供热机组利用热网蓄热提高变负荷运行速率的研究

李全全，李 扬，贾海军

（内蒙古京宁热电有限责任公司，内蒙古 乌兰察布 012000）

0 引言

为实现我国“碳达峰、碳中和”能源发展战略目标，以风电、光伏为代表的可再生能源发电仍将持续高速发展，最终取代火力发电成为我国主要的发电方式，由火电为其提供容量支撑。相对于水电、燃气发电机组，燃煤发电机组并不适合频繁快速调峰运行，但受限于我国一次能源的格局，需要由燃煤机组承担电网调峰调频的主要任务，如何确保在机组安全、稳定、清洁运行的前提下提高机组运行灵活性，成为当前理论和工程的研究热点。本文通过对比分析，确定了350 MW 超临界供热机组利用热网蓄热补偿发电负荷扰动的控制系统优化方案，包括热网蓄热核算、协调控制系统优化、供热控制回路优化等几个部分。

1 350 MW 供热机组动态特性分析

机组为350 MW 超临界抽汽式供热机组，并入蒙西电网，目前蒙西电网常见的自动增益控制AGC（automatic generation control）指令变化如图1 所示。由图1 可以看出，AGC 指令中存在大量短期正反向变化部分。超临界直流锅炉蓄热容量小于同等级汽包锅炉，依靠蓄热消纳这部分指令会导致汽轮机前蒸汽压力和过热度大幅波动，影响机组安全运行；依靠燃料量动态过调来消除，又会对锅炉制粉和燃烧过程造成剧烈的扰动，同样影响机组安全运行；若利用热网蓄热消除AGC 指令扰动即可避免以上影响。调节过程是：当AGC 指令增加时，减小部分供热负荷，原本用于供热的能量转变为发电功率；当AGC 指令降低时过程与之相反。

图1 蒙西电网常见AGC 指令变化方式

单纯依靠锅炉蓄热补偿发电负荷扰动，AGC 速率为7 MW/min 时，发电负荷变化20 MW 即会导致压力偏差达到1 MPa、过热度偏差达到10 ℃。

供热管道内储能容量计算公式为

其中：Qh为供热管道的储能，J；cw为水比热容，J/（kg·℃）；ρw为水密度，kg/m3；Vhn为供热管网总水容积，m3；Δt 为供热管网平均温度降低值，℃。

热电厂距离最近的二级换热站直线距离为10.5 km，利用式（1）可以计算出热网循环水平均温度变化1 ℃，仅这段范围内供热管道可吸收或释放大概20 GJ 的热量。

2 控制系统设计及仿真

某电厂350 MW 亚临界机组，在100%热耗率验收工况THA（turbine heat acceptance）（汽耗考核）工况点，利用机组稳定工况运行参数计算模型静态参数，利用燃料量扰动实验确定制粉过程动态参数，利用锅炉汽水容积设计数据计算蓄热系数，得到的实际机组模型如式（2）—式（11）所示。

燃料量、CV 开度、EV 开度扰动响应曲线（图略）显示了燃料量扰动下和CV、EV 开度扰动下主要参数的变化趋势，其结果与机组实际情况相符。

机组协调控制系统采用炉跟机、煤跟水为基础的协调控制方案，汽轮机高调阀控制发电负荷、给水流量控制中间点温度、燃料量控制汽轮机前蒸汽压力，同时发电负荷指令作为前馈信号对给水流量和燃料量进行粗调。协调控制系统不区分纯凝工况和供热工况，供热工况下CV、EV1、EV2 均采用手动控制。如果将供热侧投入自动，实现方法是：CV、EV1、EV2 的基准开度指令由运行人员手动给出，在基准开度指令基础上叠加供热补偿控制逻辑输出的CV、EV1、EV2 的偏置开度指令构成CV、EV1、EV2 的实际开度指令。投入供热补偿控制功能后，偏置开度指令在一定范围内正负变化。

供热补偿控制逻辑[2]主要包括AGC 指令分解逻辑和阀门非线性修正逻辑。AGC 指令分解逻辑原理如图2 所示。通过限速环节，将AGC 指令分解为高速率变化部分和低速率变化部分。将高速率变化部分作为前馈信号，得到CV、EV1、EV2 供热补偿开度指令信号。

