1 000 MW超超臨界機組一次調頻技術經濟性分析

包偉偉, 曹瑞峰, 段金鵬, 余海鵬

(1. 哈爾濱汽輪機廠有限責任公司， 哈爾濱 150046； 2. 東北電力大學 能源與動力工程學院， 吉林吉林 132012)

隨著大容量發電機組在我國電網中裝機比例的不斷增加和用戶對電能質量要求的不斷提高，電網頻率的穩定性越來越重要。各種外界原因比如大功率用戶并網、大容量機組跳閘等導致電網頻率有較大波動時，僅通過電網調度系統調節在網機組的負荷分配將無法滿足電網頻率穩定性的要求。此時，只有通過在網機組一次調頻功能的及時響應，才能有效彌補這一不足。因此，大容量發電機組是否具有良好的一次調頻性能，就顯得非常重要[1]。

國產1 000 MW超超臨界機組大多采用常規的調節閥預節流技術進行一次調頻，這一技術在電廠實際運行中被普遍反饋調頻能力不足且調頻運行經濟性不好。1 000 MW超超臨界機組作為我國目前火力發電設備的主流機型，提高其一次調頻性能對于增強電網頻率的穩定性以及響應節能減排等工作都具有重要意義。為提高該系列機組的一次調頻性能及經濟性水平，近幾年行業內正在研究相應的替代性技術并取得了很大的進展。

目前，針對該系列機組的一次調頻發展出的替代性技術主要分為兩類，這兩類技術均以調節回熱抽汽量為主要調節手段，其中一類通過直接調節回熱抽汽量來實現調頻[2]，另一類通過調節凝結水量間接調節回熱抽汽量來實現調頻[3-4]。筆者以某新型高效1 000 MW超超臨界機組為例[5-8]，主要從熱力特性和熱經濟性兩方面詳細論述上述一次調頻技術的優缺點。

1 調節閥預節流調頻

新型高效1 000 MW超超臨界機組原設計采用調節閥預節流一次調頻技術，這一技術要求調節閥在運行時始終保持一定的節流狀態，稱為預節流，按我國電網對一次調頻性能的要求，預節流壓損一般取主蒸汽壓力的3%～5%。當機組有調頻需要時(以下如無特別說明，均指向上調頻)，調節閥瞬時全部打開，汽輪機的進汽量瞬時增加，增加的蒸汽在汽輪機中膨脹做功，使得電功率相應升高，從而響應一次調頻指令。

采用這種調頻技術，由于調節閥始終處于節流狀態，根據節流過程的原理，節流后蒸汽的壓力將顯著降低，做功能力也相應降低，這種降低表現為工質的等熵焓降減少，減少的這一部分等熵焓降即為節流損失。調節閥預節流形成的壓損越大，則產生的節流損失就越大。圖1為該機組在100%負荷工況下調節閥預節流形成的節流損失分析的焓熵圖。

圖 1 預節流損失分析焓熵圖

由圖1可見：在100%負荷工況下，主蒸汽壓力為27.54 MPa，溫度為600 ℃，調節閥預節流壓損為5%，節流后壓力降低到26.16 MPa。由于節流影響，高壓缸的等熵焓降(主汽閥前到高排)由477.4 kJ/kg減少到465.1 kJ/kg，減少了12.3 kJ/kg，有效焓降也成比例降低，這將導致高壓缸效率顯著降低。

缸效率的定義式為：

η=h/hs

(1)

式中：η為缸效率；h為缸有效焓降，kJ/kg；hs為缸等熵焓降，kJ/kg。

對上式進行小偏差線性化展開，可得等熵焓降變化對缸效率影響的估計式：

(2)

將上述數據代入式(2)，不難算得，預節流將導致高壓缸的缸效率下降約2.5%?？梢姡A節流對高壓缸效率的影響很大，已經嚴重影響到機組的運行經濟性。調節閥預節流壓損的取值不同，對機組經濟性的影響也不同。表1為該工況下不同調節閥預節流壓損對機組熱耗的影響。

表1 預節流壓損對機組熱耗的影響

由表1可見：在100%負荷工況下，調節閥預節流壓損取3%時，影響高壓缸效率約1.5%，影響機組熱耗約9.7 kJ/(kW·h)；調節閥預節流壓損取5%時，影響高壓缸效率約2.5%，影響機組熱耗約16.6 kJ/(kW·h)。在機組設計時，有些項目為了保證機組的一次調頻能力，往往將預節流壓損規定到5%甚至以上，這將嚴重犧牲機組的經濟性。

