火电机组蒸汽工质侧快速变负荷方法研究进展
0 引 言
可再生能源发电因其低碳、可再生、环境友好、基建周期短、装机容量灵活等优点,近年来发展迅速。截至2022年底,我国可再生能源发电装机达12亿kW,占总发电装机容量的47.3%,连续多年稳居世界第一[1-2];然而可再生能源因不能全天供能,具有间歇性和不稳定性特点,基于现阶段可再生能源发电能量存储技术尚不成熟的现状,火电机组深度灵活调峰对缓解可再生能源午时和晚时的峰谷以及极端天气波动性具有重要意义。
国家电力监管委员会先后实施制定了《发电厂并网运行管理规定》《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》,各地区在此基础上相继发布实施《某区域发电厂并网运行管理实施细则》和《某区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》,有效规范了发电厂并网运行管理[3]。2021年底,国家能源局修订发布了新的《电力并网运行管理规定》《电力辅助服务管理办法》,对发电侧并网主体一次调频考核内容制定了更严格的考核规定,“两个细则”考核的常态化使机组变负荷性能成为影响火电厂经济效益的重要因素之一[4]。大型火电机组(包含供热机组)迫切需要寻求更快速、更深度的变负荷运行方法,以提高机组快速变负荷能力及负荷响应速率。
煤粉炉与循环流化床锅炉的快速变负荷受多种影响因素制约,包括锅炉本身特性、负荷变化幅度、控制系统的响应速度和稳定性等。其中,锅炉本身特性是影响快速变负荷控制的主要因素,包括锅炉热惯性、水、汽流量调节范围、控制系统的灵敏度和稳定性等。为实现煤粉炉和循环流化床锅炉的快速变负荷控制,需根据锅炉型号、运行状态和负荷要求等因素综合考虑,设计合理的控制策略和系统结构,提高控制系统的响应速度和稳定性,以保证锅炉在快速变负荷过程中安全、稳定和高效运行。
笔者通过系统分析目前有关蒸汽工质侧的快速变负荷方法,并对凝结水节流技术、给水旁路调节技术、供热抽汽调节技术、回热抽汽调节技术、背压调节技术、先行能量平衡策略(AEB)技术原理及运行实践进行比较,进而对未来火电机组快速变负荷速率提升的技术趋势进行展望。
1 快速变负荷方法研究进展
火电机组负荷变化控制传统上由单元协调控制系统实现,在传统机炉协调控制系统中,主要通过锅炉侧和汽机侧的可变量控制,其中锅炉侧主要被控量为给煤量、给风量及给水流量;汽机侧主要被控量为汽轮机调节阀开度[5]。该协调系统可基本满足机组稳定运行,并通过应用在协调控制中的预测控制、模糊控制、多变量控制、自适应控制等多种智能控制方法,在一定程度上提升快速变负荷速率,然而未从本质上对变负荷过程中机炉侧动态特性有明显提升,且难以在现场实际运行中实现[6]。
近年来,充分利用火电机组在锅炉侧和汽机侧热力循环系统的大量蓄热,并在短时间内获得快速变负荷性能已成为研究热点。西门子公司对火电机组可蓄能的环节提出10种方法[7],具体如图1所示。
图1 10种可利用蓄能环节方法
Fig.1 Ten methods for utilizing energy storage links
对于锅炉侧的蓄能利用,主要是改变给煤量、给风量、给水流量等被控量的传统机炉协调控制系统,CANNING等[8]提出一种“Condensate Pump”变负荷方法,通过机组汽包水位和主汽温度变化利用机组蓄能,从而快速改变机组负荷。刘吉臻等[9]提出基于CFB锅炉蓄能利用模式的先行能量平衡(AEB)控制策略,并将其应用于实际电厂中,为CFB锅炉蓄能利用和控制优化提供了一种新思路。
