王朝陽, 常仁杰, 朱慶玉, 劉明, 嚴俊杰

(1.西安交通大學(xué)動力工程多相流國家重點實驗室, 710049, 西安; 2.華能丹東電廠, 118300, 遼寧丹東)

近年來,國家大力支持發(fā)展可再生能源發(fā)電,以緩解電力供應(yīng)對化石能源的依賴和減輕發(fā)電行業(yè)對環(huán)境保護帶來的壓力,但可再生能源發(fā)電具有間歇性、周期性、隨機波動性和地域局限性等特點,其并網(wǎng)給電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行帶來了新挑戰(zhàn)[1]。充分挖掘和利用火電機組熱力系統(tǒng)自身的靈活運行能力是緩解新能源并網(wǎng)給電網(wǎng)帶來壓力的一個有效途徑[2]。超(超)臨界火電機組頻繁地參與電網(wǎng)調(diào)峰任務(wù),機組長期處于變負荷狀態(tài),調(diào)峰瞬態(tài)已成為新的“能源形勢”下的常態(tài)。研究火電機組在瞬態(tài)過程中的能耗特性,充分提高火電機組在變負荷瞬態(tài)過程中的能量轉(zhuǎn)換效率顯得尤為必要。

建立高精度的能量轉(zhuǎn)換系統(tǒng)模型是研究機組在瞬態(tài)過程能耗特性的基礎(chǔ)。Van等建立了蒸汽動力循環(huán)系統(tǒng)的動態(tài)仿真模型,在此基礎(chǔ)上研究了其動態(tài)特性[3-4]。Alobaid等研究了超臨界機組啟動和變負荷過程的動態(tài)特性[5]。Hentschel等對超臨界燃煤機組的二次調(diào)頻特性進行了研究[6]。楊勇平等研究了燃煤機組余熱充分利用及變工況高背壓空冷機組的冷端優(yōu)化等[7-8]。韓小渠等對褐煤預(yù)干燥燃煤發(fā)電系統(tǒng)的變工況性能進行了研究,分析了預(yù)干燥程度對機組發(fā)電標準煤耗率的影響[9]。李冰心等研究了燃煤機組采用蒸汽噴射器引入給水系統(tǒng)進而優(yōu)化機組低負荷脫硝性能和熱經(jīng)濟性能[10]。綜上所述,對于火電機組的瞬態(tài)過程,多數(shù)學(xué)者的研究內(nèi)容為建立準確的仿真模型并依據(jù)模型研究其動態(tài)特性;一些學(xué)者對機組穩(wěn)態(tài)變工況的能耗特性進行了研究,但較少涉及到瞬態(tài)過程的能耗特性及其主要的影響因素。

熱工控制是機組實現(xiàn)變負荷過程的必要手段,水煤比控制是機組協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)的核心[11],控制效果關(guān)乎機組瞬態(tài)過程能耗特性的關(guān)鍵。谷俊杰等根據(jù)電廠實際運行數(shù)據(jù)研究了關(guān)聯(lián)規(guī)則算法在電廠水煤比控制數(shù)據(jù)挖掘中的應(yīng)用[12]。顧德東等針對某電廠水冷壁超溫等問題,將原來的煤跟水控制修改為水跟煤控制,并完成了機組協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)的優(yōu)化,最終提高了參數(shù)的控制品質(zhì)[13]。綜上所述,關(guān)于水煤比控制策略,以往的研究主要集中在主要參數(shù)的控制精度上,較少涉及到水煤比控制策略對變負荷控制過程中的機組能耗特性的研究。

機組的控制策略會影響整個瞬態(tài)過程的主要參數(shù)變化,進一步影響瞬態(tài)過程的能耗特性。本文以660 MW超臨界燃煤機組為研究對象,在搭建完善的熱力系統(tǒng)仿真模型基礎(chǔ)上,對水煤比控制策略分別采用水跟煤(WFC)和煤跟水(CFW)的控制方式,在50%～100%的負荷工況范圍內(nèi)進行升、降負荷仿真計算,獲得了兩種水煤控制方式下機組變負荷運行過程中主要參數(shù)的累計偏差和變負荷瞬態(tài)過程的能耗特性,對機組的實際調(diào)峰運行具有一定的借鑒意義。

