1 000 MW二次再熱機組一次調頻增負荷性能提升策略研究

部俊鋒，韓慶華，吳 迪

（1.國網山東省電力公司電力科學研究院，山東 濟南 250003；2.山東中實易通集團有限公司，山東 濟南 250003）

0 引言

二次再熱機組發電效率高，在我國“十三五”以來得到了大力發展。二次再熱機組效率的提高是通過增加了一次蒸汽的循環利用實現的，這也同時增加了機組的慣性，使其動態響應能力弱于同容量的一次再熱機組，不利于一次調頻。從多臺機組一次調頻試驗的結果看，對于電網下降0.1 Hz 以上的頻差，二次再熱機組增負荷的響應性能普遍達不到考核標準的要求［1］。

隨著國家推進構建以新能源為主體的電力系統，火電機組將更多地發揮支撐和調節作用。在此新形勢下，提高二次再熱機組的一次調頻性能尤為迫切。

目前，二次再熱機組一次調頻仍是通過主蒸汽調門的節流調節實現，這種調頻方式難以兼顧機組高效率和一次調頻增負荷補償能力，且單靠控制邏輯優化無法克服這一矛盾。研究新的調頻提升策略很有必要。

利用二次再熱汽輪機數學模型和某型1 000 MW二次再熱機組設計參數，量化分析該機組再熱容積慣性對一次調頻性能的負面影響。基于減少再熱容積慣性影響的思路，提出一種提升二次再熱機組一次調頻性能的新型策略；并通過計算證明該技術策略能使二次再熱機組一次調頻性能滿足現行考核標準的要求。

1 二次再熱機組一次調頻性能分析

研究對象為1 000 MW 二次再熱機組，主要參數見表1。建立其數學模型，利用通用公式計算模型中的特征參數。對照現行一次調頻考核標準，對機組的一次調頻性能進行分析。

表1 某型1 000 MW二次再熱機組額定工況下參數

1.1 二次再熱汽輪機數學模型

根據DL/T 1235-2019，可構建二次再熱汽輪機數學模型如圖1［2］。

圖1 中，P為汽輪機的輸出功率；G為汽輪機的蒸汽流量，主要受主調門開度和主汽壓力影響；FVHP、FHP、FIP、FLP分別為穩態時超高壓缸、高壓缸、中壓缸、低壓缸的功率占整機功率的百分比，一般取15%、15%、30%、40%，FVHP+FHP+FIP+FLP=100%；Tch為超高壓調門汽室容積時間常數；Trh1、Trh2分別為一、二次再熱系統容積時間常數；Tco為低壓連通管容積時間常數；λ1和λ2分別為超高壓缸和高壓缸的功率自然過調系數。

圖1 二次再熱汽輪機數學模型

1.2 計算容積時間常數

Tch和Tco比Trh1和Trh2小得多，根據控制理論，二次再熱汽輪機的模型可以簡化為時間常數Trh1和Trh2的二階慣性環節。

再熱容積時間常數

式中：V為再熱系統容積，m3；GV為額定再熱系統容積流量，m3/s；n為多變指數［3］。

再熱汽溫變化不大，短時間內可視為等溫過程，則多變指數n=1；再熱蒸汽的壓力和溫度取額定工況下再熱器進、出口蒸汽參數的平均值［4］。

根據表1，一次再熱器進、出口蒸汽壓力和溫度的平均值為10.59 MPa 和522.5 ℃，此參數下的蒸汽比容為0.032 m3/kg；則一次再熱蒸汽的容積流量為20.8 m3/s。一次再熱系統（包括再熱器和管道）容積為593 m3。則根據式（1），一次再熱系統容積時間常數Trh1為28 s。

同樣的方法計算二次再熱系統容積時間常數，Trh2為13 s。

1.3 計算功率自然過調系數

功率自然過調系數［5］：

式中：k為過程絕熱指數，對于過熱蒸汽k=1.3。ε為汽缸排汽壓力與進汽壓力的比值，根據表1的數據，超高壓缸ε≈0.35，高壓缸的ε≈0.34。

將k和ε值代入式（2）計算，超高壓缸的功率自然過調系數λ1為0.98；高壓缸的功率自然過調系數λ2為0.95。

1.4 1 000 MW二次再熱汽輪機數學模型

忽略超高壓缸調門汽室和低壓連通管的容積慣性，將中、低壓缸看作一體；并將計算出的再熱系統容積時間常數和功率自然過調系數代入圖1，就可得到1 000 MW二次再熱汽輪機的數學模型圖2。

圖2 二次再熱1 000 MW汽輪機數學模型

對圖2建立數學模型為

式（3）可知，二次再熱汽輪機進汽變化引起的機組功率變化量P(s)中，29.7%是快速達到的，14.6%要經過一階慣性環節漸近達到，55.7%要經過二階慣性環節漸近達到。