另一方面，采用這種調頻技術，由于調節閥在整個運行區間內需要產生一定的節流，因此不能全開，這將導致調節閥閥桿間隙不能被封閉，閥桿間隙將始終處于漏汽狀態。調節閥閥桿漏汽為最高能級的主蒸汽，雖然在機組熱力系統設計上將這一漏汽回收，減輕了做功損失，但其對機組的經濟性的影響仍是不容忽視的。

在100%負荷工況下，該機組調節閥閥桿一段漏汽量設計值為2.75 t/h，二段漏汽量設計值為0.98 t/h，因此閥桿漏汽將產生做功損失1 887 kW。調節閥閥桿一段漏汽在三段回收，回收可排擠部分三段回熱抽汽，這可獲得做功收益860 kW；二段漏汽去軸封冷卻器，凝結放熱可提高凝結水的溫度，排擠九段回熱抽汽，相當于在九段回收，這可獲得做功收益58 kW。同時，閥桿漏汽減少了再熱蒸汽量，再熱吸熱量減少2 519 MJ/h。做功和吸熱量變化對熱耗的影響可用下式估算[6]：

ΔQHR=-QHR0×ΔW/W0+ΔQ/W0

(3)

式中：QHR為機組熱耗，kJ/(kW·h)；ΔW為電功率變化量，kW；ΔQ為鍋爐吸熱變化量，kJ/h；QHR0為100%負荷工況下的機組熱耗，kJ/(kW·h)；W0為100%負荷工況下的機組電功率，kW。

該機組在100%負荷工況下的電功率為1 000 MW，機組熱耗為7 200 kJ/(kW·h)，代入式(3)，這一損失對機組熱耗的影響約為5 kJ/(kW·h)。

綜上所述，調節閥預節流一次調頻技術具有兩個顯著缺點：(1)調節閥預節流壓損導致機組運行存在較大的節流損失；(2)調節閥不能全開導致不能消除閥桿漏汽，存在漏汽損失。根據上述分析，在100%負荷工況下，這兩個因素合計影響機組熱耗可達約22 kJ/(kW·h)。另外，這種調頻技術主要依靠鍋爐蓄熱來提供一次調頻時的進汽增量，在實際應用中，超超臨界直流鍋爐普遍存在蓄熱不足的問題，因此還存在鍋爐蓄熱不足導致的調頻能力不足、響應深度不夠等缺點。

2 可調整回熱抽汽調頻

近幾年，隨著超超臨界發電技術的持續發展，可調整回熱抽汽技術[9]通過在回熱系統上設置更高參數的回熱抽汽及相應的壓力調節閥，按需要調整抽汽壓力，從而達到控制機組給水溫度的目的。采用可調整回熱抽汽技術，不但可提高機組在部分負荷運行時的給水溫度，而且能提高機組的運行經濟性，因此這一技術迅速得到推廣應用。

隨著對可調整回熱抽汽技術研究的不斷深入，基于此技術進行機組一次調頻的技術也隨之出現。由于可調整回熱抽汽的抽汽量可以人為調整，當機組需要增加出力時，通過調節閥調整減少進入加熱器的汽量，增大進入汽輪機做功的汽量，即可產生功率增量來實現調頻。

該機組采用基于0號高壓加熱器(簡稱0號高加)的可調整回熱抽汽技術，這一技術在原設計的回熱系統上增加了一級更高參數的0級回熱抽汽。由文獻[5]可知，該機組0號高加的工作原理為：在100%負荷以上，0級回熱抽汽壓力調節閥處于關閉狀態；在75%～100%負荷時，該壓力調節閥節流運行，節流后壓力設定為8.16 MPa，以保持給水溫度不變；在75%負荷以下，該壓力調節閥完全打開，壓力隨負荷自然升降。因此，0級回熱抽汽量的大小在不同負荷有較大的差別，從而通過改變0級回熱抽汽量實現的功率增量也有所不同。表2為該機組在不同負荷工況下的0級回熱抽汽參數以及完全切除0級回熱抽汽后的極限調頻能力數據。

表2 可調整回熱抽汽調頻特性數據

由表2可見：在100%負荷及以上，0號高加未投入，回熱抽汽無流量，因此不能向上調頻；在90%負荷時，0號高加部分投入，回熱抽汽量為61.6 t/h，切除后獲得的最大功率增量為14.8 MW，約為額定功率的1.5%；在75%負荷時，0號高加完全投入，回熱抽汽量為110.1 t/h，切除后獲得的最大功率增量為28.1 MW，約為額定功率的2.8%?？梢?，在75%～100%負荷時，調頻能力受限；在75%負荷時，調頻能力最強；在75%負荷以下，調頻能力隨負荷降低而降低。在整個負荷區間上，最大調頻能力為2.8%。

