火电机组低负荷协调优化灵活性改造技术应用
时间：2023-03-02 13:40:06 来源：千叶帆 本文已影响人
庄志宝，李 想
（吉林电力股份有限公司 白城发电公司，吉林 白城 137000）
2020年9月和12月，习近平主席分别在第七十五届联合国大会和气候雄心峰会上宣布，将提高国家自主贡献力度，提出到2030年，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到1.2×109kW以上；
二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取于2060年前实现“碳中和”。2021年3月15日，习近平总书记在中央财经委员会第九次会议上明确了“十四五”是碳达峰的关键期、窗口期，需要落实几项重点工作，其中第一项任务就是“要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统”。因此，在“十二五”“十三五”的发展过程中，国家积极推进以风电、太阳能为代表的新能源的快速发展。
与此同时，高比例新能源的并网改变了电力系统中的电源构成比例，高比例新能源和高比例电力电子设备都将导致电力系统动态特性发生深刻的变化，使电力系统长期、中短期和日内平衡难度逐渐加大，使系统内出现大规模弃风弃光、稳定性下降等问题。高比例新能源电力系统亟需灵活可调度资源。鉴于国内燃煤火电机组存量巨大，通过设备或系统改造提升机组运行灵活性，对电网接纳可再生能源电力将发挥重要作用。秉持“先立后破”的能源发展观念，提升煤炭清洁高效利用水平，大力发展燃煤机组灵活性提升技术，是提升国内电力系统灵活性，保障国家能源安全，实现“双碳”目标的重要举措。2021年10月，国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》，明确指出要推进煤炭消费替代和转型升级，要加快现役机组节能升级和灵活性改造，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。同月，国家发改委、国家能源局印发《全国煤电机组改造升级实施方案》，明确提出存量煤电机组的灵活性改造应改尽改，“十四五”期间要完成2亿千瓦灵活性改造容量，增加系统调节能力3000～4000万千瓦，“十四五”期间实现煤电机组灵活制造规模1.5亿千瓦。以上政策的相继发布，充分说明了提升煤电机组灵活性对于国家能源发展的必要性与急迫性。
作为一种深度调峰灵活性改造技术，低负荷协调优化技术以实现全程自动控制为目标，是必不可少的一项内容。当前AGC及协调控制系统的投入范围一般在50%～100%额定负荷，在50%额定负荷以下区间协调调节品质较差，因此在深度调峰区间（＜50%Pe）需要考虑各燃煤机组自动投入的适用性和可靠性，经过充分研究后进行全面的热工控制系统优化升级。而目前研究工作中，建立的火电机组协调系统模型普遍是针对50%额定负荷以上工作区间的机组，部分包含低负荷运行特性的模型则是建立在APROS等仿真软件上，由于其复杂性，难以直接应用于控制策略设计。因此，需要建立针对低负荷情况下的协调简化控制模型。火电机组协调控制系统是一个典型的大迟延、大惯性、强耦合的非线性对象，对该系统设计有效的控制策略一直是研究的热点。控制策略主要包含控制结构与控制算法两部分，控制结构中较为典型的是机跟炉、炉跟机和机炉协调控制策略，控制器中获得实际应用的主要有比例积分微分控制（Proportional integral differential control， PID），自抗扰控制（Active disturbance rejection control，ADRC）和广义预测控制（Generalized predictive control，GPC）等。除此之外，基于该对象，众多学者研究了最优控制、智能控制、模糊控制、滑模控制等先进控制算法，但是由于设计过程过于复杂、繁琐，以及现场应用效果不佳等原因，限制了众多先进算法的现场应用。考虑全工况运行下控制器的鲁棒性，部分学者设计了基于多工况线性模型的鲁棒控制器以及基于非线性对象的变增益LADRC控制策略。但是以上研究首先缺少没有考虑低负荷运行特性的机组模型，其次未曾兼顾在不同负荷下机组在不同控制目标中的优化选择问题。因此，需要研究和完善在不同负荷下，体现对稳定性与快速调峰目标不同需求程度的工况自适应协调控制策略。本文在以上研究的基础上，以实际机组为例，说明低负荷协调优化技术的现场应用情况，供灵活性改造电厂参考。