1.5 一次調頻性能分析

機組一次調頻動作后補償頻差所需的蒸汽變化量，在一次調頻期間可視為恒定的單位階躍量，即G（s）=1/s。將G（s）代入式（3），并進行易于拉式反變換的運算，則：

式（4）拉式反變換后，得出1 000 MW 二次再熱機組一次調頻負荷響應的時間函數：

式中：e是自然常數，e≈2.718。

根據現行標準，火電機組一次調頻的動態性能要達到：1）15 s 內達到75%目標負荷，2）30 s 內達到90%目標負荷，3）響應達到目標負荷的穩定時間小于60 s［6］。

通過式（5）分別計算考核點15 s、30 s、60 s 的一次調頻性能如下：

P(15)=0.458，P(30)=0.642，P(60)=0.866。

結果表明，理論蒸汽增量恒定的情況下，1 000 MW二次再熱機組在15 s、30 s、60 s時的一次調頻負荷響應，只能分別達到目標負荷的45.8%、64.2%、86.6%，滿足不了現行考核標準的要求。若通過增加汽輪機進汽量使得一次調頻負荷響應從45.8%增加到標準要求的75%，進汽增量需比理論值增大1.6倍以上。

2 二次再熱機組一次調頻增負荷性能提升策略

多臺二次再熱機組一次調頻試驗表明，單純利用主蒸汽調門節流調節，在正常的滑壓運行方式下，對于小頻差一次調頻，機組的調節裕度能夠滿足標準要求；而對于電網頻率下降0.1 Hz 以上的頻差，即使汽輪機主蒸汽調門快速全開，60 s 內負荷最大增加值也難以達到目標負荷的50%［7］，與理論計算結果基本吻合。滿足大頻差一次調頻增負荷性能達標，二次再熱汽輪機需處于主蒸汽調門開度28%以下、主蒸汽壓力節流比在10%以上的節流狀態［8］。過小的調門開度不僅會降低機組的經濟性，還會造成節流噪音和超高壓缸振動；同時，也使機組喪失了關調門、減負荷的一次調頻能力。

因此，必須研究能輔助二次再熱機組主蒸汽調門節流調頻技術的一次調頻提升策略。

2.1 現有的一次調頻性能提升策略

在提升二次再熱機組一次調頻性能的策略研究上，國內外技術人員已研發了不同的輔助調頻技術，主要集中在超高壓缸補汽閥技術、切除低壓加熱器抽汽或凝結水節流技術、切除高壓加熱器抽汽或給水旁路技術等。

這些技術策略的共同點都是利用機組的潛在蓄熱增加做功的蒸汽量：補汽閥技術可增加二次再熱汽輪機各缸的蒸汽量，切除高壓加熱器抽汽或給水旁路技術增加了高、中、低壓缸的蒸汽量，切除低壓加熱器抽汽或凝結水節流技術增加了中、低壓缸的蒸汽量。通過不同程度地增加做功的蒸汽量，這些技術都能有效提高二次再熱機組的一次調頻增負荷性能。

但是，這些技術策略也增加了設備的投資，并對機組參數穩定和設備安全產生負面影響：補汽閥投用時，噴入的蒸汽垂直于汽缸內蒸汽流向，兩股汽流劇烈混合，會造成汽輪機1 號、2 號軸承振動升高；切除低壓加熱器抽汽或凝結水節流技術，對低壓加熱器壽命損害很大，也大幅影響除氧器、凝汽器水位；切除高壓加熱器抽汽或給水旁路技術，也會損害高壓加熱器壽命，并造成給水和主蒸汽溫度大幅下滑［9-12］。因此，這些現有的技術在國內電廠都是謹慎使用。

2.2 新的一次調頻性能提升策略

針對二次再熱機組的特點，通過對熱力系統做結構性調整，使機組在一次調頻期間，利用同樣的蒸汽量快速輸出更多的功率。主要基于以下兩方面考慮。

1）現行一次調頻的考核標準是中國國家標準化管理委員會2013 年頒布的《火力發電機組一次調頻試驗及性能驗收》，而我國首臺二次再熱機組是2015年投產的，因此，標準中沒有考慮二次再熱機組的特殊性。對于現行標準，絕大多數一次再熱機組都能達標，且主蒸汽調門尚有調節裕度，說明對一次再熱機組而言，標準制定得并不嚴苛。倘若二次再熱機組能像一次再熱機組一樣參與一次調頻，其調頻性能應能滿足標準的要求。

2）從再熱容積時間常數看，1 000 MW 二次再熱機組一次再熱系統慣性較大，時間常數Trh1≈28 s，從式（5）可看出：以Trh1為特征量的分項，系數大于1，在機組負荷響應中負作用量很大；且Trh1越大，負作用量也越大。因此，一次再熱系統慣性是影響二次再熱機組一次調頻性能的主要因素。二次再熱機組一次調頻的提升策略應設法避開一次再熱容積慣性的影響。