1 機組模型

1.1 660 MW超臨界燃煤機組GSE仿真模型

圖1為660 MW超臨界、一次中間再熱機組仿真系統(tǒng)模型圖,機組鍋爐和汽輪機的主要參數(shù)如表1所示,燃用煤種如表2所示。模型利用GSE仿真軟件搭建,模型的穩(wěn)態(tài)、瞬態(tài)精度驗證已在之前的工作中完成[14-16]。

表1 機組的額定熱力參數(shù)

1.2 變負荷過程的主要參數(shù)控制效果的計算方法

機組瞬態(tài)過程結(jié)束的標志是整個機組的總蓄熱量不再發(fā)生變化,即實時蓄熱量與穩(wěn)態(tài)負荷下相等或者十分接近。對于特定的升負荷(降負荷)過程,機組變負荷瞬態(tài)過程的起點和終點是確定的,采用不同的控制邏輯,對機組變負荷過程主要輸出參數(shù)會有較大影響。變負荷過程機組主要參數(shù),如主汽壓力、溫度等與設(shè)定值之間存在差異。為了比較不同控制方式下機組主要參數(shù)的控制效果,以瞬態(tài)過程的參數(shù)偏差積分量作為計算基礎(chǔ),具體計算方法[17]如下

圖1 660 MW超臨界燃煤機組GSE仿真模型

w/%(工業(yè)分析)MarAarVarFCarw/%(元素分析)CarHarOarNarSar16.0117.3237.6629.0152.53.039.960.540.64

注:M、A、V、FC分別表示水分、灰分、揮發(fā)分、固定碳;下標ar表示收到基。

(1)

(2)

式中:Xp是機組瞬態(tài)過程壓力累計偏差;p(τ)是機組主汽壓力;Xt是機組瞬態(tài)過程主汽溫度的累計偏差;T(τ)是機組主汽溫度;τ0是瞬態(tài)過程的總時間;下標rt表示實時值,sp表示設(shè)定值。

圖2為瞬態(tài)過程中機組蓄熱率變化及τ0的確定方法。對于τ0的計算做出以下規(guī)定:計算不同控制策略下機組瞬態(tài)過程結(jié)束的總時間時以時間長的為準。例如,A策略下τA為1 ks,B策略下τB為2 ks,則計算時取τ0=2 ks,即在比較不同控制策略的優(yōu)劣時,其前提是保證瞬態(tài)過程的總時間一致。

圖2 變負荷瞬態(tài)過程機組的蓄熱率變化

1.3 機組變負荷過程能耗的計算方法

瞬態(tài)過程機組的主要能耗特性指標計算方法如下。

機組瞬態(tài)運行過程中的總發(fā)電量

(3)

機組瞬時給煤量分為負荷指令下的穩(wěn)態(tài)對應(yīng)給煤量和瞬態(tài)過程的煤耗增量兩部分,瞬態(tài)過程總的煤耗增量用ΔB表示,計算公式如下

(4)

(5)

瞬態(tài)過程總的標準煤耗率增量用Δbs表示,計算公式如下

(6)

不同控制方式下機組在瞬態(tài)過程的煤耗率增量差Δ(Δbs)由下式計算

Δ(Δbs)=Δbs,WFC-Δbs,CFW

(7)

2 兩種典型的水煤比控制策略

變負荷過程中水煤比需根據(jù)中間點溫度(或焓值)進行實時調(diào)節(jié),在保證鍋爐熱負荷和機組負荷相適應(yīng)的前提下,鍋爐過熱蒸汽溫度應(yīng)控制在設(shè)定值附近[13]。目前,應(yīng)用較多的水煤比控制方式分為煤跟水和水跟煤兩種控制策略[18]。

