基于热力系统调整的提高机组一次调频性能的措施

陈美玲,施秋实,张晨辰,朱星瑶,曹未希,徐开元,葛晓霞

(南京工程学院 能源与动力工程学院，江苏 南京 211167)

0 前 言

随着我国经济进入高质量发展阶段，产业结构逐步调整，用电负荷谷峰差增大，电能供过于求；由于降低碳排放的目标和需求，我国大力发展新能源如风能、太阳能等，这些能源都具有随机性、间歇性，可控性较差等特点；另外，近年来国家出台“上大压小”政策，机组以大容量、高参数为主，这些机组没有汽包等能提供足够水容积的系统，蓄热能力降低，机组耦合性强，对稳定性要求高，对变负荷适应能力不强[1]。目前电网调频主要分为一次调频、二次调频。一次调频指并网运行发电机组在电网频率发生波动时根据系统静态特性曲线通过控制调节汽门开度自动、快速改变机组功率，阻止电网频率偏差的进一步恶化。一次调频是有差调节，响应速度快，调节时间短，是系统应对电网小频差波动的主要和重要手段[2]。为了保证电网的稳定运行，保持发电厂与用户之间的供需平衡，发电机组的一次调频能力急需提升。本文介绍储能装置参与一次调频方法，重点分析基于热力系统调整的一次调频能力的策略和方法。

1 一次调频的问题

目前，所有火力发电机组都配备了汽轮机数字电液控制系统(DEH)，并配备了一、二次频率调制自动发电控制(AGC)功能，一般是通过汽轮机调节汽门开度变化进行一次调频。然而，在新常态的背景下，传统的频率调制战略的实际频率调制能力并不理想，需要改进以适应新的需要。传统的调频办法受机组设计工况和设备经济性、安全性因素等的限制，具有响应速度慢、爬坡速度受限、协调控制品质差、信号精度低、调频动作幅度不足、持续性差以及偏离设计工况经济性差等问题[3]。

2 利用储能系统的调频控制策略

新能源加入火电厂的巨大潜力和自身局限也刺激了储能技术的快速发展。目前储能技术包括物理储能、电化学储能、电磁储能和相变储能，储能电站具有跟踪计划、削峰填谷、平滑出力、系统调频的功能，可以实现风、光、储多时间尺度的出力互补，提高电力系统消纳新能源和稳定电网频率的能力。

许多储能装置如电池储能、超级电容器储能、飞轮储能等，具有响应速度快、爬坡能力强、充放电灵活、可塑性强的优点[4]，在电网功率供需不平衡时，可以在1秒内快速放出或者吸收功率，使电网频率迅速稳定在合理范围内。飞轮储能属于功率型储能，瞬时功率大，适合高频次充放电；电池储能属于能量型储能，容量大。通过合理的配比方案和控制策略将飞轮储能和锂电池储能相结合，利用飞轮储能高循环使用次数的能力承担大部分调频需求，锂电池储能作为能量补充。这种混合储能的方案设计可以从源头解决锂电池因频繁动作导致的电芯着火及爆炸事故，在保障储能设备安全利用的同时兼顾经济性和性价比。

周丹等人提出一种含储能系统的一次调频策略，对储能系统参与一次调频的区域建立等效模型，分析幅频特性，再根据帕德算法(PADE法)计算出调频参数[5]，可以使调频幅度更加精确。电池储能系统的响应速度能够达到机组的60倍，少量的储能辅助调频有利于提高系统的整体调频能力[6]。