对于汽机侧的蓄能利用,DÖRNER等[10]提出 “Condensate Stoppage”方法,即通过加热器停用获得旋转备用容量,进而有效提高机组的动态响应速率;LAUSTERER[11]提出“凝结水节流”的概念,称为“Condensate Throttling”,即在切断低压加热器抽汽的同时关闭凝结水主回路调节阀,从而实现快速响应机组的变负荷指令;冯伟忠[12]发明了一种用于汽轮发电机组的可调式给水回热系统,是基于弹性回热技术的新型调频技术,打破传统调频理论及方法,由调节汽轮机进汽改变机组功率转变为调节高压回热抽汽量改变机组功率[13],为给水旁路调节和回热抽汽调节提供思路;刘吉臻等[14]提出供热机组不影响热用户的前提下,改变供热抽汽蝶阀达到快速变负荷要求的方法;WANG等[15]使用调节背压方式实现机组快速变负荷。
笔者系统比较了现阶段研究较成熟且广泛应用于现场实际的凝结水节流技术、给水旁路调节技术、供热抽汽调节技术、回热抽汽调节技术、背压调节技术、先行能量平衡策略(AEB)技术,其中前5种方法可同时适用于煤粉炉和循环流化床锅炉2种炉型,先行能量平衡策略则针对循环流化床锅炉蓄能利用所设计。
1.1 凝结水节流调节
凝结水节流调节技术可在不降低热效应和增加厚壁金属热应力的情况下,有效利用机组蓄能提高负荷响应速率,近年来应用较多。凝结水节流调节原理如图2所示,凝结水节流使用中,负荷越高,凝结水节流效果越明显,主要利用凝结水水箱和除氧器水箱提供的工质存储能力,暂时利用原本用于回热系统中通过加热给水的能量,提升机组变负荷能力。
图2 凝结水节流调节原理
Fig.2 Throttling regulation principle of condensate
凝结水节流调节难点在于:① 使用凝结水节流过程中,除氧器和凝汽器的水位波动较大,对机组运行安全有一定挑战,需更合理控制逻辑方案保障机组调节过程中水位维持在正常范围内;② 各机组除氧器容量不同,蓄能有效容量有限,导致节流时间受限;③ 将新接入的凝结水节流调节控制系统与机组本身协调控制系统配合使用,需证实其可行性[16]。
关于除氧器和凝汽器水位问题,孔德安等[6]基于机理分析与试验曲线辨识建立了凝结水节流调节的动态微增功率模型,克服了凝结水节流对除氧器和凝汽器热井水位的影响;韩中合等[17]通过分析除氧器特性建立了凝结水节流持续时间计算模型;对于传统协调控制系统中融入凝结水节流调节负荷的新型协调控制系统研究众多,主要是保证除氧器和凝汽器水位在安全范围的前提下,优化负荷指令设定逻辑,加快锅炉侧对负荷指令的响应速度[18-22]。
1.2 给水旁路调节
给水旁路调节原理与冷凝水节流调节原理相似,给水旁路调节是通过改变给水调节旁路系统的高压加热器的给水流量,使高压加热器抽汽量发生变化,可进入汽轮机高压缸做功的蒸汽量改变,负荷快速提升或下降至回热系统可稳定到一个新的运行工况,与凝结水节流不同的是,其蓄能利用省煤器给水旁路管道内储存和释放的作用[23],短时间内降低给水温度,后续协调控制系统中还会削弱燃料增加带来的负荷增量[24]。
实际火电机组中,给水旁路一般没有调节能力,需根据实际情况增设给水调节旁路,因此现阶段应用较少,但给水旁路调节具有更快的负荷响应速率,控制策略相对凝结水节流调节简单,更适用于控制系统复杂的二次再热机组,尤其是已设有给水调节旁路系统的机组,带有给水旁路调节阀的给水调节旁路系统示意如图3所示。
图3 给水调节旁路系统
Fig.3 Feed water regulating bypass system
给水旁路调节安全性方面,王建华等[25]深入研究给水旁路调节时高压加热器的多物理场分布情况;常东锋等[26]结合数值计算方法对高省系统内流量扰动的非稳态传热特性进行研究,预测给水旁路调节技术对二次再热机组高省系统各主要参数的影响;王迪[27]提出了高压加热器给水旁路参与协调控制的方法,通过仿真试验证明了给水旁路调节可满足机组快速变负荷过程中的安全稳定运行;陈波等[28]在某1 050 MW超超临界机组工程实际中开展了给水旁路调节对一次调频运行的边界条件试验,在500 MW快切高压加热器试验中,平均负荷变化率超过了4%Pe/min。
