采用電極式鍋爐提高供熱機組運行靈活性的研究

袁雪峰， 馬 進， 張 芹， 莫榮超

(華北電力大學 控制與計算機工程學院，河北 保定 071003)

0 引言

我國“三北”地區電源以煤電為主，且因供熱需求，供熱機組占煤電機組比例很高。《電力發展“十三五”規劃(2016—2020年)》中第七條重點任務是加強調峰能力建設，提高系統靈活性。文中要求：“全面推動煤電機組靈活性改造。實施煤電機組調峰能力提升工程，充分借鑒國際火電靈活性相關經驗，加快推動北方地區熱電機組儲熱改造和純凝機組靈活性改造試點示范及推廣應用[1]。某發電集團關于火電靈活性要求：“研究機組寬負荷范圍下的協調控制系統優化技術；研究機組快速啟動、快速升降和快速變負荷技術……”。

供熱機組“以熱定電”的約束使電功率較高，系統調峰困難。火電機組通過改變燃料量來調節負荷的速率通常較慢，通過配置大型電鍋爐可快速調整電功耗降低熱電廠的強迫出力和上網負荷，達到快速變負荷的目的[2～7]。降低熱電機組出力同時，開啟電鍋爐，既可以快速降低上網電負荷，又可以利用電鍋爐供熱來彌補減少的供熱量，增寬機組負荷變化范圍，顯著提高熱電機組的靈活性。利用電極浸入式鍋爐數學模型與供熱機組簡化模型，分別研究其動態特性，并對電鍋爐協調供熱機組快速、寬范圍降負荷進行理論研究。

1 參考模型

1.1 電鍋爐模型

電極式鍋爐具有啟停速度快、生產效率高、安裝空間小、綠色環保等優點。電極浸入式鍋爐本體主要有內筒、外筒、三相電極、循環泵和給水泵構成，通過以高壓電極加熱內筒帶有電導率的爐水產生蒸汽，循環泵將外筒水補充到內筒以調節電功率，給水泵補充總水量。電鍋爐具有快速啟動、電功率較大且產生高品質蒸汽的特性，理論上能提高供熱機組靈活性。電極式鍋爐的基本工作原理結構如圖1所示，將三相電極插入內筒具有一定電導率的水中，將水作為電阻。電流流過導電的水中產生熱量加熱水。電鍋爐結構上主要由兩部分環節組成。

圖1 電極浸入式鍋爐原理圖

(1)內筒：電鍋爐內筒是產生蒸汽的設備，三相電極浸沒在具有一定電導率的爐水中，爐水相當于電阻，在滿足啟動條件時通以10 kV電壓用于加熱爐水產生蒸汽。鍋爐通過循環水泵補充內筒水量維持水位，并通過內筒排水閥將高電導率的水排到外筒。鍋爐內筒水位主要用來調節電鍋爐功率，通過電功率與設定值偏差來調節循環泵補水閥門，總水量則通過計算內外筒水質量之和來調節給水閥。

(2)外筒:鍋爐正常運行時鍋爐內外筒水量恒定，因此需要通過控制給水泵出口閥門補水維持電鍋爐內總水量恒定。爐水為磷酸三鈉溶液，通過加藥泵將藥液與給水混合成稀濃度具有一定電導率的溶液通往外筒，循環泵將外筒溶液通往內筒補充內筒蒸發的水量。

根據機理建模方法，利用質量能量守恒對額定功率15 MW電極浸入式鍋爐物理過程建立模型，如式(1)～(11)。

(1)

式中：MU為內筒存液量，kg；WEcir為循環泵流量,kg/h；Wsu為內筒蒸發流量，kg/h；WIcir為內筒下泄流量，kg/h；WUevap為內筒動態蒸發流量，kg/h。

(2)

式中：HU為內筒水焓值，kJ/kg；HG為飽和水焓值，kJ/kg；HB為外筒水焓值，kJ/kg；Q為電極加熱量，kJ。

(3)

式中：LU為內筒液位，mm；ρU為內筒爐水密度，kg/m3。

WUevap=Ke(HU-HG)

(4)

式中：Ke為動態蒸發系數。

(5)

式中：Wfw為內筒蒸汽蒸發量；WBevap為外筒動態蒸發量。

(6)

(7)

(8)

(9)

(10)

式中：Λm摩爾電導率，S·m2·mol-1；c為溶液摩爾濃度，mol/m3。

(11)