煤跟水的控制策略如圖3所示,鍋爐主控回路計算結(jié)果(BID)通過函數(shù)發(fā)生器形成基本給水流量指令,變負荷過程中增加前饋給水流量指令。水煤比的輸出用于修正燃料指令的設(shè)定,此時燃料指令設(shè)定值主要包含3部分:BID經(jīng)函數(shù)轉(zhuǎn)換來的基本燃料量指令,此信號是穩(wěn)態(tài)時燃料指令的基礎(chǔ);基于變負荷前饋的燃料量指令,用來修正變負荷過程中水煤比的動態(tài)偏差;水煤比控制輸出的燃料量指令,此信號用于控制汽水分離器入口的蒸汽過熱度和鍋爐主蒸汽溫度。各個主要控制前饋量需與機組負荷指令經(jīng)函數(shù)發(fā)生器形成的修正系數(shù)相乘,進而實現(xiàn)不同負荷率下的前饋控制。

水跟煤的控制策略如圖4所示,BID指令通過函數(shù)發(fā)生器形成燃料指令,變負荷過程中增加前饋燃料指令。水煤比的輸出用于修正給水流量指令的設(shè)定,此時給水流量指令設(shè)定值主要包含3部分:BID經(jīng)函數(shù)轉(zhuǎn)換來的基本給水流量指令,此信號是穩(wěn)態(tài)水煤比的基礎(chǔ);基于變負荷前饋的給水流量指令,用來修正變負荷過程中水煤比的動態(tài)偏差;水煤比控制輸出的給水流量指令,此信號用于控制汽水分離器入口的蒸汽過熱度和鍋爐主蒸汽溫度。水煤比控制中,過熱度調(diào)節(jié)器輸出作為其主要部分,末級過熱蒸汽溫度偏差以及各初級過熱蒸汽溫度偏差之和作為其前饋信號。

3 計算結(jié)果及討論

實時負荷、主汽溫度、主汽壓力和發(fā)電功率是機組的主要輸出參數(shù),Xp、Xt反映機組瞬態(tài)運行的靈活、跟隨性,瞬態(tài)過程中Δ(Δbs)是能耗特性指標。圖5～圖10是機組變負荷瞬態(tài)過程的主要指標,計算過程中變負荷范圍為50%～100%,變負荷速率Ve為6、10、14和18 MW·min-1。

圖3 煤跟水控制邏輯

圖4 水跟煤控制邏輯

3.1 實時負荷變化

調(diào)峰過程中機組以變負荷速率6 MW·min-1升、降負荷時的負荷指令和實時負荷率的變化趨勢如圖5所示。對比CFW和WFC兩種控制方式可知,CFW的負荷跟隨性較好。

(a)升負荷過程

(b)降負荷過程圖5 變負荷過程中負荷率的變化趨勢

3.2 主汽壓力累計偏差

圖6給出了機組主汽壓力的變化趨勢,主汽壓力設(shè)定值由機組滑壓運行曲線得到。從圖6a可知,升負荷過程中,在兩種水煤控制方式下,機組的實時主汽壓力都低于設(shè)定值。比較WFC和CFW控制方式下的主汽壓力變化趨勢,可知后者相對波動小。從圖6b可知,降負荷過程中,實時主汽壓力高于設(shè)定值,CFW控制方式下,其最大超調(diào)量更小。總之,在變負荷過程中,CFW控制方式下機組的主汽壓力控制效果更佳,且兩種控制方式之間的控制效果差異較為明顯。其原因如下:對于WFC控制邏輯,給煤速率主要隨負荷變化,通過調(diào)整給水流量來控制蒸汽參數(shù)等,而對于CFW控制邏輯,給水流量跟隨負荷平穩(wěn)上升,汽水側(cè)壓力更容易控制,通過調(diào)整給煤速率來控制蒸汽參數(shù),可見前者給水流量微調(diào)時汽水側(cè)的壓力更容易波動。另外,在1～1.5 ks之間,水蒸氣在臨界點附近,其物性對外界擾動比較敏感,蒸汽壓力也更容易波動。

