基于蓄能利用的節(jié)能型協(xié)調控制研究

陳小強，羅志浩，李 泉，丁 寧

（國網浙江省電力公司電力科學研究院，杭州 310014）

基于蓄能利用的節(jié)能型協(xié)調控制研究

陳小強，羅志浩，李 泉，丁 寧

（國網浙江省電力公司電力科學研究院，杭州 310014）

介紹了基于蓄能利用的節(jié)能型協(xié)調控制的技術要點，研究利用熱力系統(tǒng)蓄能技術，開發(fā)出基于凝結水節(jié)流的節(jié)能型協(xié)調控制系統(tǒng)，在實現(xiàn)發(fā)電機組安全經濟運行的同時，滿足了電網的調峰調頻要求。

凝結水節(jié)流；蓄能技術；調峰調頻；預測控制；滑壓

0 引言

隨著電網和電廠之間的關聯(lián)愈發(fā)緊密，電網希望電廠的功率響應能夠更加迅速以及機組功率可調范圍更大；而電廠則關注機組的安全經濟運行，調峰調頻會導致機組設備出力的急劇變化，沖擊機組熱力系統(tǒng)，汽機調門節(jié)流增大了蒸汽的壓損，增加電廠運營的成本。調峰調頻對發(fā)電機組產生的不利影響有：機組生產過程控制更加復雜；節(jié)流損失增大了發(fā)電煤耗，燃燒效率降低；受到熱應力的沖擊，發(fā)電機組金屬受熱面的壽命降低；滿足環(huán)保要求的難度增加。

因此迫切需要有新的機組生產過程控制技術，既能保證機組功率的快速響應，又能避免或降低負荷變化引起的機組熱能動力損失。基于熱力系統(tǒng)蓄能利用的節(jié)能型協(xié)調控制技術實現(xiàn)了上述目標，該技術通過定閥點滑壓設定將汽機調閥控制在節(jié)流較小的位置，借助于凝結水節(jié)流調負荷與協(xié)調控制的結合，保證了機組功率響應在調閥節(jié)流較小的位置仍然能滿足電網考核要求。

1 定閥點滑壓控制

1.1 定閥點的確認

完全從節(jié)能的角度看，汽機調閥全開運行是最節(jié)能的，但汽機調閥全開運行后，機組失去了對負荷的精確控制，AGC（自動發(fā)電控制）和一次調頻的考核要求難以滿足。圖1是某1 000 MW機組在不同閥位下各個負荷段內的發(fā)電熱耗率，由圖1可知，調閥開度在50%左右時，閥門的壓損已經顯著降低，汽機的熱耗率與調閥全開運行時差別不大。綜合考慮，如果汽機調閥的目標閥位控制在50%，機組的熱耗率較以前有明顯改善，同時又能保證機組負荷控制的精確性。

1.2 定閥點滑壓修正

1.2.1 定閥點滑壓試驗

在定閥點滑壓運行總策略的指導下，將機組運行方式置為BI（鍋爐輸入）方式，通過汽機調閥閥限設置，汽機調閥固定為50%。手動調整鍋爐燃燒指令，機組負荷達到各個典型負荷點，記錄各負荷點下的實際主蒸汽壓力，作為定閥位滑壓控制的主汽壓力設定。

圖1 調閥不同開度下的汽機熱耗率

通過試驗獲取的定閥點滑壓曲線受到諸多因素影響，如冬季、夏季環(huán)境溫度變化導致凝汽器真空變化，通過試驗獲得的定閥點滑壓控制曲線往往與實際工況偏離較多；過熱汽溫、再熱汽溫偏離設計工況也會使實際汽機調閥的閥位偏離設定。因此，需要對定閥點滑壓控制曲線進行修正，將凝汽器真空、過熱汽溫、再熱汽溫的變化納入修正。

1.2.2 定閥點滑壓修正計算

針對一臺具體的汽輪發(fā)電機組，在機組運行參數(shù)和熱力系統(tǒng)運行狀態(tài)都變化不大的情況下，機組負荷與主蒸汽流量成一一對應的變化關系，而主蒸汽流量又與汽機調閥開度、主蒸汽壓力成正比例變化關系，所以可以采用下面的關系式來表述機組負荷、主蒸汽壓力以及汽機調閥開度之間相互關聯(lián)、相互制約的關系：