該技術在75%負荷以上區間調頻能力受限的主要原因是0號高加的運行方式造成的，可通過調整0號高加的運行方式來解決。0號高加在75%負荷以上限制投入的主要原因是防止給水溫度超溫，以保證鍋爐效率及鍋爐水冷壁和省煤器的安全。如果在機爐設計時就已經考慮了上述問題，將額定給水溫度的設計值提高，則可改善這一情況，可擴大0號高加的投運范圍。如果將額定給水溫度從300 ℃提高到315 ℃，則在100%負荷工況下，0號高加就已經投入，回熱抽汽量可達到137.67 t/h，對應的調頻能力可達到3.1%。在93%負荷時，0號高加就可完全投入，回熱抽汽量達到161.76 t/h，對應的調頻能力可達到3.8%，可進一步提高該技術的調頻能力。

采用這種調頻技術，在向上調頻到極限時，0號高加完全切除，給水溫度顯著降低，機組的熱耗將會升高。在向下調頻時，給水溫度將會升高，因此機組的熱耗又會降低。如果認為向上和向下調頻的概率相等的話，那么就可認為其對經濟性一反一正的影響可互相抵消，因此從長期運行的角度來看可認為對經濟性沒有影響。另外，該技術由于直接調節回熱抽汽量，因此機組功率對于調頻的響應時間很短，在響應時間上優于調節閥預節流調頻。

首先，采用這種調頻技術，在向上調頻時給水溫度降低會對脫硝系統的運行造成影響，尤其在低負荷時，如果溫度下降太多，有可能會造成脫硝系統跳出；其次，在0號高加完全投入后，將不能再通過加大回熱抽汽量而向下調頻，因此，為保證具有全調頻能力，0級回熱抽汽需節流運行，這將削弱0號高加的經濟性增益；最后，在調頻重新達到穩態后，鍋爐熱負荷增加明顯，因此爐側的燃料供給相應要跟上，否則會對總的調頻性能產生影響。

筆者主要分析了僅調節0號高加回熱抽汽參與一次調頻的情況，顯然，如果能夠調節的高加回熱抽汽越多，則相應的調頻能力也越大，文獻[10]對此進行了建模仿真研究并作了詳細的討論。由其論述可知：在100%負荷工況下，將1號、2號及3號高加回熱抽汽調節閥開度關小至30%，大約20 s后，機組負荷上升至1 050 MW，增大約5%。當然，給水溫度也將下降，在經過約60 s后，給水溫度由289 ℃降低至270 ℃?？梢?，在進一步增加可調整回熱抽汽的數量后，這種調頻技術將具有更好的調頻能力。

3 凝結水節流調頻

凝結水節流調頻通過改變凝結水的流量，從而間接改變各級低壓加熱器(簡稱低加)的回熱抽汽量來實現調頻。

該機組凝結水系統共經過5個低加和1個除氧器，當凝結水量減少時，由于加熱需要的回熱量減少，從9號低加到除氧器的各級加熱器的抽汽量都會減少，減少的抽汽將進入中低壓缸膨脹做功。在極限情況下，假設凝結水全部被節流，那么理論上產生的極限功率增量應為：

(4)

式中：Gn為第n段的抽汽質量流量，t/h；in為第n段的抽汽焓，kJ/kg；ic為排汽焓，kJ/kg。

由于機組在部分負荷運行時各段回熱抽汽量都要減少，因此負荷對于凝結水節流調頻的調頻能力有直接的影響。表3為不同負荷工況下的凝結水系統的回熱抽汽量及相應的極限調頻數據。由表3可見：在100%負荷工況下的極限功率增量為66.3 MW，約為額定功率的6.6%；在75%負荷工況下的極限功率增量為44.5 MW，約為額定功率的4.4%?？梢?，隨著負荷降低，調頻能力逐漸下降。在50%～100%負荷，極限調頻能力約為額定功率的2.5%～6.6%。在實際運行中由于凝結水系統最小流量的限制，并不能完全切除凝結水量，因此這只是一個理想的性能指標。

表3 凝結水節流調頻特性數據

在同一負荷下，凝結水節流的比例不同，產生的功率增量也將不同。表4為75%負荷工況下不同凝結水節流量時的調頻特性數據。

表4 不同節流量調頻特性數據

由表4可見：在75%負荷工況下，當凝結水量減少283.84 t/h時，電功率的增量為9.39 MW，為額定功率的0.9%；當凝結水量減少852.39 t/h時，電功率的增量達到27.94 MW，為額定功率的2.8%?？梢?，隨著凝結水節流量的增加，電功率的增量也相應增加。

