1 GW超超臨界燃煤發電機組參與電網調峰下負荷響應性能分析

蔣 斌

(華能玉環電廠,浙江玉環 317604)

0 引言

電監會于2006年發布《××區域發電廠并網運行管理實施細則》《××區域并網發電廠輔助服務管理實施細則》,簡稱“兩個細則”。隨著電網“兩個細則”管理制度的落實,電力調度對發電機組的指令響應能力要求更趨嚴格化,給燃煤發電機組運營和盈利帶來一定的沖擊,尤其對于近年新生的大容量直吹制粉系統燃煤發電機組,因為容量增加致使其蓄熱能力相對下降,不同程度地出現負荷無法嚴格按照設定速率動態跟隨調度指令的情況。隨著“兩個細則”考核制度的落實,這項矛盾逐漸轉化為當前生產經營的一項主要問題,有可能給燃煤電廠帶來每月巨大的經濟和形象損失。通過對玉環電廠超超臨界燃煤發電機組最近實際指令、參數、負荷響應和控制邏輯的分析,探討大容量燃煤發電機組負荷響應特性受協調模式的影響,并從控制原理上提出改進的建議。

1 機組設備概況

1.1 鍋爐

鍋爐由哈爾濱鍋爐廠引進日本三菱技術制造的1 GW超超臨界變壓運行直流鍋爐,型號為HG-2953/27.46。鍋爐在30%至100%負荷范圍內以純直流方式運行。制粉系統采用中速磨煤機直吹式制粉系統,每爐配6臺磨煤機。機組配置2臺50%鍋爐最大連續出力(B-MCR)調速汽動給水泵和1臺啟動用25%B-MCR容量的電動調速給水泵。調溫方式除采用煤/水比外,還采用煙氣出口調節擋板、燃燒器擺動和噴水等方式。

1.2 汽輪發電機組

汽輪發電機組由上海汽輪機廠引進德國西門子技術生產的1 GW超超臨界汽輪發電機組,型號為N1000-26.25/600/600,型式為超超臨界、一次中間再熱、單軸、四缸四排汽、雙背壓、凝汽式、八級回熱抽汽。

1.3 控制系統

分布式控制系統(DCS)采用艾默生(EMERSON)過程控制有限公司基于So laris操作系統的OVATION系統,汽輪機數字電液控制系統(DEH)采用西門子公司的SPPA-T3000系統,鍋爐給水泵控制系統(M EH)采用三菱重工DIASYSNETMATION系統。

1.4 機組負荷控制策略

玉環電廠1 GW超超臨界機組協調控制策略如圖1所示。

圖11 GW機組協調控制策略方框圖

機組參與調峰時,負荷指令來自于電網調度指令。在電網頻率未達到相應限制(偏離±0.033 Hz)的情況下,機組指令嚴格接受此調度負荷指令。正常情況下無負荷增/減閉鎖條件觸發,并且機組指令在設定的負荷指令上下限范圍內,此時當機組指令發生變化,比例—積分—微分(PID)模塊根據設定的負荷變化率計算輸出并疊加一次調頻負荷分量形成機組實時目標負荷指令(MWD)。機組實時負荷指令分別送入鍋爐主控與汽機主控。

機組實時負荷指令送入鍋爐主控,以要求鍋爐提供相應負荷的能量輸入。鍋爐輸入指令需要滿足對應負荷指令下的基本能量需求,并且還要疊加額外指令(汽壓補償量)用于壓力修正,同時為了加快負荷相應,還接受了當前實時負荷偏差量。由此形成的鍋爐輸入指令送往燃料主控和給水主控等,以直接控制煤、水和風等基本輸入量。同樣,為了加快負荷相應能力,各基本輸入量控制也接受負荷指令前饋,以便彌補或減輕從風煤水投入到熱量產出的遲滯效應。

機組實時負荷指令送入汽機主控,以要求汽輪發電機組產出相應的電能。玉環電廠1 GW機組在汽機功率指令計算中,加入了延時算法模塊和汽壓抑制量。延時算法模塊的作用是為了防止汽機功率指令發生突變,而汽壓抑制量則是希望汽機主控在一定程度上(當汽壓偏差超出設定死區)協助鍋爐主控穩定汽壓。汽機功率指令送入西門子T3000控制系統,通過汽輪機DEH調節系統控制汽機調門,以發出要求的電能。

1.5 機組控制策略對負荷相應性能影響

由機組協調控制策略可看出,實時電功率指令并不是直接來自MWD,而是經過延時算法模塊,引入了汽壓偏差(PTDEV)抑制量。正常加減負荷時調度負荷,自動發電量控制(AGC)指令經過預設變負荷速率(如10 MW/min)生成實時目標負荷指令,所以,MWD指令能夠很好地跟隨AGC指令。汽機功率指令是由MWD經過汽壓偏差修正后得出(死區為0.25MPa),因實際運行時受煤種變化、再熱汽減溫水、吹灰等因素的常規擾動,汽壓偏差會頻繁變化,時大時小,時正時負,導致汽機DEH功率指令不能嚴格按照預設變負荷速率變化。汽壓偏差的修正作用也會使汽機DEH功率指令變化速率有時達不到機組負荷變化率要求,有時超過機組負荷變化率要求,使機組負荷無法精確跟隨AGC指令。