3 基于机组热力系统的优化调频策略

3.1 低压加热器抽汽量调频

低压加热器抽汽量调频是利用低压加热器中回热抽汽的蓄热，使机组的出力快速改变，包含低压加热器节流和凝结水节流。凝结水节流是通过控制凝结水调节阀开度来调整凝结水流量。当外界负荷降低时，开大调节阀，增加凝结水流量，将凝结水加热到相同温度需要更多的热量，此时各级低压加热器的抽汽增加，汽轮机中压缸的蒸汽流量减少，机组出力降低。低压加热器节流是直接通过控制低压加热器抽汽调节阀来改变抽汽量，从而达到改变机组出力的目的，其本质与凝结水节流相同，调节速度更快。此方法可以在凝结水调节阀开度较大的情况下完成调频，节流损失小，双向调剂可行性高，但节流的时间和幅度受除氧器和凝汽器水位的限制。凝结水节流策略经济性好，但低压加热器抽汽做功能力不足，负荷持续性稍弱，可以作为辅助调频手段增强机组的调频能力[7]。

3.2 高低压旁路改造

通过在汽轮机旁路系统原有基础上加装减温减压装置，将一部分新蒸汽经过减温减压后直接用于供热从而实现热电解耦，提高机组在低负荷运行时的供热能力。当外界电负荷降低时，由于供热能力与供电能力相互耦合，因此机组供热能力也相应下降，此时启动旁路供热系统，新蒸汽通过高压旁路→再热器→低压旁路→减温减压器→热网加热器的路径进行供热，填补抽汽供热的空缺部分，满足热用户需要，实现热电解耦[8]。

旁路系统改造由高压旁路改造和低压旁路改造组成。高压旁路又称一级旁路，即新蒸汽绕过汽轮机高压缸直接进入再热冷段，高压旁路设计的初衷是在机组启停时预热和保护机组，而机组启停频率很低，高压旁路的使用率也非常低。经过改造，高压旁路的使用率大大提升，因此其安全性成为一个较大的问题。正常运行时高压旁路门前后压差较大，阀门的密封系统存在较大的安全隐患[9]，因此部分电厂仅采用低压旁路改造。

3.3 高压加热器旁路调频

高压加热器管束内的水压远高于筒体内的汽压，若运行中出现管束破裂、泄漏问题，高压力水会沿抽汽管道倒流入汽轮机，造成严重事故。通常高压加热器配备的是大旁路，目的是防止蒸汽涡轮的水流入、加热器的过压和锅炉断水。高压加热器旁路调频是利用在高压加热器进出口两端增设旁路系统，在旁路进水侧上设置调节阀，启动时改变给水流向，使部分给水不经由被旁路的高压加热器，旁路部分给水流量变化引起高压加热器给水流量变化，由于自平衡原理抽汽量随之变化，从而实现调频。由于高压加热器壳侧压力基本保持不变，高压加热器温度变化不大，安全性较好。

显然，随着机组负荷的增加，高压大旁路的调频能力也会增大，但同时，高压大旁路缺点是内效率较低，热经济性较差。对于独立设置的小旁路，1号高压加热器和2号高压加热器调节效果更明显，3、4号高压加热器调整了旁路给水流量时，其最终给水仍需经由前级高压加热器加热，缩减了本级抽汽的同时，增大了前级的抽汽，故效果略差。因此，大旁路的调频能力最强，但对各级加热器的影响热冲击较小，而单独的1号2号高压加热器旁路调频能力虽然略弱，热冲击相比较大，但内效率更优，热耗更低。相同频率扰动下，高压加热器给水旁路有功功率的调节量比低压加热器抽汽调节量要大，但随着扰动量的增加，快速性和有效性降低，无偏性提高[10]。

3.4 补汽阀辅助调频

当机组调节阀开度都已开到最大时，由于高压缸前几级抽汽，进入后几级的蒸汽流量减少，为弥补汽轮机做功不足，开启补汽阀，蒸汽经补汽阀后，进入高压缸的后几级(一般为第五级)继续膨胀做功，以提高机组的出力。补汽阀调频响应速度快，阀门开启，机组的带负荷能力会得到提高，但是同时会使高压调门后压力上升，主蒸汽流量被排挤，主蒸汽流速降低；汽轮机在高压转子部分的轴系振动会加剧，高压缸排汽压力和温度均有所升高，因此机组高压缸的热效率会降低，经济性变差。故补汽阀参与调频多用于理论和实验室研究，实际中可以作为辅助或者补充手段用于调频。

