之间的耦合关系。

机组自供热系统投入后,为了满足热用户的需求,不断增大抽汽量,汽轮机由于蒸汽量减少导致瞬时电负荷下降。但在机组协调控制模式作用下,为了维持机组电负荷,汽轮机侧增大调门开度,此时主蒸汽压力明显下降,锅炉侧通过负荷偏差和压力偏差对BID的修正以此来调整给煤量,提高锅炉出力。这个过程中BID的修正十分缓慢,往往导致电负荷难以快速恢复到达调度指令,同时BID的上调是有上限的,不能无限制增加,且调阀存在凸轮效应,当调节阀的阀门开度过大时,在机组响应一次调频以及变负荷工况时就会出现调节阀的阀门开度来回大幅度波动的情况,对调节阀的运行状况十分不利。机组在270 MW负荷运行工况条件下的一次调频如图2所示。

图2 机组在270 MW负荷运行工况下的一次调频

机组在正常运行时,高压调节阀的阀门开度一般维持在40%以上,在响应低频动作时,高压调节阀的阀门开度将达到95%,当一次调频消失时,阀门开度又将回复至40%左右。因此,随着外界对负荷要求的不断变化,机组高压调节阀的阀门开度随之产生大幅度动作。这对高压调节阀的安全以及机组的稳定运行都将产生严重的不利影响。尤其当机炉负荷存在严重不匹配时,高压调节阀的阀门开度将处在不理想低效率的运行状态,从而导致机组在响应变负荷以及一次调频时高压调节阀的阀门开度出现大幅度晃动,严重危及机组的运行安全。

3 协调优化控制方法

根据上述研究分析,目前2台燃煤热电联产机组运行的根本问题是机炉协调不匹配。解决这一问题的措施是采取协调优化技术。针对机组运行的实际工况,引入了新的前置控制量Nex(机组热负荷),改进后的机组协调控制模式如图3所示。在引入机组热负荷的条件下,热电联产机组在协调工况下运行时,锅炉主控指令预先增加了机组热负荷,即用机组电负荷指令叠加机组热负荷作为机组总负荷指令,对其进行协调优化控制,这时汽轮机主控部分由于增加了热负荷变化量作为前馈,从而能够加快汽轮机对机组热负荷变化的响应速度,以此减少热负荷变化对机组电负荷的影响。

图3 改进后的机组协调控制模式

根据有关理论分析,机组热负荷可以通过蒸汽流量、压力、温度等状态参数以及各级汽轮机的作功情况进行计算,但是在机组正常运行时,流量测量与实际的供汽量存在一定的误差,不能完全通过理论的计算方法来表征机组热负荷。本文中机组热负荷的表征如下[6-8]

Dex=(Q1-Q)K

(2)

(3)

式中:Q1——机组供热运行时的实际主蒸汽流量;

Q——机组电负荷不供热运行时对应的主蒸汽流量。

根据式(2)和式(3),机组热负荷计算框图如图4所示。机组在不供热条件下运行时,其电负荷、流量以及K值等的变化规律如表1所示。依据表1中的数据,通过数学分析可以得出不同负荷条件下,对应的蒸汽流量Q的函数关系式f1(x)以及K的函数关系式f2(x)。

图4 机组热负荷计算框图

Pgen/MWQ/(t·h-1)K703090.226 51054200.250 01405210.268 71756200.282 22609100.286 03201 1150.287 03401 1670.290 03501 1700.299 0

通过理论分析对机组的协调逻辑进行必要的修改和优化:首先,在锅炉主控生成回路中,用机组总负荷指令取代原来的机组电负荷指令,使锅炉负荷与机组实际负荷能够较好地匹配,保证机组各参数运行在规定的正常范围之内;其次,在主蒸汽压力的回路中,同样采用机组总负荷指令代替原来的机组电负荷指令,保证机组主蒸汽压力设定值与机组实际负荷相匹配,使汽轮机侧调节阀开度运行在一个合适的开度范围,从而保证机组具有良好的经济性、快速响应负荷的适应性和一次调频效果的有效性;最后,在汽轮机主控回路中,增加机组热负荷变化的前馈量,以减少机组热负荷变化对机组电负荷的影响,即对机组电负荷和机组热负荷进行解耦,减少两者之间的相互干扰和影响,有效维持机组的正常稳定运行[9-10]。

4 实施效果

针对燃煤热电机组存在的问题,采用协调优化控制方法,修改协调逻辑后机组投运效果如下。

(1) 当机组在低负荷范围内运行,且负荷为200 MW时,运行工况如图5所示。调节阀的阀门开度维持在35%～38%,主蒸汽压力偏差满足要求,机组整体协调控制性能良好,具有良好的一次调频和变负荷能力。

图5 机组在200 MW负荷运行工况下的一次调频

(2) 当机组在高负荷范围内运行,且负荷为300 MW时,运行工况如图6所示。一般情况下,调节阀的阀门开度能较好地控制在50%以下。当一次调频频繁动作时,机组不仅能很好响应一次调频,还能将调节阀的阀门开度控制在55%以下,保证了机组在高负荷范围内运行时能快速响应一次调频,调节阀也不会因凸轮效应而造成大幅度的波动。

图6 机组在300 MW负荷运行工况下的一次调频

(3) 由于在优化过程中针对供热量的变化在锅炉主控回路引入了热负荷动态前馈,因此当外界热负荷发生变化时,锅炉能够快速响应外界热负荷的变化加减负荷,使得主蒸汽压力变化比较平稳。

(4) 由于在汽轮机主控部分中引入了热负荷变化的动态前馈后,所以当外界热负荷发生变化时,汽轮机主控部分能够快速响应外界热负荷的变化，及时开关调节阀,从而保持了机组电负荷的相对稳定,并减弱了机组电负荷与机组热负荷之间的耦合关系。

5 结 语

通过增加机组热负荷这一负荷前馈量,使得汽轮机和锅炉能够快速响应热负荷变化的要求,这样既能保证热用户对蒸汽量的需求,又能保证电负荷满足AGC要求。同时,通过优化,汽轮机和锅炉真正达到能量平衡,使机侧调节阀运行在一个合适开度下,不仅保证了机组的经济性,而且保证了机组具有快速响应一次调频及变负荷的能力,提高了电网频率稳定运行水平,改善了电网频率动态品质。

参考文献：

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