基于负荷响应率的火电机组蓄热利用技术研究与应用

2022-05-18陈盼

江西电力 2022年4期

陈盼

（国家电投江西电力工程有限公司贵溪分公司，江西贵溪 335400）

0 引言

近年来，伴随着特高压输电的稳步接入以及清洁能源的大规模并网，煤电机组在电力系统中的定位将逐渐由提供电力电量的主体能源往提供可靠电力与调频调峰能力的基础性能源转变，电网对火力发电机组调频性能以及品质的要求日益增高[1-2]。目前火力发电节能减排形势日趋严峻，且多数火电机组的运行特性暂未达到网源协调安全以及电站经济性运行要求[3-4]，在调峰运行中往往存在一次调频响应能力差、调节阀偏离合理经济区域或是忽视机网协调安全等故障及隐患。同时，为了能够快速响应电网负荷需求，部分火电机组通过锅炉与汽轮机的协调控制[5]，依靠增、减燃料以及调节汽轮机阀门来控制负荷响应率，但调节响应速度较慢且无法保证火电机组满功率运行，造成了大量经济损失。

对于火电厂来说，热力系统中的压力容器含有大量未能得到有效利用的调频蓄能[6]，且与传统的汽轮机阀门节流方式相比，锅炉蓄热调频能以短时段的机组蓄能损代替长时段的调节阀节流调频能损，在保障电网系统频率稳定的同时能够兼顾火电厂的安全经济运行。文中针对火电厂统调机组负荷响应率较低的问题，采用了基于火电机组蓄热利用技术的一次调频方式，既可保证机组的调频出力又能降低调频成本，同时结合某火电厂汽轮机组的运行方式提出了火电机组负荷响应能力提升方案，并通过现场试验，验证了提升方案的可行性与有效性。

1 火电机组蓄能利用技术

火电机组蓄能利用调频机理如图1 所示，通过对回热系统、供热系统蓄能调频以及过热器减温水系统蓄能调频等在不同机组负荷下的调频时间延迟量、调频响应时间以及调频响应功率等参数进行统计分析，获取不同蓄能调频方式的动态特征，进而确定应对不同负荷响应需求的系统蓄能控制策略。

图1 火电机组蓄能调频机理图

1.1 回热系统蓄能调频

回热系统蓄能调频为利用火电厂汽轮机组回热系统低压加热器、高压加热器以及除氧器内部蓄能进行电网调频，按照“四低三高一除氧”方式进行布置，可实现系统的蓄能利用。

1.1.1 低压回热系统蓄能利用

低压回热系统蓄能利用方法可分为低压加热器切除调频与凝结水节流调频。对于汽轮机组低压加热器，按照热力参数从高到低以1 号、2 号、3 号、4 号进行编号，依据典型1 000 MW 机组的热力平衡图[7]，可以计算出低压加热器全切时负荷增加量的理论值，如表1 所示。可见低压回热系统的蓄能大小与负荷增减量成正比，当负荷降低至500 MW 时系统蓄能只能达到额定工况下的37.94%。

表1 不同负荷下低压加热器切除时负荷增加计算值

凝结水节流调频通过改变凝泵出口调门的开度与凝结水流量，进而获得或释放一部分机组的负荷，如图2 所示。利用凝结水节流调频技术能够在水位正常的情况下保持机组正常的热力循环，同时由于增减负荷过程中机组的抽气量维持平衡，能够避免抽汽阀门节流带来的经济损失。

图2 凝结水节流调频示意图

由于凝结水节流调频时对凝结水泵有最低的流量需求，考虑到电网大频率差下的特殊性，通过切除低压加热器将凝结水流量全部关闭，同时凝结水泵再循环门开启确保凝泵安全运行，能够最大限度的利用低压加热器回热抽汽蓄能，进而取得更好的负荷响应效果。

1.1.2 高压回热系统蓄能利用

按照热力参数从高到低，对汽轮机组高压加热器分别编5 号、6 号、7 号，依据典型1 000 MW 机组的热力平衡图，可以计算出高压加热器全切时负荷增加量的理论值，如表2所示。在低负荷下高压加热器抽汽蓄能下降较快，当负荷降低至500 MW 时系统蓄能只能达到额定工况下的36.65%。

表2 不同负荷下高压加热器切除时负荷增加计算值

高压回热系统受到锅炉侧限制无法自由改变给水量，故无法采用凝结水节流方式进行蓄能利用，可通过水侧大旁路切除某一组高压加热器，或是调整某个高压加热器的抽汽量来部分利用高压加热器的抽汽蓄能。

1.2 供热系统蓄能调频

考虑到某些机组具有抽汽供热系统，便可通过快速调节关小抽汽阀门的方式，利用供热系统的蓄能参与系统的一次调频。此时由于热网系统具有一定量的蓄热量，短时间内减少抽汽量对整个热网压力的影响不大，进而实现在热网压力变化许可的范围内进行供热系统蓄能调频。

