超超臨界1 000 MW機組一次調頻多變量優化策略

王 倩，惠文濤，呂永濤，劉 浩，高 林，常東鋒，王 偉

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超超臨界1 000 MW機組一次調頻多變量優化策略

王 倩1，惠文濤1，呂永濤1，劉 浩1，高 林1，常東鋒2，王 偉2

（1.西安熱工研究院有限公司，陜西 西安，710054；2.西安西熱節能技術有限公司，陜西 西安 710054）

針對凝結水節流變負荷技術在燃煤機組靈活性改造時存在響應滯后10~20 s的情況，本文在某超超臨界1 000 MW機組上進行凝結水節流變負荷、抽汽調節變負荷及給水分配變負荷試驗，重點分析了后兩種變負荷技術的安全性及有效性；并在傳統凝結水節流技術的基礎上，結合該機組回熱系統的布置情況，提出凝結水節流與抽汽調節、給水分配變負荷技術相結合的一次調頻多變量優化控制策略，再利用改進的滑壓優化系統進一步提高機組節能潛力。一次調頻考核試驗驗證了該優化策略的有效性和可行性，同時證明投入多變量優化系統及滑壓優化系統后，該機組年平均節約煤耗1.5 g/(kW·h)，節能效果顯著。

一次調頻；多變量優化；超超臨界機組；凝結水節流；抽汽調節；給水分配；滑壓；節能

隨著風能、太陽能等一系列清潔能源接入電力系統，其隨機性、波動性給電網的穩定輸出帶來極大挑戰[1]。同時，在未來很長一段時間，我國仍將以火力發電為主。這對燃煤火電機組運行的靈活性提出更高的要求。燃煤火電機組鍋爐側的大延遲、大慣性嚴重影響機組靈活運行[2]。提高燃煤機組的一次調頻能力成為新能源電力大規模開發環境下需要不斷探索的問題。

1992年，西門子公司對機組蓄能進行了全面研究，W. D?rner和E. Welfonder[3]針對低壓加熱器（低加）蓄能，提出可通過改變低加抽汽閥開度改善機組負荷的動態響應。1998年，Lausterer[4]提出“凝結水節流”概念，凝結水節流變負荷技術對凝結水回路調節閥和低加抽汽閥同時進行節流控制來響應機組負荷調節。近年來，凝結水節流技術在國內各種類型機組逐步推廣應用，證明其在一次調頻和AGC響應上的有效性[5]。2006年，姚峻等[6]在某900 MW機組上對該技術進行變負荷效果測試并證明了其有效性。目前該項技術已在華能銅川照金電廠[7]、華能玉環電廠[8]等不同裝機容量的機組上應用，并取得較好的一次調頻優化效果。

胡勇等[9]在分析凝結水節流機理特征和動態特性的基礎上，根據能量守恒和質量守恒原理，給出了凝結水節流系統的簡化非線性動態模型；劉芳等[10]提出了雙重控制方式，并仿真驗證該方法的有效性；劉吉臻等[11]針對火電機組快速變負荷的凝結水節流技術，設計了對機爐側和節流側功率進行解耦的協調補償系統，以提高AGC考核指標。但由于凝結水節流技術的作用機理及動態過程的限制，其在響應時間上始終有10~20 s的滯后[12]，盡管對此進行了大量的優化研究，仍難以進一步提高機組一次調頻的響應速度，在延遲時間內存在變負荷出力不足。

除了利用凝結水蓄能方法外，一些有效的變負荷技術也得到仿真研究或實際應用。陳波等[13]基于某超超臨界1 050 MW機組進行給水旁路調節變負荷參與一次調頻試驗，為分析機組蓄熱潛力提供了依據，但給水旁路變負荷一般需要增設高壓加熱器（高加）水側可調節旁路，涉及給水管路的改造，也存在對厚壁設備的熱沖擊等問題；徐彤等[14]分析了背壓對汽輪機一次調頻能力的影響規律，設計了背壓變化的一次調頻能力補償方案，并進行仿真驗證，背壓與機組安全性、經濟性有緊密聯系，故實際機組的應用較少；吳林林等[15]提出了一種融合虛擬慣性和可變下垂控制的大容量電池儲能一次調頻控制策略，通過仿真驗證可有效降低機組頻率波動幅度，減少頻率穩定時間，但由于該項技術成本較高，也未得到廣泛應用。