圖2為凝結水節流比例與電功率增量百分數的關系。由圖2可見：電功率增量百分數與凝結水量的節流比例滿足很好的線性關系，這對于一次調頻調節系統的設計無疑是非常有利的；同時，由曲線外推可知，當凝結水節流比例達到100%時，電功率的增量約為4.8%，這與表3的計算結果基本一致。如果凝結水系統的最小流量按額定流量的20%考慮，則在75%負荷工況，最小流量占該工況凝結水的比例約為26%，由曲線可以查到，該工況下凝結水節流調頻的最大調頻能力約為3.6%。

圖2 凝結水量與電功率增量關系

采用這種調頻技術，在重新達到穩態后鍋爐的吸熱量幾乎不發生變化，這是因為在調頻時，凝結水流量減少，但是鍋爐給水量保持不變，給水的缺口由除氧器的儲水來補充。對于機組來說，從除氧器向下一直到鍋爐，所有熱力參數基本上保持不變。這種調頻技術是利用除氧器的儲熱，與前兩種調頻技術有著本質區別。

凝結水節流進行調頻時，進入除氧器的水量以及回熱抽汽量都減少，而給水流量則保持不變，因此除氧器水位將快速降低；同時，由于出水流量減小，凝汽器熱井的水位將快速升高。不難看出，這兩個容器水位的持續變化將成為限制調頻性能的一個重要因素。對此，可在機組設計時，針對一次調頻需求，加大這兩個儲水容器的容積，可改善凝結水節流的調頻性能。

采用這種調頻技術，不但可以增加功率，也可以減少功率，即向下調頻，這只需要增大凝結水流量即可，整個工作過程與增加功率完全是反向的。另外，這種調頻技術的可投入區間與負荷的關系也不大，特別是在高負荷時，更能發揮出優勢。

由文獻[4]可知，該技術機組電功率對凝結水節流的響應延遲時間大約為10 s，且呈現先快后慢的特點?？梢姡鄬τ谡{節閥預節流調頻，凝結水節流調頻的響應時間較慢，這主要是因為凝結水節流調頻是一種間接調頻技術，而且中間過程主要是一個換熱過程，換熱過程的滯后性決定了節流調頻的響應特性。當凝結水節流達到穩態后，整個凝結水系統的換熱也將達到穩態，此時機組的電功率將達到上述的能力值并保持不變。

4 經濟性分析

綜上所述，從調頻能力上來說，可調整回熱抽汽調頻技術及凝結水節流調頻技術的調頻能力均受負荷的嚴格限制，在低負荷時調頻能力都達不到5%。因此，單獨應用某一項技術不能滿足電網對調頻的要求。從響應時間來說，調節閥預節流、可調整回熱抽汽都是通過調節閥直接調整蒸汽，響應時間快，而凝結水節流調頻操作的是凝結水，中間還要經歷一個換熱過程，因此響應時間較慢。在蓄熱利用上，調節閥預節流是利用鍋爐側的蓄熱，可調整回熱抽汽的是機側及爐側，而凝結水節流則是除氧器的儲熱。

從經濟性上來說，采用可調整回熱抽汽以及凝結水節流一次調頻技術，均可避免調節閥預節流調頻對經濟性產生負面影響。顯然，調節閥預節流一次調頻的經濟性最差，可調整回熱抽汽調頻次之，凝結水節流調頻的經濟性最好。相對于原設計，如果采用凝結水節流調頻，可產生熱耗收益約22 kJ/(kW·h)。圖3為凝結水節流調頻與原設計的經濟性比較(THA為熱耗率驗收)。

圖3 凝結水節流調頻經濟性曲線

由圖3可知：采用凝結水節流調頻，在40%～75%負荷，機組熱耗可整體下降約22 kJ/(kW·h)。采用可調整回熱抽汽調頻在穩態運行時大體也能實現上述收益，但是在調頻過程中，由于給水溫度降低或者升高，會短暫影響機組的經濟性，機組熱耗一般變化為10～20 kJ/(kW·h)。

按鍋爐效率95%、管道效率99%計算，采用凝結水節流調頻可使電廠的發電標煤耗降低約0．8 g/(kW·h)，按年利用小時數6 000 h、標煤價格800元/t計算，每年可節約標煤4 789 t，產生經濟效益383萬元。

5 結語

筆者對某1 000 MW超超臨界機組三種一次調頻技術的工作原理、調頻特性及經濟性等進行了詳細的論述及分析。由分析可知：調節閥預節流調頻的經濟性最差，可調整回熱抽汽調頻次之，凝結水節流調頻的經濟性最好。與調節閥預節流一次調頻相比，采用凝結水節流調頻技術，可使機組熱耗降低約22 kJ/(kW·h)，經濟性效果顯著。