式中：L為圓柱電極在水中的長度，m；ρ為水的電阻率，Ω·m；P為三相水阻總功率，kW；UΦ為相電壓，kV；b為電極軸心與中心距離,m；d為電極橫截面直徑，m；R為圓筒容器半徑，m。

此模型中，式(1)～(4)描述內筒質量、能量平衡過程，式(5)～(8)描述外筒、能量平衡過程，式(9)描述蒸汽區質量平衡過程，式(10)(11)描述電導率及功率模型。此模型能夠復現電極浸入式鍋爐全過程主要動態特性。

1.2 供熱機組模型

供熱機組以背壓式和抽汽式為主，且近年來新建300～600 MW機組多為抽汽式機組[5]。典型的抽汽式供熱機組供熱抽汽來自中壓缸，一部分經調節蝶閥流入低壓缸做功，另一部分經止逆閥、快開閥、隔離閥進入熱網加熱器提供供熱熱源，冷卻后經熱網疏水泵送往除氧器[6]。熱網循環水經熱網循環泵升壓后由熱網管道送至各個二級換熱站，釋放熱量后返回熱網加熱器。抽汽式機組具備供熱負荷與發電負荷獨立調節手段，在保證熱網出口水溫和汽輪機低壓缸最小流量指標下，具備在一定范圍內調節發電負荷的能力[7]。

對于供熱機組模型，根據文獻[11,12]將直吹式制粉系統純凝汽式300～600 MW汽包鍋爐單元機組的負荷—壓力動態模型簡化為三輸入三輸出多變量系統，如式(12)～(17)。

rM=uB(t-τ)

(12)

式中：rM為磨煤機實際煤量，kg/s；uB為燃料量，kg/s。

TfdrB/dt=-rB+rM

(13)

式中：Tf為制粉慣性時間；rM為磨煤機實際煤量，kg/s；rB為鍋爐燃燒效率，%。

CbdpB/dt=-K3pTuT+K1rB

(14)

式中：Cb為鍋爐蓄熱系數；PB為汽包壓力參數，MPa；PT為汽輪機前壓力，MPa；uT為汽輪機調門開度，%。

(15)

式中：Tt為汽輪機動態時間；NE為機組發電負荷，MW；uH為調節蝶閥開度，%。

pT=pB-K2(K1rB)1.5

(16)

p1=0.01pTuT

(17)

模型包含4個靜態參數：K1為燃料增益，K2為過熱器阻力系數，K3為汽輪機增益，K4為調節蝶閥開度折算發電負荷的系數，K4(100-uH)NE為供熱抽汽流量。此模型已經被驗證能夠復現大負荷范圍內純凝汽式機組負荷—壓力對象的主要動態特性和非線性特性。

2 聯合模型機理分析

2.1 電鍋爐接線分析

電鍋爐協調供熱機組主要體現在維持供熱量基本不變的前提下，在供熱機組原有變負荷速率基礎上，通過開啟電鍋爐，電鍋爐消耗發電機出口功率，增大變負荷速率，使上網負荷快速變化。當供熱機組達到原來的最小出力，由于電鍋爐又產生供熱蒸汽，可解耦“熱電耦合”，可進一步降低供熱機組強制出力，從而參與電網調頻調峰。

電鍋爐消耗電能來自于供熱機組發電機出口，開啟電鍋爐就可減少上網功率，電鍋爐接線形式如圖2所示。

圖2 電鍋爐用電接線形式

其中功率守恒的公式為：

Pg=Pc+PMTHP+ΔP

(18)

Pg=Peb+Pc+PMTHP+ΔP

(19)

其中(18)式為不帶電鍋爐的情況，(19)式為加裝電鍋爐的情況，式中：Pg代表火電單元機組發出的有功功率；Peb為電極式鍋爐消耗的有功功率；Pc代表發電廠廠用電負荷；PMTHP為主變高壓側有功功率(即送入電網的有功功率)；ΔP為有功功率損耗。對于供熱機組，廠用電率(廠用電占發電機出口百分比)約為8.6%[13]。因此，實際上網功率為PMTHP=Pg(1-0.086 )-Peb。

上網有功功率的實時負荷變化率由式(20)求出。

0.914·|ΔPg|+|ΔPeb|

(20)