為了安全經濟地緩解一次調頻品質與機組節能需求的矛盾，本文針對某超超臨界1 000 MW機組回熱系統的特殊配置，提出凝結水節流變負荷與抽汽調節變負荷、給水分配變負荷相結合的一次調頻多變量優化控制策略，減少了變負荷系統的響應延遲時間，提升了機組的變負荷能力，提高了機組運行的經濟性。

1 高壓加熱器變負荷技術

1.1 抽汽調節變負荷技術

抽汽調節變負荷技術直接通過快速改變高加抽汽調節閥開度，改變高壓加熱器系統的抽氣量，短時間內使得高、中壓缸中做功的蒸汽量發生突變，達到快速變負荷的目的。

抽汽調節變負荷技術本質上仍繼承凝結水節流技術的原理，即通過改變抽汽量來快速變負荷。但凝結水節流通過改變凝結水流量間接影響低壓缸抽汽量，從而改變機組負荷，凝結水節流的作用對象是低壓缸抽汽，而抽汽調節變負荷技術的作用對象是高壓缸抽汽，后者蒸汽品質更高，做功能力更強，變負荷速度也更快。

1.2 給水分配變負荷技術

給水分配變負荷技術與凝結水變負荷技術類似，但由于高加、低加相對除氧器這一蓄能裝置的分布位置不同，給水分配變負荷技術與以上2種控制技術在實現方式上有所差別。由于機組負荷對主給水流量的限制，給水變負荷一般通過增設高加水側可調節旁路實現：通過快速改變通過高加的給水流量，來改變高加系統的抽汽量，短時間內使高、中壓缸中做功的蒸汽量發生突變，從而達到快速變負荷的目的。與凝結水變負荷相比，高加給水分配變負荷也具有蒸汽品質高、做功能力強的優點。

2 優化策略試驗

某超超臨界1 000 MW燃煤機組回熱系統（圖1）包括3個高加、1個除氧器、4個低加。其中高加部分雙列布置，且在A列設置附加0號高加。0號高加抽汽取自高壓缸，設抽汽調節閥，控制0號高加壓力隨負荷變化。B列設置給水分配調節閥，控制 0號高加進出口差壓，以此調整2列高加給水流量的合理分配。

該機組運行過程中通過主蒸汽調節閥節流響應一次調頻，這種方式響應速度快，但由于響應正向一次調頻時，動作初期高壓調節閥短時間內大幅開大，主蒸汽壓力隨之降低，而鍋爐側的大慣性又無法保證主蒸汽壓力快速回升，導致這種調節方式一次調頻響應后期可能出現出力不足的情況。尤其在機組低負荷運行情況下。機組進行正向一次調頻響應時，需要預先適當關小主蒸汽調節閥進行蓄能，才能夠滿足電網一次調頻考核指標，但該過程明顯造成節流損失的增加，降低了機組效率，機組運行經濟性差。

對此，本文在傳統凝結水節流技術基礎上，針對某超超臨界1 000 MW機組回熱系統的特殊布置，在控制邏輯中加入抽汽調節變負荷及給水分配變負荷技術，以提高機組靈活性，并進一步挖掘深度滑壓節能效果。

圖1 某超超臨界1 000 MW機組回熱系統

2.1 抽汽調節變負荷試驗

抽汽調節變負荷技術主要是針對0號高加來實現。0號高加自高壓缸抽汽，設抽汽調節閥，控制0號高加壓力，壓力設定值隨負荷變化。

對該超超臨界1 000 MW機組在鍋爐與汽輪機均手動控制情況下進行0號抽汽調節變負荷試驗，通過動態改變0號高加抽汽調節閥開度，獲得其與機組負荷的變化曲線（圖2）。由圖2可見，機組負荷與0號高加抽汽調節閥開度（表示0號高加壓力）呈反向波動趨勢，表明可通過改變0號高加壓力短時間內快速改變機組負荷。統計抽汽調節變負荷響應滯后時間，負荷響應滯后時間為調節閥開度開始變化后首次出現負荷正確響應且5 s內無負荷反向波動的初始時間與調節閥變化初始時間的差值，結果見表1，其中數據采樣時間為1 s。