基于以上考慮，提出了新的提升一次調頻性能策略，通過在二次再熱機組超高壓缸排汽管道和高壓缸排汽管道間（即一、二次再熱冷段管道間）設置旁通管道，并在管道上設置減壓閥，共同組成調頻輔助系統。在電網頻率下降0.1 Hz 以上，機組觸發一次調頻時，輔助系統的減壓閥快速打開，使增量蒸汽繞過一次再熱系統和高壓缸，經二次再熱系統盡快輸送到中低壓缸，形成僅通過超高壓缸和中低壓缸、類似一次再熱機組的快速做功途徑；在電網頻率正常或減壓閥打開一定時間（比如60 s）后，關閉減壓閥，調頻輔助系統退出。

根據標準要求，一次調頻最大負荷變化量為6%額定功率，綜合考慮汽輪機各缸的功率占比及高壓缸功率零增長的因素，輔助系統的管道容量可按照8%二次再熱蒸汽額定流量設計；減壓閥出口壓力按二次再熱系統安全門的動作壓力選取。圖3 中虛線部分為增設的調頻輔助系統。

圖3 二次再熱機組調頻輔助系統

2.3 新策略下一次調頻性能分析

調頻輔助系統投入的情況下，可將二次再熱機組一次調頻時汽輪機的做功模式作理想化處理：增量蒸汽僅通過超高壓缸和中低壓缸產生補償功率。圖2的汽輪機數學模型簡化為圖4。

圖4 1 000 MW汽輪機輔助調頻工況數學模型

對圖4數學模型為

將G（s）=1/s代入式（6），并進行易于拉式反變換的運算，則：

式（7）拉式反變換后，得出1 000 MW 二次再熱機組輔助一次調頻工況下的負荷響應時間函數：

機組一次調頻在15 s、30 s、60 s時的負荷響應分別為：P(15)≈0.776；P(30)≈0.927；P(60)≈0.990。

計算結果說明，在調頻輔助系統投用的情況下，1 000 MW 二次再熱機組雖然少了高壓缸的做功增量，僅相當于850 MW 的一次再熱機組。但該“缺缸”運行方式，既減小了超高壓缸后的阻力，有利于其做功和發揮功率自然過調特性，也避開了一次再熱系統的慣性延滯，使功率占比大、做功能力強的中低壓缸能盡早出力，最終使機組總功率的疊加累積速度大幅提升。在一次調頻動作后15 s、30 s、60 s時，分別達到目標負荷的77.6%、92.7%、99.0%，滿足了考核標準的要求。

2.4 新策略的優點

新策略無須改動機組通過主蒸汽調門調頻的原有邏輯功能，控制簡單，作用單一，易于運行人員掌握。

新策略與補汽閥、切除低壓加熱器抽汽或凝結水節流、切除高壓加熱器抽汽或給水旁路等調頻技術無沖突，可組合使用，共同提高二次再熱機組的深度調頻能力。

調頻輔助系統阻力小，能自動從一次再熱系統中抽取足量的蒸汽，相當于利用了一次再熱容積蓄熱和節流了高壓加熱器抽汽。在主蒸汽調門全開的情況下，也可與高壓旁路系統組成調頻通道，增加調頻蒸汽量的同時，避免了超高壓缸排汽壓力快速上升。

調頻輔助系統連接的是汽溫相近的一、二次再熱管道冷段，無需高溫管材，設備成本低，運行可靠性高。

調頻輔助系統只在大頻差一次調頻時投用，作用時間1～2 min，不會對機組效率產生大的影響。

調頻輔助系統最多改變8%二次再熱額定蒸汽量的走向，且改變的冷蒸汽由一次再熱器加熱變為二次再熱器加熱，短時間內對汽缸的進汽溫度影響甚微。新策略對機組安全穩定運行的影響遠比其他技術小，無須準備額外安全措施。

3 結語

與一次再熱機組相比，二次再熱機組增加了一個汽缸和一次蒸汽再熱，致使負荷響應最快的超高壓缸功率占比減少了15%；而功率占比70%左右的中低壓缸，卻因再熱容積慣性的增加，負荷響應進一步延緩了。二次再熱機組結構上的特點造成其一次調頻性能較差。根據數學模型和機組設計參數，可計算分析出1 000 MW 二次再熱機組一次再熱容積慣性是一次調頻性能差的主要因素。

通過增設輔助調頻熱力系統，改變一次調頻時增量蒸汽走向，避開一次再熱容積慣性的負面影響，能大幅提高二次再熱機組的動態增負荷能力，使機組大頻差一次調頻性能達到考核標準的要求。該二次再熱機組一次調頻提升策略將技術手段從單純增加蒸汽量擴展到避開再熱容積慣性，為進一步研究更加靈活、高效的火電機組綜合一次調頻技術開拓了思路。