3.5 循环水量调频

调整进出汽轮机组的蒸汽参数可以有效地改变蒸汽在汽轮机组内的做功量。若在其他参数一定的情况下，改变出口蒸汽的参数，即可快速改变蒸汽做功。循环水入口温升和凝汽器传热端差是决定凝汽器压力的主要因素[11]，其中凝汽器传热端差主要受限于凝汽器固有属性，在进行幅度不大的循环水流量调节时，通常传热端差不会出现明显变化。根据目前研究，冷却工质流量的变化对于机组的凝汽器内汽侧压力的影响是及时的。故调节循环水流量即可调整循环水温升，而在凝汽器传热端差不大幅变动的情况下，即可控制凝汽器汽侧压力[12]。调节汽测背压即可达到调整汽轮机排汽参数的目的，从而改变蒸汽在汽轮机内的做功量达到调频的目的，但蒸汽的做功调整量需要与水泵的耗电量改变比较从而保证经济性。凝汽器存在最佳真空，即在此状态下最有利于效率和发电效益。故运用背压调频存在偏离经济性最优的缺点，并且为保障机组和凝汽器等辅助设备的运行安全，凝汽器的汽侧压力调整存在上下限且有变动速度限制。故此调频方法主要应用于频率高，即机组负荷需要降低，且其他调频手段不能及时完成调频目标时，调节给水流量略微偏离最佳工况使发电量减少。对于空冷机组，调整变频风机的风机转速，使其略微偏离最佳工况，同样可以提高调频能力。

3.6 0号高压加热器

0号高压加热器指串联在1号高压加热器下游的加热器，目前0号高压加热器有两种配汽，一种直接在主蒸汽管道或补气阀后抽汽，另一种从高压缸打孔抽汽，两者都采用调节门调整压力，最终目的都是提高低负荷状态时的给水温度。当实际电网频率与额定频率的频差超过预定值时，通过抽汽调门的快速动作来改变抽汽量，汽轮机做功能力进而发生变化，机组负荷改变。减少抽汽量会引起高压加热器出口水温的下降，利用省煤器的蓄热能力对给水吸(放)热，可以缓冲这一影响，避免抽汽调频对机组正常运行工况的影响。多次实验表明，660 MW汽轮机组实际负荷响应能力在5～7 MW之间，可以有效提高机组一次调频性能，尤其在低负荷工况下利用其低频加负荷能力，具有较强的实用性[13]。部分机组处于低负荷工作状态时主蒸汽、再热蒸汽温度比高负荷运行时要低，因而会降低机组的经济性，增加0号高压加热器的数量后可以提高低负荷状态下锅炉的给水温度，省煤器的出口烟温，锅炉的排烟温度，按照脱硝电价补偿政策可以改善机组低负荷运行经济性[14]。

考虑到加热器频繁切入切出容易出现本体泄露和热应力疲劳损伤等问题，0号高压加热器不参与日常小幅度的一次调频，在频差变化幅度较大时动作，弥补火电机组亟需的低频加负荷能力。

3.7 高压加热器的可调式抽汽

在高压加热器的抽汽管道上增加抽汽调节阀或者在疏水管道上增加阀门。在机组负荷变动时，通过调整该阀门的开度直接调整抽汽流量或者调整疏水流量，以间接调整需要的抽汽流量，可以提高机组调频幅度，提高机组的快速响应负荷能力。阀门的开度应长期保持在较大开度上以尽可能地减少压损，避免对经济性造成较大的影响。高压加热器的可调式抽汽本质上就是利用加热器内的蓄热能力，相比低压加热器抽汽参数高，做功能力强，可以提高一次调频的宽度，但由于缺乏除氧器这样的缓冲容器，减少高压加热器抽汽调节负荷必然会降低给水温度，导致机组热耗增大，循环热效率下降，经济性降低[15]。此外也可以增加疏水调节阀门，通过调整疏水流量暂态的间接改变蒸汽流量而不至使抽汽产生压损改善经济性，但此方案调频响应比抽汽管道设阀门方案略慢。