圖2 典型工況下抽汽調節變負荷特性

表1 抽汽調節變負荷響應滯后時間

Tab.1 The delay time of high pressure heater extraction load-adjustment at different loads

由表1可見，抽汽調節變負荷響應滯后時間平均約2 s，遠小于凝結水節流變負荷滯后時間，可改善凝結水變負荷技術在響應初期出力不足的情況。

0號高加壓力隨機組實際負荷變化而變化，作為A列最后一級高壓加熱系統，其運行狀態對機組運行參數有直接影響。0號高加壓力若短時間內降低超過一定值，會引起其中蒸汽飽和壓力大幅降低而導致水側沸點降低，甚至出現沸騰現象，嚴重影響汽輪機安全。故在抽汽調節變負荷技術實施中，需嚴格控制0號高加壓力在合理、安全范圍內變化。

鑒于高加抽汽調節所具備的變負荷潛力，同時考慮其安全性，本文采用抽汽調節變負荷控制方法以0號高加壓力為控制對象，根據機組實際負荷及變負荷偏置（包括一次調頻）對其進行修正，實現快速升降負荷的目的，其控制原理如圖3所示。

圖3 抽汽調節變負荷控制原理

2.2 給水分配變負荷試驗

該超超臨界1 000 MW機組2列加熱系統的級數不同，相同流量的給水僅布置在1號、2號、3號高加的B列和0號高加的A列，這樣帶走的高壓缸抽汽熱量會有所差異。給水分配變負荷就是利用2列高加水側流量變化引起的熱耗差來輔助負荷快速升降。A、B 2列的給水流量由安裝在B列高加出口的給水分配調節閥進行合理分配，其控制對象為0號高加水側進出口差壓。

為了確保給水分配調節閥的開度變化不對機組運行造成強烈的擾動，在鍋爐和汽輪機均手動控制情況下對該機組進行給水分配變負荷試驗，通過動態改變給水分配調節閥開度，得到典型工況下給水分配變負荷特性（圖4）。由圖4可見，給水分配調節閥開度快速減小時，機組負荷整體呈上升趨勢，反之亦然，故可利用給水分配調節閥開度的短時變化來實現負荷的快速升降。

圖4 典型工況下給水分配變負荷特性

機組正常運行過程中，升負荷階段，主給水流量增加，給水分配調節閥隨負荷增大而關小，使 2列高加給水流量均合理增大。投入給水分配變負荷調節后，升負荷階段，0號高加前后差壓設定值加入一個負向偏置，減弱給水分配調節閥原本的關小趨勢，將升負荷增加的總給水流量更多地分配至抽汽級數少的B列，以減少總流量增加帶來的高加整體抽汽量的增加幅度。降負荷階段也是如此。該機組給水分配變負荷試驗結果見表2。由表2可見：機組負荷不變時，0號高加差壓變化及高加出口給水溫度變化隨給水分配調節閥開度變化的增大而增大；給水分配閥開度變化相當時，若機組負荷較高，0號高加差壓變化也較大，高加出口給水溫度變化較小。在機組50%負荷，給水分配調節閥開度變化11.2%時，高加出口給水溫度變化1.5 ℃。在控制邏輯中設置合理的差壓偏置，可將高加出口水溫變化最大值控制在±2 ℃左右，不會對系統造成較大的不利擾動。

表2 某超超臨界1 000 MW機組給水分配變負荷試驗結果

Tab.2 Test result of feedwater distribution load-adjustment for an ultra supercritical 1 000 MW unit

結合試驗效果，在確保系統穩定運行的前提下，本文提出給水分配變負荷控制方法，以0號高加水側前后差壓為控制目標，根據機組負荷及變負荷偏置（包括一次調頻）對其進行一定范圍內的修正，實現輔助快速變負荷的目的，其控制原理如 圖5所示。