1.3 回热抽汽调节
凝结水节流调节原理属于间接改变回热抽汽量实现快速变负荷的需求,回热抽汽调节则是通过改变高压加热器抽汽调节阀开度,改变用于汽轮机做功的蒸汽量以快速达到变负荷效果,调节过程如图4所示。
图4 回热抽汽调节原理
Fig.4 Regulation principle of regenerative steam extraction
但电厂实际中,机组原加热器抽汽管道均采用电动门,需通过相关技术改造将抽汽阀更换成调节阀才可实现高压加热器抽汽的灵活调节,同时需与协调控制系统融合形成新的控制系统,克服直接改变回热抽汽量而导致锅炉主要运行参数的波动。
针对以上问题,包伟伟等[29]通过设计一种可调节回热抽汽技术,在不同负荷下达到额定给水温度,证明回热抽汽调节的经济性和可操作性;赵晶璇[30]、马良玉等[31]、郭涛等[32]以仿真机组为研究对象,在不同方式下切除高压加热器抽汽,提出回热抽汽调节融入机组原协调控制策略的新型控制系统,验证了直接改变抽汽调节阀开度可实现机组负荷快速调节,对汽轮机功率和电网频率稳定有明显作用。
1.4 背压调节
背压调节原理如图5所示,在保证机组背压安全的前提下,通过改变湿冷机组中的凝汽器冷却水流量,使机组中循环蒸汽背压发生变化,若减小冷却水流量,背压升高,汽轮机进汽量减少,蒸汽做功出力减少进而使负荷降低;若增加冷却水流量,背压降低,汽轮机进汽量增加,蒸汽做功出力减少使负荷升高,直至背压恢复到初始背压后停止调节,作用于变负荷初期响应AGC指令[33]。
图5 背压调节原理
Fig.5 Principle of back pressure regulation
王玮等[34]基于机理建模与仿真试验曲线辨识建立了循环水流量变化对机组负荷响应的动态模型,设计了基于背压调节的新型变负荷控制策略,仿真证明了背压调节对于机组快速响应AGC指令的有效作用。背压调节虽然可明显改善机组变负荷初期性能,但由于在湿冷机组中一般采用定速循环水泵,无法连续控制对应循环水流量,导致背压难以连续调节,机组正常运行时都是最优背压,若改变其背压导致机组经济性下降[35],且机组出力对循环水流量影响没有精准的模型和可用的控制策略,所以背压调节未得到规模化应用与推广。任治海[36]通过搭建相关逻辑,将其自动控制策略转换为现场具体逻辑,经画面修改、仿真试验后,于2021年投入内蒙古某350 MW超临界循环流化床机组主机循环水泵变频自动控制,该成果为行业内首个运用于实际的背压调节运行案例,对之后间接空冷或湿冷等发电机组具有很高的参考价值。
1.5 供热抽汽调节
根据中电联和前瞻产业研究院数据可知,截至2020年,我国热电联产机组装机容量约4.98亿kW,占火电装机比重约40%,且呈现持续增长趋势,从我国中长期发展来看,工业和居民采暖的热力需求还会保持稳定增长,热电联产装机规模仍会继续扩大[37-38]。在供暖季,机组在以热定电下运行,对于抽汽式供热机组,其发电负荷调节范围有所减小,供热机组快速变负荷能力提升成为研究重点。
供热抽汽调节原理如图6所示,主要采用改变供热抽汽蝶阀开度或具有同样调节作用的快关阀开度,调节供热和供电负荷分配比例,开度变大,热网加热器的抽汽量增加,循环水出水温度升高,热网蓄热,开度变小,热网加热器抽汽流量减少,换热量变少,循环水出水温度降低,热网释放热量,机组发电负荷增加[39]。
图6 供热抽汽调节原理
Fig.6 Schematic diagram of steam extraction regulation for heating