1.1 主机情况
2号机组锅炉是三井巴布科克公司的标准化典型设计锅炉，型号为HG-2070/25.4-HM9。该锅炉为超临界压力变压运行、带内置式再循环泵启动系统、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、全钢架、全悬吊结构、π型紧身布置的直流锅炉。2号汽轮机为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司生产的NZK660-24.2/566/566型超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。
1.2 灵活性运行情况
在深度调峰灵活性改造前，锅炉最小技术出力为251MW，且仅在一次实验中达到，未能长期运行。原有系统中缺乏机组50%额定负荷以下的协调自动控制逻辑，当机组下降到40%时，需要切换为手动控制，增加了运行人员工作压力。此外，原有系统中对低负荷下主辅机设备的特殊故障，如稳燃、风机失速等，未能有针对性的预警手段。同时，由于燃用煤质与机组运行设备状态的变化，机组在常规负荷下的控制逻辑未能得到相应提升优化，其变负荷速率有较大提升空间。
1.3 协调控制系统现状
2号机组DCS厂家为福克斯波罗，协调控制系统现采用典型3PID加若干前馈的控制方式。经过长期运行，煤质的变化、设备运行工况偏移等原因，给水量、给煤量静态前馈、主蒸汽压力参数已经失准。目前，机组只能实现50%～100%额定负荷下的自动运行，无法参与机组深度调峰，补充30%～50%额定负荷下协调控制是必要的，可有效提升机组自动化运行水平，进而最大限度地消纳风、光等可再生能源。
2.1 主辅机设备状态监控
火电机组从常规负荷（通常为50%以上额定功率）转向长期低负荷运行时，各类辅机可能由稳定状态转向不稳定状态。由于工况的变化引起辅机各个参数发生改变，使辅机的安全性受到了一定威胁。比如当流量较低时，风机容易引发失速、喘振等异常；
磨煤机可能会因出力较低而导致振动较大，从而引起零部件的磨损；
给水泵在给水量很小的情况下运行时，水在泵体内长期受叶轮的摩擦发热，当水温升高到一定程度后，会发生汽蚀。辅机是发电厂的重要设备，当因故障而发生跳闸甚至损坏时，不仅会影响发电厂的正常生产，而且很可能造成人员的伤亡。因此，在正式实施之前，需要对低负荷下可能存在的风机、水泵、磨煤机、汽轮机、水冷壁等主辅机状态进行重点关注。于是基于大数据分析、自编码神经网络、软测量、水冷壁安全监控等技术手段，开发并安装了辅机安全监控系统、汽轮机安全监控系统、燃烧稳定性分析试验系统，对参与深度调峰的火电机组实施全方位低负荷运行的安全监控，保证低负荷试验及运行状态过程中的主辅机安全。
2.2 燃烧调整试验
首先，根据2号炉实际情况和历史运行数据建立了简化模型，并结合实际操作经验逐步实施了锅炉燃烧精细化运行调整实验，首次成功将2号机组在纯凝方式下的最小技术出力降低至198MW，并通过了第三方测试。在此期间详细记录燃烧调整过程中的风、煤、水、主汽温度、压力、锅炉四管壁温等主要参数的变化，进行再次模拟，为下一步协调控制参数调整做好准备工作。
2.3 协调系统优化控制策略研究
在燃烧调整试验的基础上，开展了协调系统优化控制研究，协调系统优化控制研究方面的技术路线如图1。首先，简化协调控制系统流程，结果如图2。基于机理分析和历史数据辨识相结合的复合建模方法，建立了低负荷协调控制系统模型，模型结果如图3。模型经过验证，平均相对误差在5%以内。然后，简化2号机组现有控制逻辑，在模型上得到复现和验证。基于该数学模型，研究智能给煤前馈构造方法，优化锅炉主控，研究宽负荷调度增益PID参数优化方法。