圖5 給水分配變負荷控制原理

3 節能效果分析

發電機組的一次調頻響應指標與低節流損失之間相互矛盾。在節能優化時，要充分考慮優化所帶來的變負荷能力的制約。高林等提出的深度滑壓節能控制[16]建立在凝結水有限的變負荷能力上。本文在傳統的凝結水節流技術的基礎上，運用抽汽調節變負荷及給水分配變負荷技術，提升了機組一次調頻響應能力，并利用0號高加壓力及差壓對深度滑壓優化曲線加以改進，進一步合理挖掘機組節能潛力，其控制原理如圖6所示。

圖6 改進的滑壓優化控制原理

該超超臨界1 000 MW機組所在區域電網對一次調頻考核要求機組一次調頻響應指數在0~15 s、0~30 s、0~45 s必須分別達到0.4、0.6、0.7。

機組投入多變量及改進的滑壓優化系統，分別在50%、60%、70%、80%、90%負荷下對該機組進行一次調頻升負荷測試，記錄并計算不同負荷下機組高壓調節閥開度變化和一次調頻指數（表3）。

表3 優化后機組不同負荷下一次調頻考核試驗結果

Tab.3 The primary frequency modulation test result of the unit at different loads after optimization

由表3可見，投入多變量及改進的滑壓優化系統前后，不同負荷下，一次調頻響應能力基本相當，滿足電網考核的積分電量要求，且有較大裕量，同時，高壓調節閥開度平均增大4.34%，節流損失明顯減小，機組效率顯著提高。

4 結 論

本文提出的凝結水節流變負荷與抽汽調節變負荷、給水分配變負荷相結合的多變量及改進的滑壓優化策略，可將多變量變負荷響應一次調頻的滯后時間縮短至2~6 s，提高了機組一次調頻指標；高加抽汽調節變負荷提升了多變量系統的變負荷能力，結合智能滑壓節能技術，減少了機組的節流損失，每臺機組年平均節約煤耗約為1.5 g/(kW·h)。證明了抽汽調節、給水分配與凝結水節流技術相結合的多變量一次調頻優化策略的有效性及可行性。

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Multivariable optimization strategy of primary frequency modulation for an ultra-supercritical 1 000 MW unit

WANG Qian1, HUI Wentao1, LYU Yongtao1, LIU Hao1, GAO Lin1, CHANG Dongfeng2, WANG Wei2

(1. Xi’an Thermal Power Research Institute Co., Ltd., Xi’an 710054, China; 2. Xi’an TPRI Energy Conservation Technology Co., Ltd., Xi’an 710054, China)

The condensate throttling varying load technology has a response lag of 10~20 s during the flexible retrofit of coal-fired units, to solve this problem, the condensate throttling test, high pressure heater extraction adjustment test and feedwater distribution tests on an ultra-supercritical 1 000 MW unit were carried out. Especially, the security and effectiveness of the last two load-changing methods were analyzed in detail. Combining the conventional condensate throttling technology with the special layout of the regenerative system of this unit, a multivariable optimization strategy of primary frequency modulation including condensate throttling, extraction adjustment and feedwater distribution was proposed. Moreover, the improved sliding pressure optimization system was used to further improve the energy saving potential of the unit. Through the primary frequency modulation assessment test, the effectiveness and feasibility of the improved strategy was proved. The experiment proves that, after the multivariable optimization system and sliding pressure optimization system was put into service, the annual average coal consumption of the unit decreased by 1.5 g/(kW·h), indicating the energy saving effect is dramatic.

primary frequency modulation, multivariable optimization, ultra supercritical unit, condensate throttling, extraction adjustment, feedwater distribution, sliding pressure, energy saving

TM621；TK323

B

10.19666/j.rlfd.201804114

王倩, 惠文濤, 呂永濤, 等. 超超臨界1 000 MW機組一次調頻多變量優化策略[J]. 熱力發電, 2019, 48(1): 24-29. WANG Qian, HUI Wentao, LYU Yongtao, et al. Multivariable optimization strategy of primary frequency modulation for an ultra-supercritical 1 000 MW unit[J]. Thermal Power Generation, 2019, 48(1): 24-29.

2018-04-24

王倩(1989—)，女，碩士，工程師，主要研究方向為燃煤機組優化控制技術，wangqianxian@tpri.com.cn。

（責任編輯 杜亞勤）