依据供热参数允许变化范围和机组安全运行指标,通过供热抽汽量调节,提升供热机组快速变负荷速率。热网供热过程中,在十几至几十分钟内减少抽汽量并不会对用户产生明显影响,还可达到快速变负荷效果。供热抽汽调节方面,刘鑫屏等[40]通过供热抽汽调节蝶阀扰动试验,验证了供热机组可利用其热网蓄热快速改变机组发电功率,将其与协调系统配合控制研究也成为研究热点,孙阳[41]、王玮等[42]提出了融合供热抽汽调节与传统协调控制策略的新型变负荷控制方法,实现了机组负荷快速调节与供热抽汽的自恢复控制,缩短了机组跨出负荷响应死区的时间,提升机组变负荷速率,有效改善了机组的自动发电控制(AGC)性能。
1.6 先行能量平衡策略(AEB)
循环流化床(CFB)锅炉是洁净煤技术中最重要的技术手段,截至2018年底100 MW以上CFB锅炉总装机高于82.3 GW,超过全球其他国家总和[43]。随着CFB锅炉迅速发展,占火电机组比例增大,承担的调峰任务随之增加,虽然当前电网对CFB锅炉机组的负荷变化速率考核仅1%,但仍有许多机组无法达到要求。
CFB机组对于“两个细则”要求逐渐严格,刘吉臻等[9]通过深入分析CFB锅炉燃料侧、汽水侧蓄能特性,建立蓄能理论体系、平衡方程。结合工程运行曲线,分别对亚临界及超临界CFB锅炉机组蓄能能力进行分析,设计了基于蓄能利用的先行能量平衡(AEB)控制系统,该CFB锅炉蓄能利用模式适应不同电厂实际,通过机理分析和控制策略优化,无需增加其他硬件设备,为CFB锅炉蓄能利用和控制优化提供新思路,其CFB锅炉蓄能利用模式如图7所示。应用于300 MW CFB机组实际运行中变负荷速率能长期稳定在1.67%/min,超过煤粉炉1.5%的考核,600 MW超临界CFB机组达0.5～1.0%/min;文献[44]建立了先行能量平衡控制策略,在300 MW亚临界CFB锅炉中应用时,负荷变化率达5～8 MW/min(1.7～2.7%Pe/min),主要蒸汽参数可以满足安全稳定运行要求;洪烽[45]基于先行能量平衡控制策略,引入蓄能加速信号,充分挖掘风量对燃料侧的作用,并将其应用于300 MW亚临界CFB机组变负荷速率能够长期稳定在5 MW/min(1.7%Pe/min)。
图7 CFB锅炉蓄能利用模式[9]
Fig.7 Energy storage and utilization mode of CFB boiler[9]
2 快速变负荷方法比较
在现有变负荷方法中,多数还停留在模拟计算阶段,现场应用案例还较少,其中,对于凝结水节流技术研究应用相对较多,且凝结水节流技术对机组变负荷初期响应负荷变化指令及提高变负荷能力作用明显,变负荷速率最大可达5%Pe/min[22],但由于除氧器蓄能有效容量有限以及除氧器、凝汽器水位波动的影响,导致凝结水节流调节能力有限,只能在变负荷初期极短时间内改变机组额定负荷1%～2%;对于供热抽汽调节,通过直接改变供热抽汽蝶阀开度,改变用于汽轮机做功的蒸汽量,以达到最直接改变负荷的目的,变化率可在短时间内达到3～4%Pe/min,330 MW亚临界供热机组中试验范围可达额定负荷10%以上;回热抽汽调节技术需更换调节阀,此方式下变负荷速率研究较少,在600 MW超临界仿真机组试验中变负荷速率达2%Pe/min;在先行能量平衡策略研究中,基于协调控制系统变负荷范围在全负荷内适用,并由模拟计算实现了多个电厂的实际应用,在300 MW亚临界CFB锅炉中应用时变负荷速率达1.7～2.7%Pe/min,超过1%Pe/min电网考核,对循环流化床锅炉蓄能利用有重要意义。上述6种快速变负荷方法优缺点及各方法适用范围对比见表1。
表1 快速变负荷方法技术对比
Table 1 Technical comparison of fast load changing methods
现有火电机组快速变负荷速率见表2,其中大量研究通过仿真机组模拟计算得到,也有电厂真实运行结果,大部分快速变负荷速率研究以范围区域形式表达。
表2 火电机组快速变负荷速率研究