上述控制策略能夠較好地實現壓力與負荷的對應互動,壓力不夠時負荷慢加、壓力過高時負荷慢減,在機組變負荷過程中盡量保持壓力與負荷對應。采用這種控制策略犧牲了機組的負荷響應速率,沒能充分地發揮汽輪機調門的作用。在加負荷時如果出現汽壓偏低,汽輪機功率指令上升速率就會降低,而調門由于接受到的汽輪機功率指令偏低,導致調門開度較小,處于節流狀態,無法發揮開大調門增加負荷的能力。在這種情況下,即便汽輪機DEH調節系統、調門響應性能完好,調門還有足夠的調節余量,也可能因為汽壓偏離設定值而導致機組負荷偏離實時負荷指令,最終導致機組負荷無法跟隨調度負荷指令。

2 典型負荷響應曲線分析

由于篇幅所限,現以1號機負荷響應曲線為例進行分析,如圖2所示,圖中 X座標每格為3 min。機組連續加負荷(負荷變化率為10 MW/ min):由于汽壓偏差抑制,使汽機DEH功率指令偏離MWD指令過多(雖然電動率能良好跟隨DEH指令,且汽輪機高調門開度僅34%,還有很大余量),導致機組負荷過多偏離調度指令要求。

圖21 號機負荷響應曲線示意圖

查閱4臺機組加負荷曲線,發現這些機組的實際負荷都無法很好地貼合機組實時負荷指令,經常偏離調度指令曲線,無法達到調度的要求。究其原因,都在于機組汽壓偏差對DEH功率指令有一抑制量,使得DEH接受DCS來的功率指令無法貼合機組實時負荷指令,從而在汽壓偏低時無法實現開大汽輪機調門加負荷,浪費了汽輪機調門本來可以釋放的節流損失能量。對于鍋爐來講,汽壓的偏差在一定程度內是可以接受的,從圖中也可以看出,當前的調節系統既過度地嚴格維護著機組的汽壓穩定,又寬松地對待機組負荷的調節能力。

3 提升機組調度指令響應性能的探討

機組升降負荷時,伴隨著水、煤、風等能量的輸入和電負荷的輸出,實質上是汽壓、調門開度和負荷的關系,在“兩個細則”的約束下,能否滿足實時負荷成為主要的矛盾,機組調節系統要盡可能的使實時電功率貼合實時目標負荷指令(包括采用調節汽輪機調門的手段)。而實際汽壓與設定汽壓瞬時稍微偏離(小于1MPa)并不會產生較大影響,可以通過鍋爐BID作用于煤、水來調節。

1)實現完全基于爐跟隨模式下的協調 汽輪機DEH負荷指令、鍋爐BID指令直接接受機組實時目標負荷指令,而BID指令還要接受機組負荷指令前饋量、主汽壓力補償量,負荷變化時汽壓偏差可以通過爐側BID指令去調節,實現爐、機同時加減負荷并且鍋爐調節主汽壓力、汽機保證變負荷速率,基本保證機組負荷能夠精確的貼合調度負荷指令、機組負荷能較好的貼合調度曲線,在“兩個細則”實施下發電廠不僅免于考核,而且將會得到資金、電量上的獎勵受益。

2)保持機組控制模式不變,弱化汽壓偏差對汽輪機DEH功率指令的影響 通過放大汽壓偏差對DEH功率指令的控制死區來實現。在汽壓偏差不是太大的情況下例如小于1 MPa,使汽機DEH功率指令始終貼合機組實時目標負荷指令,保證機組負荷能較好的跟隨調度指令。當汽壓偏差過大(超出控制死區),汽輪機DEH功率指令減緩變化速率,短時犧牲負荷變化率來輔助汽壓調整。無論采用哪種模式,由于汽輪機對汽壓的調整被削弱或喪失,汽壓穩定性相對目前會變差,所以必須強化BID對汽壓偏差的調控能力,強化BID汽壓PID分量的調節能力,措施如下:

1)機組加負荷 BID、煤、水、DEH指令同時增加,如果因為汽壓偏低使機組負荷低于汽機功率設定,汽輪機會逐漸全開調門暫時釋放節流損失幫助加負荷,以達到負荷變化率,同時帶來的汽壓下降由BID繼續增加鍋爐輸入來調節,進一步增強加負荷能力;如果汽壓適當,則汽輪機調門正常調節;如果汽壓偏高使機組負荷高于汽機功率設定,則調門暫時關小增加節流損失減緩加負荷,以達到負荷變化率。

2)機組減負荷 BID、煤、水、DEH指令同時下降,如果因為汽壓偏高使機組負荷高于汽機功率設定,汽輪機會暫時關小調門增加節流損失幫助減負荷,以達到負荷變化率,同時帶來的汽壓升高由BID繼續減少鍋爐輸入來調節,進一步增加降負荷能力;如果汽壓適當,則汽輪機調門正常調節;如果因為汽壓偏低使機組負荷低于汽機功率設定,則調門暫時開大減少節流損失幫助減緩降負荷,以達到負荷變化率。