图1 协调系统结构简化示意图Fig.1 Simplified diagram of coordination system structure
图2 模型验证结果Fig.2 Model validation results
图3 给水参数设定曲线Fig.3 Setting curve of water supply parameters
3.1 给水系统优化调整
给水静态前馈加入30%额定负荷情况，补充逻辑内容，将给水流量最低设定值更改成合适的540t/h，避免在30%额定负荷下运行时给水量仍然为692t/h的情况，避免造成控制器调节压力过大，中间点温度波动剧烈的后果。
3.2 煤主控进行调整
补充完善30%额定负荷对应的给煤量，修改低负荷数据最低平均给煤量约145t/h，之后几次调峰过程中均大于145t/h，因此设定为148t/h，同时在0对应的位置设置为140t/h，可以在自动投运后，即便锅炉主控指令出现下降的情况下，对给煤量进行保护，最低给煤量始终保持在140t/h以上。
图4 给煤量设定曲线Fig.4 Setting curve of coal feeding capacity
3.3 压力波动允许范围进行调整
原来系统中允许的压力偏差设置为定值1.2MPa，造成机组调节过程中主蒸汽压力波动较大。为了增强主蒸汽压力在不同负荷下的控制效果，减小稳态和动态情况下主汽压的波动，现将该数值减小，同时为考虑低负荷下机组安全性，将该参数设置成随机组负荷变化，高负荷数值略大，低负荷数值略小。
3.4 增加动态给煤前馈
增强系统中原有因负荷偏差提供的前馈量，原有系统中动态量太小，难以在动态调节过程中充分调用锅炉蓄热，因此现将机组动态给煤前馈效果增强，提升机组变负荷速率。具体参数如图6。同时在系统中设置选择功能，当机组负荷高于50%额定负荷，动态前馈起作用，考虑锅炉低负荷稳燃；
当负荷低于50%额定负荷下时，动态给煤量减少或消除。
图5 主汽压力波动范围设定曲线Fig.5 Setting curve of main steam pressure fluctuation range
图6 给煤前馈设定曲线Fig.6 Coal feed forward setting curve
图7 主汽压力设定曲线Fig.7 Main steam pressure setting curve
3.5 低负荷下压力曲线调整
按照机组原有设定曲线约为11.2MPa左右，在进行的低负荷试验摸底过程中，机组低负荷压力运行在14MPa左右，手动控制方式时，主汽压力普遍在15MPa、16MPa左右，压力运行越来越高，但没有固定数值。主蒸汽压力定值影响机组效率和机组安全性，通过现场实验的方式确定低负荷下最优压力设定值，初步设置30%额定负荷下的压力为16 MPa。由于低负荷下压力设定较高会提升低负荷下的供电煤耗，因而后续将根据机组实际运行效果尝试逐步降低低负荷主汽压力。
经过电科院测试，深度调峰负荷段、低负荷和高负荷范围机组AGC控制系统功能正常，机组与中调之间的各种通讯信号正确无误。机组的负荷跟踪、出力限制、负荷的增/减速率、增/减负荷的闭锁、AGC负荷指令响应等功能正常好用，在机组CCS系统能够有效投入的情况下，AGC控制系统可以正常响应中调的负荷指令，满足电网负荷调节的需要。目前2号机组已经实现30%额定负荷（200MW）安全稳定运行，参与《东北电力辅助服务市场》深度调峰并取得了可观的补偿收益。
综上所述，火电机组深度调峰灵活性改造技术的应用具有十分重要的经济价值和社会价值。此项技术改造适合风、光、热等比较充足的寒冷供热地区，可以优化化石能源和清洁能源消耗结构，充分利用可再生新能源发电，实现减碳减排的目的。具体灵活性改造过程要了解当地环境、机组现存问题，为后续针对性的改造提供依据。
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