Table 2 Research on fast load change rate of thermal power units
将表2研究结果划分为煤粉炉和循环流化床锅炉,如图8所示。由图8可知:① 火电机组快速变负荷速率研究大多在仿真机组模拟计算中进行,说明快速变负荷方法实际应用时会由于需安装新设备部件增加改造成本,快速变负荷过程可能导致设备金属部件热应力和疲劳程度增大,影响机组寿命,各种调节方法与传统协调控制融合的新型协调控制策略在现场难以实现,需在长期运行中证实其可行性。② 从实际运行数据看煤粉炉变负荷速率最高达4%Pe/min,循环流化床锅炉变负荷速率最高仅2.7%Pe/min。从仿真机组模拟结果看,循环流化床机组高于5%Pe/min[53]在Hellas研究和技术中心利用APROS建模,通过储能技术与火电机组耦合配置实现快速响应,但仿真中显示主汽压波动超过技术极限,无法保证机组安全。因此,现阶段研究中煤粉炉变负荷速率普遍较高。③ 煤粉炉相比循环流化床锅炉在各装机容量下变负荷速率研究更丰富。主要是由于循环流化床锅炉较煤粉炉燃烧系统更复杂,更难实现自动控制,且现阶段国家对煤粉炉变负荷速率响应考核比循环流化床锅炉更严格,因此煤粉炉快速变负荷研究较多。
图8 火电机组快速变负荷速率
Fig.8 Fast load change rate of thermal power units
3 结语及展望
基于蒸汽工质侧快速变负荷方法发展历程的梳理,目前凝结水节流技术和供热抽汽调节技术的研究及应用相对较多,且对于机组变负荷初期响应负荷变化指令以及提高变负荷能力有明显作用;当前相关快速变负荷速率研究均表明,煤粉炉的变负荷速率相比循环流化床锅炉普遍较高。未来研究应重视以下方面:
1)利用机组蓄能快速变负荷方法中,对于机组可利用的蓄能部分已有所研究,但多数研究是基于某一种方式下结合机组协调控制系统的应用,对于利用多种类型蓄能方式相互协调、整体调度的研究开展较少,原因是各种快速变负荷方式的应用原理不尽相同,且不同方法对于机组变负荷的影响和作用能力也不同,若要将其融合使用则需建立更加统一的能量衡量体系以及更加复杂有效的控制手段。因此,对于现需改造的火电机组,采用不同变负荷方式间的相互协调,设计出融合各种调节方法与传统协调控制、可用于生产实际、经济高效的新型协调控制策略是快速变负荷发展的一大趋势。
2)近年来,为达到更快的功率调整速率,孙倩等[54]提出了以循环流化床锅炉焖炉压火的方式参与电网深度调峰的方法,文中提到在某300 MW亚临界循环流化床机组可在近零负荷下维持超过2 h,对电网调峰时段CFB机组的经济运行有重大意义,若以变负荷速率的计算方法进行计算,此方式下变负荷速率高达3.5%Pe/min,因此在现有机组基础上寻找调峰范围更广、经济性更强的手段,以近零深度调峰方式参与电网深度调峰也是一种切实可行的技术。
3)储能技术与火电机组的耦合配置也可有效提升火电机组灵活性及快速变负荷性能[55]。目前储能技术在全球均进入高速发展阶段,在现有研究中,可实现储能技术与火电机组耦合的储能技术主要包括蓄电、储热、抽水蓄能、化学储能、飞轮储能等储能方式[56]。近年来已有部分火电厂通过不断改造,接入储能调频系统提升自身调频能力,但对于大部分火电机组而言,亟需合理的政策补偿机制,以促进储能技术在新型电力系统下的大规模应用[57]。
4)未来快速变负荷发展中,在继续发展现有快速变负荷方法的基础上,设计应用融合各种调节方法与传统协调控制的新型协调控制策略,对储能技术与火电机组耦合的应用以及寻找在现有机组基础上调峰范围更广、经济性更强的手段都将进一步提高火电机组的爬坡速度,降低最小稳定出力,增加电厂调峰调频能力。
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