(a)升負荷過程

(b)降負荷過程圖6 變負荷過程中主汽壓力的變化趨勢

(a)升負荷過程

(b)降負荷過程圖7 變負荷過程中的主汽壓力累計偏差

圖7a是機組以不同變負荷速率升負荷的過程。隨著變負荷速率的增加,Xp呈現(xiàn)逐漸增大的趨勢。對比兩種控制策略,發(fā)現(xiàn)WFC控制策略主汽壓力的累計偏差較大。圖7b是機組以不同變負荷速率降負荷的過程。對比圖7a、7b可知,降負荷過程的壓力累計偏差更大,即降負荷過程的主汽壓力更難控制。

3.3 主汽溫度累計偏差

圖8是機組變負荷過程中主汽溫度的變化趨勢,采用CFW和WFC兩種控制方式都能保證主汽溫度在較小的范圍內(nèi)變化。

(a)升負荷過程

(b)降負荷過程圖8 變負荷過程中主汽溫度的變化趨勢

圖9a是機組以不同的變負荷速率升負荷的過程。隨著變負荷速率的增加,Xt的值基本不變,CFW控制策略主汽溫度的累計偏差略大。圖9b是機組以不同的變負荷速率降負荷的過程。對比圖9a、9b可知,不同的變負荷速率下鍋爐主汽溫度均得到了較好的控制。

(a)升負荷過程

(b)降負荷過程圖9 變負荷過程中的主汽溫度累計偏差

3.4 變負荷過程能耗特性

(a)升負荷過程

(b)降負荷過程圖10 變負荷過程中的總發(fā)電量

為研究瞬態(tài)過程機組的能耗特性,需對整個變負荷瞬態(tài)過程中給煤速率、輸出功率等主要參數(shù)進行積分求和并求其平均值,進而得到瞬態(tài)過程中平均標準發(fā)電煤耗率。機組在變負荷過程中的總發(fā)電量如圖10所示。隨著變負荷速率的增加,機組越快地從一個負荷變化到另一個負荷,瞬態(tài)過程持續(xù)的時間會越短,機組在瞬態(tài)過程的總發(fā)電量會越少。相同變負荷速率下,升負荷過程中CFW控制方式下機組的總發(fā)電量較WFC略多,當Ve從6 MW·min-1增大到18 MW·min-1時,Wtotal差值從0.3 MW·h增加到0.9 MW·h。降負荷過程中,機組的總發(fā)電量亦隨變負荷速率的增大而減少,CFW控制方式下機組的發(fā)電量較WFC少。

(a)升負荷過程

(b)降負荷過程圖11 變負荷過程中的平均發(fā)電標準煤耗率增量

根據(jù)式(7),可得機組變負荷機組在WFC和CFW兩種控制方式下的Δ(Δbs)。如圖12所示,隨著變負荷速率的增大,Δ(Δbs)逐漸增大,最大值為0.69 g·kW-1·h-1。

(a)升負荷過程

(b)降負荷過程圖12 變負荷過程中的平均標準煤耗率增量差

4 結(jié) 論

本文利用基于GSE仿真平臺搭建的660 MW超臨界燃煤機組動態(tài)仿真模型,研究了協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)采用兩種水煤比控制策略以不同的變負荷速率升、降負荷過程中,機組主要參數(shù)的累計偏差量以及機組瞬態(tài)過程的能耗特性,得到了以下結(jié)論。

(1)機組變負荷過程中,采用CFW控制方式較WFC控制方式的主汽壓力累計偏差更小,主汽溫度累計偏差更大。

(2)變負荷過程中,升負荷瞬態(tài)過程的主汽壓力累計偏差較降負荷時小,主汽溫度累計偏差略小。

(3)采用CFW控制方式,變負荷瞬態(tài)過程具有更高的能量轉(zhuǎn)換效率。變負荷瞬態(tài)過程中,隨著變負荷速率的增加,采用WFC控制方式較CFW控制方式的平均發(fā)電標準煤耗率增量最大相差0.69 g·kW-1·h-1。