式中：t1、t2為兩個相鄰時刻，MW/min。其中，0.914 ·|ΔPg|為供熱機組上網負荷變化率。

由式(20)可知，電鍋爐可改變供熱機組上網負荷變化率，因此采用電鍋爐協調供熱機組的方法要根據電鍋爐和機組上網負荷變化率分配調節負荷量。例如，供熱機組上網負荷變化率為8.23 MW/min，電鍋爐上網負荷變化率為3 MW/min，當要求發電機負荷變化20 MW時，對應上網負荷變化18.28 MW，應按比例分配給供熱機組降低上網負荷13.4 MW，折合發電機負荷降低14.66 MW；分配給電鍋爐提高負荷4.88 MW，維持負荷變化量一定。電鍋爐和供熱機組負荷變化量可按式(21)計算。

(21)

式中：ΔPseb為電鍋爐負荷變化量，MW；Kpeb為電鍋爐上網負荷變化率，MW/min；ΔPseb為電鍋爐負荷變化量，MW；Kpg為電鍋爐上網負荷變化率，MW/min；ΔPsg為電鍋爐負荷變化量，MW。

2.2 供熱量分析

抽汽式供熱機組中壓缸排氣分為兩部分，一部分通過調節蝶閥進入低壓缸繼續做功，一部分通往換熱器進行供熱，通過調節蝶閥可控制中壓缸供汽壓力，進而調節熱網循環水出水溫度。由于供熱機組進入熱網壓力較高，電鍋爐蒸汽出口壓力較小，因此供熱機組供熱抽汽與電鍋爐蒸汽出口采用不同的換熱器。利用熱網慣性較大這一特點，在啟動電鍋爐短時間內供熱波動對熱網供熱品質影響較小。

2.3 模型實例

根據某電廠實際安裝的電鍋爐為依據，選擇額定功率15 MW電鍋爐為研究對象。其結構參數及對象本身特征參數如表1所示。

供熱機組以型號為HG-1025/17.5-YM11，汽輪機型號為C300/235-16.7/537/537。在額定負荷下機組主要設計參數見表2，汽輪機高調門開度根據汽輪機一級壓力與汽輪機前壓力比值計算得到，調節蝶閥開度按照汽輪機低壓缸進氣流量與汽輪機中壓缸排氣流量比值計算得到[10]。

表1 鍋爐性能參數

表2 額定負荷供熱機組主要設計參數

3 電鍋爐及供熱機組特性分析

3.1 電鍋爐特性分析

一般大型電極浸入式電鍋爐輸入電功率控制主要采用反向模式，通過調節液位、水質和溫度間接控制電功率。電功率與熱功率成線性比例關系，調節范圍達到了1%～100%(0.15～ 15 MW)[14～16]。電鍋爐電功率和熱功率基本一致，散熱很少。

電極浸入式電鍋爐主要加熱方式是高壓電極加熱，在外筒裝有電加熱管使電鍋爐處于熱備用狀態。鍋爐采用內外筒結構，調高了加熱效率，充分利用了內筒散發熱量。為防止鍋爐升溫過快導致內部陶瓷絕緣件發生斷裂，溫升速率應控制在3 ℃/min，最大負荷變化率不超過4.3 MW/min。采用PID控制器，內筒液位控制電功率，蒸汽出口閥門控制蒸汽壓力，在額定工況下調整控制器參數。圖3給出了在發電負荷指令擾動下的控制品質，電鍋爐電功率負荷指令以3 MW/min的速率由13 MW升至15 MW、蒸汽溫度維持145 ℃時各輸出的變化情況。

圖3 電鍋爐響應曲線

3.2 供熱機組特性分析

對于300～600 MW亞臨界純凝汽式機組在非供熱工況下，調節蝶閥為100%。供熱工況下，供熱負荷隨調節蝶閥減小而增大，機組最小發電負荷取決于保證低壓缸最小流量的發電負荷。由于“以熱定電”限制的存在，供熱機組為保證抽汽量，發電負荷范圍減小，如圖4所示不同抽汽流量對應發電負荷。對于文中300 MW機組在額定供熱負荷下，發電負荷調節范圍為180～235 MW。圖5陰影部分為某300 MW供熱機組在不同調節蝶閥開度下發電負荷調節范圍。