式中：Ng為機組負荷；P0為主蒸汽壓力；Cv為汽機調閥開度指令，它可以看作一個線性化的、反映幾個汽機調閥開度的綜合參數(shù)。

通過定閥點滑壓試驗確定了汽輪機滑壓運行優(yōu)化控制曲線之后，在機組滑壓控制曲線實際應用過程中，如何應對機組運行參數(shù)調整、熱力系統(tǒng)運行狀態(tài)改變等因素對滑壓運行性能的影響，是大型汽輪機滑壓優(yōu)化策略研究需要解決的一個實際問題。為此，提出了滑壓優(yōu)化修正策略——采用滑壓修正因子對機組滑壓運行控制曲線進行修正，使汽輪機在實際滑壓方式下能一直保持最佳滑壓閥位[1]。

按照滑壓偏差修正法對機組滑壓控制曲線進行修正后，式（1）所表述的機組負荷、主蒸汽壓力以及汽機調閥開度的關聯(lián)關系式可以轉變?yōu)椋?/p>

式中：Cn為機組運行參數(shù)變化對機組負荷的總修正系數(shù)，Cn=Cn1×Cn2×…×Cnk，其值為各項運行參數(shù)偏差對機組負荷修正系數(shù)的乘積；CP為機組熱力系統(tǒng)運行狀態(tài)變化對主蒸汽壓力的總修正系數(shù)，CP=CP1×CP2×…×CPk，其值為各項熱力系統(tǒng)偏差對主蒸汽壓力修正系數(shù)的乘積。

引入運行參數(shù)對滑壓控制曲線的負荷進行修正的計算方法，就是根據汽輪機實際運行時的凝汽器壓力、主汽溫度、再熱溫度等與設計值的偏差情況，計算得出各項運行參數(shù)變化引起機組負荷相應變化的修正系數(shù)Cn1，Cn2，…，Cnk，將這些修正系數(shù)的乘積與機組實際運行負荷相乘（Cn×Ng），就可以計算得到修正后的機組負荷，并以此作為機組滑壓控制曲線中的橫坐標。

同樣地，引入熱力系統(tǒng)運行狀態(tài)變化對滑壓控制曲線的主蒸汽壓力進行修正的計算方法，就是根據實際機組對外供熱流量以及加熱器投運與否等各項運行狀態(tài)改變引起主蒸汽流量的變化幅度，求得對主蒸汽壓力（在調閥開度不變時，主蒸汽壓力與主蒸汽流量成正比例變化關系）的各分項修正系數(shù)CP1，CP2，…，CPk，以這些修正系數(shù)乘以從機組滑壓控制曲線中查到的主蒸汽壓力（縱坐標參數(shù)）P0，就可以計算得到修正后的機組主蒸汽壓力（CP×P0），并以此作為機組滑壓控制的目標值。

實際機組運行中，主蒸汽溫度、再熱蒸汽溫度一般都以額定值作為控制目標，變化幅度不大，只有凝汽器壓力隨著冬季、夏季的環(huán)境溫度改變而有較大的變化，所以可以取凝汽器壓力作為主要的變化影響因素，對機組負荷進行修正。又如機組熱力系統(tǒng)的加熱器、給水泵等設備一般都處于正常的運行狀態(tài)，而相對于其它運行熱力系統(tǒng)變化因素而言，機組對外供熱與否對汽輪機主蒸汽壓力（以調閥開度不變?yōu)榭刂茥l件）的影響較大，所以可以將供熱流量變化作為主要的影響因素對主蒸汽壓力進行修正。

為了有效排除凝汽器壓力變化對機組滑壓控制曲線應用的不利影響，在機組滑壓控制中引入“凝汽器壓力修正因子”的概念，并以Cn1表示凝汽器壓力修正因子，Cn1可由下式計算得到：

式中：ΔPc為凝汽器基準壓力與運行壓力之差，通常取凝汽器設計壓力作為基準壓力；C0為凝汽器壓力每變化1 kPa對機組出力的修正系數(shù)，可根據制造廠提供的設計資料選取，也可通過現(xiàn)場試驗獲得[2]。

1.2.3 定閥點滑壓閉環(huán)修正

利用定閥點滑壓試驗確定機組的基本滑壓曲線，再根據定閥點滑壓修正對基本滑壓曲線進行修正，確保汽機調閥工作在固定閥位。

因為修正系數(shù)的計算誤差和機組運行過程中不可測干擾因素的存在，生產過程中實際閥位與設定閥位會有偏差，因此根據設定閥位、實際閥位設計了壓力設定的閉環(huán)修正。