在测井响应中，高角度裂缝显示的开度往往很小，其在纵向上的延伸度很大。裂缝的累积延伸长度也是裂缝有效性好坏的一个重要指标。在其他情况相同时，纵向累积延伸越长，裂缝有效性越好［8］。

图2 AGC 指令分解环节结构图

CV、EV1、EV2 开度与流量之间存在强非线性。如果不进行补偿，在不同的基准开度下，供热补偿控制输出的偏置开度引起的蒸汽流量和发电功率变化是不同的，会出现欠补偿或过补偿的情况。当介质为可压缩流体时，蝶阀的流量特性函数为

其中，G 为蝶阀流量，t/h；μα为临界流量系数；μG为流量系数；p0为阀门进口压力，kg/cm2；K 为等熵过程指数；α 为蝶阀转角，（°）；Dy为阀门公称直径，cm；Fy为阀门通流面积，cm2。

根据式（12）绘制得蝶阀流量特性曲线如图3所示。图3 显示：蝶阀开度较小与开度较大时，流量变化较小；蝶阀开度在15°～40°之间变化时，流量变化较大。实际控制中，这会给控制品质带来较大影响，所以需要进行蝶阀流量非线性补偿。

图3 蝶阀流量特性曲线

对式（13）求导数后得到阀门在不同基准开度下的增益情况如表1 所示。分别将CV、EV1、EV2的基准开度指令作为输入，通过多点折线函数得到增益修正系数，以乘积的方式修正供热补偿开度指令，可以得到CV、EV1、EV2 的偏置开度指令。

表1 不同开度下的流量补偿系数

3 现场调试

将AGC 指令用如图3 所示的逻辑进行非线性分解，利用指令的高频分量对CV 开度和EV 开度指令进行补偿，优化后负荷指令小幅变化时机组CV 开度、EV 开度和主汽压力反馈值响应曲线如图4 所示。图4 中，AGC 指令波动幅度小于10 MW，为小幅正反向波动。当机组改变发电负荷时，若主要依靠汽轮机高压缸进汽调门调节，则会导致机前压力产生较大幅度的波动。对控制系统进行优化后，升负荷期间CV 开度增加、EV 开度减小，使低压缸进汽流量增加，机组负荷快速上升，变负荷速率由之前的7 MW/min 提升至12 MW/min；同时机前压力的波动幅度由1 MPa 降低至0.8 MPa 以内。

图4 负荷指令小幅变化时控制方案响应曲线

负荷指令大幅变化时机组CV 开度、EV 开度和主汽压力反馈值响应曲线如图5 所示。图5 中AGC 降低幅度超过50 MW，为大范围降负荷指令。当机组需要降低负荷时，需要关小高压缸进汽调门，引起机前压力的升高。对控制系统进行优化后，通过减小CV 开度、增大EV 开度使机组负荷降低，可以将主汽压力的波动幅度控制在0.8 MPa 以内，变负荷运行速率达到9 MW/min。

图5 负荷指令大幅变化时控制方案响应曲线

“两个细则”考核下AGC 调节性能综合评判指标Kp由式（14）定义。

其中：K1为调节速率；K2为调节精度；K3为响应精度。对控制系统进行优化后，Kp值可以达到4.8～5.0，在蒙西电网中位列前三名。

4 结论

a）对热网蓄热计算，与350 MW 超临界供热机组蓄热进行对比，发现热网蓄热远大于锅炉蓄热，提出利用热网蓄热提升机组变负荷运行能力的优化方案。

b）对AGC 指令进行非线性分解，结合蝶阀在不同开度下的增益系数，利用分解得到的高频分量对CV、EV1 和EV2 开度进行补偿，辅助高压缸进汽调门调节机组负荷。

c）现场试验表明，优化方案可以显著减小主汽压力的波动范围。在负荷指令小幅变化时，机组的变负荷速率达到12 MW/min；在负荷指令大幅变化时，变负荷速率达到9 MW/min。