圖4 供熱機組發電負荷與抽汽量關系圖

圖5 調節蝶閥開度與發電負荷調節范圍關系圖

供熱機組控制系統文中采用最常用的爐跟機方案分析機組特性，鍋爐給煤量控制機前壓力，汽機調門開度控制發電負荷，抽汽調節閥控制汽輪機抽汽壓力。爐側和機側均采用PID控制器。圖6給出了供熱抽汽流量受控工況下(維持供熱量不變)，其他輸入不變，機組負荷指令由235 MW以9 MW/min的速率降低至225 MW時，機前壓力、機組發電負荷和抽汽流量響應曲線。

圖6 供熱機組響應曲線

4 提高供熱機組靈活性

4.1 可行性分析

新能源大規模并網，電網對供熱機組的調頻調峰能力提出了更高的要求。主要體現在自動發電控制(AGC)要求變負荷速率和范圍的增加。以電鍋爐協調供熱機組能夠顯著提高變負荷速率和增大變負荷寬度，提高機組靈活性。基本思路是當AGC指令需要供熱機組降負荷時，機組降負荷的同時開啟電鍋爐，一方面消耗部分發出的電量，增大變負荷速率；另一方面產生蒸汽進行供熱，解耦機組部分必發電量，降低發電負荷下限，對二次調頻性能有較大提升。

電鍋爐利用廠用電供電，并通過電力市場化交易機制，將電制暖的耗電量與域內風企業進行發電權替代交易，分配收益。電鍋爐主要在棄風時間段開啟，避免了不經濟的電熱轉換。供熱機組降低發電負荷，減少煤量消耗，同時讓更多風電上網，減少了可再生能源的浪費。

4.2 采用電鍋爐提高供熱機組降負荷速率

供熱機組配置電鍋爐可在原有的變負荷速率的基礎上，通過消耗發電機出口功率，減少上網負荷。圖7給出了供熱機組降負荷曲線與采用電鍋爐的機組降負荷曲線對比，其中供熱機組供熱流量保持不變、上網負荷恒定。A線為供熱機組負荷指令以9 MW/min速率從235 MW降至215 MW，實際上網負荷變化速率為8.23 MW/min；B線為供熱機組負荷指令以9 MW/min速率從235 MW降至220.3 MW，電鍋爐功率指令以3 MW/min 從0 MW升至4.88 MW，實際上網負荷變化率為11.23 MW/min。從圖7中可以明顯地看出，在保證供熱量基本不變的前提下，利用電鍋爐聯合供熱機組可以快速降負荷，使降負荷速率提高。

圖7 電鍋爐協調供熱機組與供熱機組響應曲線對比

4.3 采用電鍋爐增寬供熱機組調負荷范圍

寬范圍調整負荷主要通過兩方面實現：

(1)電鍋爐產生蒸汽用于供熱，在原供熱機組供熱抽汽不變前提下加入電鍋爐會增加供熱量。供熱機組減少的抽汽熱量等于電鍋爐蒸汽供熱量，若電鍋爐以15 MW功率運行，即需要減少供熱機組抽汽流量5.46 kg/s，解耦了部分必發電量，如圖8保證低壓缸最小流量的工況下，可進一步降低發電負荷下限11.5 MW。

圖8 電鍋爐降低供熱機組發電負荷下限

(2)電鍋爐通過消耗發電機出口功率降低上網負荷，電鍋爐消耗電量等于少上網電量。圖9給出在供熱機組額定供熱工況下，配置電鍋爐進一步降低上網負荷下限。

圖9 電鍋爐降低供熱機組上網負荷

對于一臺300 MW供熱機組配置一臺15 MW電鍋爐，在保證額定供熱工況下，利用電鍋爐協調供熱機組可以在原有基礎上增大負荷調節范圍，降低發電負荷下限和上網負荷下限。因此，在允許發電負荷變化范圍內，采用電鍋爐明顯提高供熱機組靈活性。

5 結論

(1)以電極浸入式鍋爐和供熱機組為研究對象，確定了數學模型，對電鍋爐和供熱機組聯合模型機理進行分析。

(2)通過模型實例進行了仿真實驗，研究了電鍋爐與供熱機組升降負荷過程的負荷變化速率及變化范圍、抽汽流量等參數特性。

(3)通過對電鍋爐聯合供熱機組模型仿真證明：電鍋爐在供熱機組供熱工況下，可明顯提高供熱機組變負荷速率，增大降負荷范圍，提高供熱機組調頻調峰能力。