閉環(huán)修正的要點包括實際閥位的計算、閉環(huán)修正輸出幅度的限制、變工況與穩(wěn)態(tài)工況采取不同的調節(jié)參數(shù)等。

機組運行中，汽機調閥的開度總是在不斷地變化，因此修正時要取一定時間內的調閥閥位反饋均值。另外，汽機調閥超過65%后的反饋值需要做弱化處理。

當機組處于較大幅度的變工況時，閉環(huán)修正的調節(jié)參數(shù)要弱化處理。由于滑壓閉環(huán)修正輸出改變后，鍋爐主控調整燃燒直至實際主汽壓力響應，其過程時間較長，為了避免滑壓閉環(huán)過度修正，需要對閉環(huán)修正輸出的幅值做限制，不同負荷下的限值有所不同。

2 凝結水調負荷

調峰調頻要求機組功率快速改變，而依靠鍋爐熱負荷的變化來實現(xiàn)機組功率的改變過程過于緩慢，因此需要利用機組的蓄能。利用發(fā)電機組熱力系統(tǒng)內的蓄能，可以最大限度地降低汽機調閥的節(jié)流，幫助燃煤發(fā)電機組快速改變功率輸出。

利用熱力系統(tǒng)內蓄能主要有以下方法：改變給水流量（直流爐增加，汽包爐減少）；增加減溫水量；高壓、中壓調閥節(jié)流；中壓缸排氣旁路；過熱器、再熱器旁路；高壓加熱器（高加）旁路、低壓加熱器（低加）旁路；高加抽氣節(jié)流；除氧器抽氣節(jié)流；低加抽氣節(jié)流；凝結水節(jié)流[3]。

上述方法中，有些方法降低了發(fā)電機組的效率，如高壓、中壓調閥節(jié)流；有的則增加了熱力系統(tǒng)內金屬受熱面的熱應力沖擊，如改變給水流量和增加減溫水量；有的則需要增加昂貴的設備（泵、閥門），并且使系統(tǒng)運行更加復雜。因此，國外的機組普遍采用低加抽氣節(jié)流和凝結水節(jié)流的方法。

2.1 凝結水調負荷的原理

凝結水節(jié)流調頻的原理如圖2所示，凝結水流量調節(jié)閥和到各級低壓加熱器的抽汽控制閥（如果有）迅速節(jié)流或者全部關閉，這樣抽汽就一直到汽輪機最末級做功。短時間內機組功率會迅速增加，理論上最多可增加機組出力的7%，所需時間約為30 s。這樣的動態(tài)響應可以滿足電網調峰調頻的要求，提高機組整體效率約0.5%。

圖2 凝結水調負荷

凝結水節(jié)流控制可以直接融入協(xié)調控制系統(tǒng)，根據瞬間的功率指令和當前凝結水節(jié)流所能提供的蓄能，判斷出機組功率迅速增加的來源，是通過鍋爐燃燒的超調或是持續(xù)激活凝結水節(jié)流來釋放蓄能。

2.2 凝結水節(jié)流試驗

理論上凝結水節(jié)流的功率響應快速且幅度滿足調峰調頻要求，但實際凝結水節(jié)流會引起加熱器、熱井等水位波動。在確保系統(tǒng)安全運行的前提下，對某1 000 MW機組進行了凝結水節(jié)流試驗，以驗證凝結水節(jié)流的做功能力，從而獲得凝結水流量與機組功率之間的特性關系。

分別在900 MW，800 MW，600 MW穩(wěn)態(tài)工況下（鍋爐保持燃燒率不變，汽機調閥全開）進行了凝結水節(jié)流試驗。

900 MW負荷段下進行了2次凝結水節(jié)流試驗，一次凝結水流量從1 768 t/h下降至925 t/h，功率從922 MW上升至941 MW；另一次凝結水流量從1 821 t/h下降至1 168 t/h，功率從 914 MW升至938 MW，上升遲延較小，上升后能維持約3 min。

800 MW負荷段下進行了2次凝結水節(jié)流試驗，一次凝結水流量從1 602 t/h下降至1 021 t/h，功率從815 MW上升至836 MW；另一次凝結水流量從1 613 t/h下降至862 t/h，功率從815 MW上升至830 MW，遲延較小，上升后維持時間超過3 min。

600 MW負荷段下進行了1次凝結水節(jié)流試驗，凝結水流量從1 200 t/h下降至865 t/h，功率從608 MW上升至616 MW，功率上升遲延較小，上升后維持時間超過4 min。由于600 MW工況下凝結水流量在1 200 t/h，為了避免凝結水泵再循環(huán)閥門的開啟，沒有進行更大流量的凝結水節(jié)流試驗。