3.8 相关调频方式的调频能力试验结果

根据某超超临界1 000 MW 机组800 MW负荷下凝结水节流试验，当锅炉系统稳定，汽轮机调节阀开度不变时，凝结水流量从1 602 t/h迅速减小到1 021 t/h，机组出力从815 MW 增加到836 MW，负荷响应时间仅3s，负荷改变后持续30s以上[16]。可见，凝结水节流策略响应快速，但负荷持续性稍弱，可以作为辅助调频手段增强机组的调频能力。

某超超临界1 050 MW燃煤机组给水小旁路一次调频试验结果表明：机组原本负荷越高，高压加热器旁路调频调负荷能力越强；高压加热器旁路调节的响应速度在前期较慢，但增加机组出力的幅度较大；省煤器出口温度不变，说明省煤器的强大蓄热能力，这为该调频策略提供可行性保障[7]。

某1 000 MW机组在900 MW负荷进行一次调频对比试验，补汽调节阀阀位限制在20%，强制改变汽轮机转速至2 989 r/min，1 min后恢复至3 000 r/min，试验结果：没有补汽调节阀参与的一次调频在动作前后机组实际功率从900.916 MW上升到939.127 MW；有补汽调节阀参与的一次调频在动作前后机组实际功率从899.204 MW上升到952.613 MW。说明补汽调节阀对调频调负荷贡献较大[7]。

4 速度不等率的函数优化

速度不等率是DEH系统的主要指标之一，一次调频能力和它有着密切联系。当电力系统供需发生变化时，会产生功率差，参与调频的机组根据功率差值调节阀门开度的大小，从而响应外界负荷的变化，稳定电网频率。当机组频率浮动时，每台机组有功功率的调节量不同，其取值主要根据调速系统的速度不等率来决定，速度不等率低于3%易引起调节系统动荡，甚至强烈振荡，从而影响机组运行的稳定性和使用的安全性；反之，速度变动率如果大于6%，调节系统比较稳定，调频能力下降。目前速度不等率常用4.5%～5.5%，李恒等人提出将速度不等率设定为以实际功率与额定功率之差为自变量的函数，当频差较小时将速度不等率取大些可以提高系统稳定性，频差较大时将速度不等率取小些可以提高系统快速性，频差函数可以更加准确的反映和应对外界负荷的变化，从而可以提高机组一次调频能力。

曹旭等人提出的快动缓回、分段不等率、负荷修正、时间修正方法，大大提高了一次调频的响应参数达标率。分段不等率是指当转速偏差在(-2.4，-2.1)、(2.1,2.4)偏差较低时，将速度变动率调低设为3%，在(-3.6，-2.4)、(2.4，3.6)偏差较大时速度变动率调高一些设为3.3%，增强了低频差段的调频效果；快动缓回不仅保证了一次调频的快速性，而且在频率的恢复过程中，限制调频随频差恢复的作用速度从而保证了调频电量；压力修正和时间修正分别补偿实际主蒸汽压力偏差对应的频差和从时间角度补偿的频差[17]。

5 结 语

随着可再生能源发电占有份额的不断增长，传统燃煤机组发电总量下降，被迫转为调峰机组，电网运行的稳定性受到冲击，机组的灵活运行和负荷快速响应压力不断增大。本文针对提高机组一次调频性能，阐述了当前一次调频的问题，分析了提高一次调频能力的方法及特点，说明了相关调频方式的调频能力试验结果。

目前，现有的一次调频技术参与负荷调节能力仍然受各因素影响，如何在保证设备长期安全稳定运行的情况下进一步提高调峰的深度和响应速度，尚需要在实践和理论探索中不断进行深入研究。