[发明专利]利用热网蓄能补偿主蒸汽压力偏差的供热机组控制方法

说明书

技术领域

本发明涉及一种供热机组控制方法，可在机组供热期间提高主蒸汽压力控制品质和发电负荷响应速率，提高机组运行的安全性、经济性和环保性，属于控制技术领域。

背景技术

我国现有的发电方式以火力发电为主，电网迫切需要火电机组提高调峰调频能力以消纳用电负荷侧扰动和风电等不稳定的发电负荷侧扰动。在北方地区，冬季是不稳定的风电的高发季节，而具有良好负荷调节性能的水电及抽水蓄能发电则基本失去调节作用，加之许多供热机组工作在“以热定电”方式下发电负荷基本保持不变，电网调峰调频能力不足的矛盾尤其突出。火力发电完成原煤化学能向电能的转换过程需要经过多个动态环节，存在很大的惯性和迟延。为了提高发电负荷响应速率，需要充分利用发电过程热力系统中各部分储能。当前广泛应用的炉跟机协调控制系统(锅炉燃料量控制主蒸汽压力，汽轮机调阀开度控制发电负荷)，即利用锅炉汽水系统蓄热以牺牲主蒸汽压力稳定性为代价提高发电负荷响应速率。即使如此，火电机组仍然只能以较低的速率响应电网负荷指令，约为1.5％额定发电负荷每分钟。进一步提高负荷响应速率，会造成主蒸汽压力、燃料量、过热再热蒸汽温度、烟气氧量等关键参数波动幅度超限，严重降低机组运行的安全性、经济性和环保性。

当前主流供热机组为300MW级抽汽式供热机组，图1为抽汽式汽轮机供热部分结构示意图。供热与纯凝机组的主要区别在于：供热机组将一部分中压缸排汽引出至热网加热器，加热热网循环水作为供热热源；而纯凝式机组汽轮机中压缸排汽则进入汽轮机低压缸继续作功。供热工况下，通过LV(汽轮机低压缸前供热抽汽流量调节蝶阀)控制供热抽汽压力(即汽轮机中压缸排汽压力)，通过EV1、EV2(汽轮机抽汽侧供热抽汽流量调节蝶阀1、2)分别控制进入热网加热器1、2的供热抽汽流量。

热网加热器所连接的供热热网中包含大量的管道、换热器、散热器等设备，储水容量巨大，因而也具有巨大的蓄热容量。可以利用热网蓄热提高供热机组负荷响应速率。举例言之，当电网要求机组提升发电负荷时，开LV关EV1、EV2，暂时减小供热抽汽流量，则原本进入热网加热器的供热抽汽会进入汽轮机低压缸内作功，从而快速提升机组发电负荷。同时锅炉侧仍按照正常的速率增加燃料量，待锅炉蒸发量增加后，再将供热抽汽流量逐渐恢复至初始水平。在几到十几分钟的时间范围内完成这一过程，不会对热用户造成可察觉的影响。

这样，供热机组可利用锅炉汽水系统蓄热、热网蓄热、锅炉燃料量三种方式调节发电负荷。其中前两种为瞬态调节方式，第三种为稳态调节方式。典型300MW/235MW-450t/h(额定发电负荷/额定供热工况下最大发电负荷-额定供热抽汽流量)亚临界供热机组锅炉蓄热系数约为5GJ/MPa，即主蒸汽压力变化1MPa释放热量可产生5GJ电能；热网蓄热系数约为80GJ/℃，即热网循环水回水温度变化1℃释放热量可产生80GJ电能。

汽轮机调阀专为控制汽轮机进汽流量设计，动作速度快调节特性好，在主蒸汽压力稳定时，可使机组负荷变化速率达到8～10％额定发电负荷每分钟，汽轮机调阀执行机构性能不是制约机组负荷变化速率的主要因素。供热调节蝶阀动作时，也能够快速改变进入汽轮机低压缸的蒸汽流量从而快速改变机组负荷。但由于供热抽汽压力较低，蒸汽在相同质量流量条件下体积流量巨大，另外阀门的节流损失也会显著降低机组热经济性，所以调节蝶阀尺寸巨大，不能快速动作且调节特性很差，抽汽调节蝶阀执行机构性能显著影响机组负荷变化速率。燃料量是改变机组发电负荷的基本手段，但需要经历制粉、蓄热等多个动态环节，惯性和延迟很大。三种方式的调节时间分别在3～15s、15～150s、150～300s的时间尺度范围内。

合理的优化控制应当实现蓄热的分层次阶梯型利用。从频域的角度分析，锅炉汽水系统蓄热量小但转换速率快，适合应对高频率小幅度的负荷扰动；热网蓄热量大但转换速率较慢适合应对中等频率中等幅度的负荷扰动；而锅炉燃料量作为基础调节手段适合应对低频率大幅度的负荷扰动。传统炉跟机协调控制系统的能量利用方式符合这一原则，主要矛盾是锅炉汽水系统蓄热量太小而燃料量补充能量的速度太慢，难以应对中等频率中等幅度的负荷扰动。而利用热网蓄热恰好能够弥补这一矛盾，但对控制系统的设计却提出了更高要求。对于简单双重控制系统，调节速度快的控制作用会自然地抢占更多的调节分量，导致系统不能充分利用热网蓄热。而对于前馈控制，由于对象结构复杂、执行机构存在强烈非线性，特别是快速大幅增减燃料量时制粉系统动态响应时间存在较大随机性等原因，其控制效果难以保证。另外，新控制系统设计还要保证兼容性，即在非供暖季能够平滑切换至常规炉跟机控制方式下。