由上述試驗得出凝結水流量與機組功率關系曲線如圖3所示。

圖3 各個負荷點下凝結水流量減少與機組功率增加關系曲線

根據試驗情況可以看出：

（1）凝結水節(jié)流后機組功率上升迅速，幾乎無遲延。

（2）凝結水流量減少引起的功率增加可以達到30 MW。

（3）凝結水節(jié)流與機組功率增加并非線性的關系，從900 MW和800 MW的2次試驗來看，當凝結水流量下降650 t/h左右時，功率上升達到最高點，更大幅度的凝結水流量減少所引起的功率增加反而減少。

（4）凝結水節(jié)流后引發(fā)的功率增加能維持較長時間，可以達到3～5 min，甚至更長；3～5 min的凝結水節(jié)流對除氧器水位、熱井水位、5號和6號低壓加熱器水位有一定程度的影響，但加熱器液位的變化均在安全線內，距離保護動作值還有較大裕度。

（5）凝結水節(jié)流會對給水泵密封水的回水溫度造成一定影響（給水泵密封水來自雜用水的機組），5次凝結水節(jié)流試驗中，只有1次給水泵密封水回水溫度高，聯(lián)鎖啟動了給水泵密封水的管道加壓泵。

（6）凝結水節(jié)流恢復后，隨著凝結水流量快速增加，機組負荷會快速下降。

（7）試驗期間，電廠人員在就地對凝結水管路、凝結水泵本體進行了振動測試，發(fā)現(xiàn)凝結水瞬間節(jié)流800～900 t/h，對機務系統(tǒng)的影響完全在可承受范圍。

2.3 凝結水節(jié)流控制策略的實施

凝結水調負荷在某1 000 MW機組得到具體應用，根據目前1 000 MW機組升負荷難、減負荷易的特點，對凝結水節(jié)流調負荷模塊進行了簡化，即凝結水節(jié)流調負荷只做節(jié)流，不做增流。

該1 000 MW機組穩(wěn)態(tài)運行下汽機調閥的目標閥位是50%，在變負荷過程中，如果是減負荷，只要鍋爐燃燒前饋基本得當，汽機調閥從50%往下關，其控制負荷的精度和空間都是有保證的。而在升負荷過程中，如果汽機調閥從50%開始往上開啟，一般到65%后，雖然汽機調閥持續(xù)開大，但機組負荷增加的趨勢立即變緩，如果實際主汽壓力下降，很有可能出現(xiàn)汽機調閥開大，而實際機組負荷降低的情況。因此凝結水調負荷只做節(jié)流增負荷，沒有做增流降負荷。

該機組凝結水泵變頻改造后，除氧器上水主調閥保持全開，上水靠凝結水泵變頻來控制。傳統(tǒng)的除氧器液位控制采用三沖量調節(jié)，主調負責除氧器液位控制，副調負責凝結水母管流量控制，穩(wěn)態(tài)工況下，主調輸出大致與各級高壓加熱器至除氧器的疏水流量相等。

一旦凝結水節(jié)流信號觸發(fā)，凝結水節(jié)流模塊根據協(xié)調控制系統(tǒng)送來的負荷調節(jié)指令，轉換成對應的凝結水流量減少量，將原先的除氧器水位控制主調輸出保持，兩者疊加后形成凝結水流量控制的設定值。

為了加快凝結水節(jié)流調負荷的響應速度，對凝結水流量變化與凝結水泵轉速輸出進行折算，得出凝結水泵變頻器控制凝結水流量的前饋分量。當凝結水節(jié)流指令撤出后，凝結水節(jié)流的前饋分量按一定速率緩慢衰減至零，這是為了避免發(fā)生凝結水節(jié)流前饋分量快速恢復，凝結水母管實際流量快速增加，機組負荷立即減小，影響機組協(xié)調控制的情況。

2.4 凝結水節(jié)流的安全控制

凝結水節(jié)流動作后，凝結水流量快速降低，除氧器水位會快速下降。另外，隨著凝結水流量的減小，低壓加熱器因為低溫工質的減少，水位會下降。除了需要考慮加熱器水位外，還要考慮熱井水位，凝結水流量降低后，熱井水位會上升。此外，凝結水精處理系統(tǒng)對凝結水入口壓力有要求，不得低于1.2 MPa，否則凝結水精處理系統(tǒng)會撤出。