以某台1 000 MW机组为例，在机组负荷为825 MW时快速关小高压供热抽汽阀门，当供汽流量减少约66 t/h时，机组在60 s内负荷增加了约11 MW，负荷最大增长量约15 MW，如图3所示。整个过程供汽温度尤其是下游计量站的供汽温度基本维持稳定，结合合适的抽汽供热蓄能调频能够实现快速的系统负荷增长。

图3 机组供汽流量减少66 t/h时负荷变化曲线

1.3 过热器减温水蓄能调频

在火电机组的发电过程中，锅炉侧过热器换热管道中包含有大量未被利用的储能，通过优化控制系统合理利用该部分储能，可以显著提升火电机组变负荷初期的负荷响应能力，减少燃料超调并保证主蒸汽压力的稳定。

过热器系统减温水蓄能实质上是调节锅炉给水流量在水冷壁和过热器之间的分配比例，无论减温喷水量如何变化，进入锅炉的总给水量未发生改变，主蒸汽流量也不会发生改变。因此，改变减温水量无法参与调节负荷和主蒸汽压力，对于亚临界锅炉而言，不论负荷、燃烧率如何变化，锅炉内各受热面的大小是固定不变的，故调节过热器入口管道上布置的一级减温器喷水量以改变过热器管道中的金属蓄热，使得进入汽轮机的主蒸汽流量发生改变，可以短时间改变机组功率和主蒸汽压力，实现系统负荷的快速响应。

2 火电机组负荷响应能力提升方案

以某火电厂1 000 MW 超临界火电机组为例，机组正常带负荷运行时，当运行负荷达到额定工况70%以上时，汽轮机高调门接近全开状态，此时增负荷裕度很小，导致机组无法满足电网一次调频基本要求。

由于机组主汽压力和负荷在正常运行过程中波动较大，存在由于主汽压力波动导致机组带负荷调节性能较差的问题。同时机组一次调频控制未设计完善一次调频与协调控制联动的控制策略，调频信号的精度与时效性都不能满足负荷响应需求。

2.1 凝结水一次调频优化方案

考虑到某火电厂一次调频面临的最大问题是负荷调节裕度低，因此需要在现有设备状态下设计新型的机组蓄热调频手段，可采用通过改变凝结水流量来改变低压抽汽量来实现负荷的快速响应。

结合图2 凝结水调频原理，通过改变凝结水流量引起低压加热器抽汽流量的改变，进而改变汽轮机的做功大小。整个优化过程可通过凝结水流量调频控制策略设计及调试、凝结水系统相关的控制系统在调频过程的安全控制优化等工作来解决某火电厂负荷响应能力不足的问题，凝结水调频原理流程如图4所示。

图4 凝结水节流调频原理流程图

2.2 协调侧一次调频优化方案

优化设计一次调频及协调控制策略，通过设计先进的协调控制策略优化协调控制品质，解决主蒸汽压力与负荷互扰对一次调频性能的影响；优化设计二次调频与一次调频调节反向闭锁逻辑、一次调频快动缓回控制、一次调频与协调控制联动控制等控制策略。同时更换高精度的频率测量变送器，采用更高精度的频率测量变送器代替现有的转速信号，加速机组一次调频的响应速度，结合凝结水辅助一次调频设计可有效解决因汽轮机调门开度大造成的机组一次调频能力差的问题。

3 现场试验

在某火电厂1 000 MW 超超临界火电机组蓄热提升技术改造后，开展现场负荷调节试验。在不同负荷工况下将机组及除氧器水位切至手动操作状态，稳定负荷、压力、除氧器水位参数后通过改变变频转速与凝结水流量，验证负荷响应率变化情况。

以机组920 MW 工况下凝结水流量节流550 t/h时负荷特性试验为例，忽略设备内部硬件因素影响，可见凝汽器与除氧器水位的变化成负相关，且两者的变化速度与凝结水流量变化成正比，如表3所示。凝结水节流一段时间后，机组功率上升了13.5 MW，但除氧器水位已接近最低报警限值。

表3 机组920 MW工况下凝结水流量节流550 t/h时负荷响应情况

为了避免机组有效蓄热量受限于除氧器水位及凝汽器水位，优化凝结水一次调频动作控制回路，确保凝结水一次调频动作前控制回路处于跟踪状态；凝结水一次调频动作后，原有的凝结水泵变频控制自动由除氧器水位控制回路切换至凝结水一次调频动作回路，通过设定凝结水泵变频率指令动态上下限值，即可保证凝结水泵频率在一次调频动作时快速响应。

利用节流技术开展凝结水节流实验并建立凝结水流量与机组功率的模型，如图5、图6所示。图中蓝色曲线为机组输出功率；红色曲线为算法辨识得到的模型输出功率；黑色曲线为凝结水流量变化后的模型输出功率，可以看出与表3 实验数据相比，机组功率变化的变化量与凝结水流量的变化量成反比，同时机组功率约上升6.57 MW，通过与一次调频控制系统配合能够显著改善机组的负荷响应能力。