為避免凝結水節(jié)流期間出現(xiàn)凝結水母管壓力過低、加熱器水位超標導致加熱器退出等故障，在凝結水節(jié)流的設定值生成回路上，如果凝結水母管壓力、除氧器水位、熱井水位的變化超過一定范圍，則部分抑制凝結水節(jié)流的幅度。

從凝結水節(jié)流試驗的結果看，凝結水節(jié)流對除氧器液位的影響最大，其他如加熱器、熱井液位的控制，可以通過增加前饋、微分環(huán)節(jié)等加以改善，從而確保上述系統(tǒng)的液位控制在安全范圍內。

為了確保除氧器液位的安全，需要計算出凝結水節(jié)流對除氧器液位的影響，或者除氧器從不同的液位下降所能提供的節(jié)流空間，這就需要根據除氧器的物理尺寸、除氧器內飽和水的密度等進行計算。

除氧器任意高度俯視截面的兩邊呈半圓、中間為長方形，其中，長方形的長度從結構圖上可以直接讀出，關鍵是求出長方形的寬度，即兩邊半圓的直徑。

從側視圖上可以看出，俯視截面中長方形寬度的大小取決于與該俯視截面與除氧器幾何中心線的高度（距離）。除氧器側視呈圓形，該圓的半徑可以直接讀出，若某俯視截面與除氧器幾何中心線的距離已知，則可求出該俯視截面的寬度。至此，除氧器任一截面的表面積即可以根據其與除氧器幾何中心線的距離為變量求出。

當除氧器液位在一定范圍內變化，如果液位變化沒有超過除氧器幾何中心線，即液位在幾何中心線上部或下部變化，則按照上述方法進行積分求解。如果液位變化超過除氧器幾何中心線，則以除氧器幾何中心線為界限，分成兩部分求解后相加。這樣就可以求出除氧器液位在任何范圍內波動所產生的蓄水量體積變化，再根據實時的除氧器壓力、溫度，求出實時的密度，最終確定凝結水節(jié)流后，凝結水流量變化量、持續(xù)時間與除氧器液位波動范圍。

3 系統(tǒng)投用效果

圖4為凝結水節(jié)流投用效果圖，可以看出，凝結水節(jié)流模塊投用后，有效改善了機組升負荷的調節(jié)品質。隨著AGC指令的擺動，鍋爐燃燒難免會出現(xiàn)能量不平衡，當主汽壓力低于設定或處于下行過程，一旦AGC指令增負荷，機組實際負荷在短時間內往往難以快速上升。凝結水節(jié)流模塊投用后，多次觸發(fā)凝結水節(jié)流，機組實際負荷有明顯的上升，但除氧器液位、熱井、5號和6號低加的液位都控制在安全范圍內。

圖4 凝結水節(jié)流投用效果

圖5 和表1所示為定閥點滑壓優(yōu)化前后比較，可以看出，定閥點滑壓優(yōu)化控制模塊投入后，汽機調閥的開度明顯提升，有效降低了調閥的壓損，降低了機組煤耗。

圖5 定閥點滑壓優(yōu)化前后比較

表1 定閥點滑壓優(yōu)化前后參數(shù)比較

[1]WELFONDER.Least cost dynamic interaction of power plants and power systems[C].13th IFAC World Congress, San Francisco.USA.

[2]包勁松.1 000 MW汽輪機滑壓優(yōu)化試驗研究及應用[J].中國電力，2012，12（3）∶1-6.

[3]GERHARD K，LAUSTERER.Improved maneuverability of power plants for better grid stability[J].Control Engineering Practice，1998（6）∶1549-1557.

（本文編輯：徐 晗）

Research of Energy-saving Coordination Control System Based on Energy Storage Technique

CHEN Xiaoqiang，LUO Zhihao，LI Quan，DING Ning
（State Grid Zhejiang Electric Power Research Institute，Hangzhou 310014，China）

The paper introduces main points of energy-saving coordination control based on stored energy and explores to use thermal energy storage technology to develop an energy-saving coordination control system based on condensate throttling，by which operation safety and economical efficiency are guaranteed，and requirements on peak shaving and frequency regulation of power grid are met.

condensate throttling；energy storage technique；peak-shaving and frequency regulation；predictive control；sliding pressure

TK39

B

1007-1881（2015）08-0028-06

2015-05-19

陳小強（1977），男，高級工程師，從事發(fā)電廠熱控調試研究。