基于凝結水節流及熱網蓄能的循環流化床供熱機組變負荷性能研究

張開萍，高明明，張洪福，王勇，馬聰，魏光，岳光溪

（1.新能源電力系統國家重點實驗室（華北電力大學控制與計算工程學院），北京 102206；2.華電國際電力股份有限公司天津開發區分公司，天津 300270；3.清華大學能源與動力工程系，北京 100084）

目前，新能源發電在電網中的占比不斷增大，但新能源發電存在出力不穩定和供電時段受限等問題，導致了嚴重的棄風、棄光問題[1-2]。為響應國家提出的“碳達峰、碳中和”的目標，推動新能源發電的快速發展，現有裝機容量占比較大的火電機組需配合實現大量新能源發電的消納，因此對火電機組運行靈活性進行研究就顯得更為重要[3-4]。

近年來，不少研究者對提高火電機組運行靈活性提出了不同的解決途徑。基于先進控制策略的協調控制手段，在機爐協調控制上采用使用預測控制的思想，使系統更快響應AGC 指令[5]。基于機前壓力調節的鍋爐蓄熱利用實現快速變負荷，調節機前壓力，充分利用鍋爐管道的汽水蓄熱和金屬蓄熱，從而實現快速變負荷[6]。為了進一步提高火電機組的變負荷速率，部分研究者提出了短時間內減少汽輪機的抽汽量，采用凝結水節流、調節供熱抽汽實現機組輸出功率的快速調節[7-8]。

循環流化床（circulating fluidized bed，CFB）發電機組具有燃料適應性廣、污染物排放低等優勢，近年來其裝機容量不斷增加[9]。CFB 機組爐內存在大量的循環物料，低負荷燃燒穩定，更容易實現超低負荷運行。但循環物料的存在使得CFB 機組發電過程具有大遲延、大慣性，其變負荷速率相較于煤粉爐更低[10]。因此，需根據CFB 機組的運行特性，采用有效的負荷快速調節手段，進一步提高CFB 機組的運行靈活性。

本文根據對CFB 機組汽水系統的分析，建立CFB 機組的汽輪機系統、抽汽系統以及蓄熱計算模型。以超臨界350 MW CFB 供熱機組為研究對象，通過歷史穩態運行數據，計算不同工況下的機組負荷，驗證模型合理性。而后對各工況下的蓄熱定量計算，并分析其在快速變負荷中所能達到的效果。

1 CFB 機組抽汽系統介紹

1.1 抽汽系統介紹

CFB 供熱機組汽水流程如圖1 所示。

圖1 CFB 機組汽水及抽汽系統示意Fig.1 Schematic diagram of circulating fluidized bed steam-water and steam extraction system

該機組抽汽回熱加熱系統主要由3 個高壓加熱器（高加）、3 個低壓加熱器（低加）和1 個除氧器構成，從左到右依次是1—3 號高加、除氧器、5—7 號低加。來自凝汽器的凝結水經過加壓后流經熱網冷卻水加熱器，再經過分流裝置，部分凝結水進入7 號低加，部分去冷渣器，實現換熱。而煤粉爐無冷渣環節，凝結水直接進入低加進行換熱，這也是一個影響2 種不同爐型蓄熱量大小的主要因素。CFB 機組去冷渣的凝結水與進入到低加的部分凝結水在5、6 號低加之間實現混合，再經過5 號低加后，流入除氧器內部。進入除氧器的凝結水經過給水泵繼續加壓至給水壓力后依次進入3 個高加，實現換熱，而后進入省煤器。上述高加和低加的疏水依次進入下一級壓力的換熱器繼續換熱。3 號高加疏水至除氧器內部，7 號低加疏水至凝結水系統。

1.2 凝結水節流及熱網蓄能利用的快速變負荷

凝結水節流會使除氧器水位降低，凝汽器熱井水箱水位上升。而凝汽器熱井水箱容積相對較大，并且其對水位要求不嚴格，因此只需要考慮除氧器水箱水位[11]。影響除氧器內部儲水水位的主要是高加抽汽、鍋爐給水、凝結水系統給水以及除氧器抽汽這4 部分。高加抽汽在完成給水加熱后直接進入到除氧器內部，將給水維持在一定溫度，因此高加抽汽量不能改變。低加抽汽對凝結水進行加熱，并且抽汽量的多少取決于流經低加的凝結水量，通過控制凝結水流量去實現對低加抽汽的控制。同時，除氧器抽汽根據進出除氧器的汽水能量守恒，在凝結水流量改變后發生改變。除氧器抽汽作為除氧器蓄熱體的能量直接輸入，低加作為其間接輸入，調節這2 部分輸入量均可通過調節凝結水流量。因此快速切斷或降低凝結水流量，從而實現汽輪機內的做功蒸汽快速提升，最終實現機組發電負荷的提升[12]。

熱網也是相當大的一個蓄熱體[13]。熱網抽汽作為熱網能量輸入的方式，在短時間內將熱網的能量輸入降低一部分，也就是降低熱網抽汽量，對于整個熱網不會產生明顯的影響，減少的這部分抽汽可以用作汽輪機做功。

以上2 種蓄熱利用的調節方式各不相同。基于凝結水節流的間接方式和減少供熱抽汽的直接方式，分別在一定程度上實現了對除氧器及熱網蓄熱的利用，最終達到負荷快速提升。

2 數學模型

針對上述2 種快速變負荷手段，根據能量守恒以及實際汽水流程建立汽輪機側和抽汽系統的數學模型，并建立了除氧器和熱網蓄熱計算模型，探討了不同節流比例和減少最大供熱溫度下的CFB機組快速變負荷性能。

2.1 汽輪機側數學模型

根據圖1 所示的CFB 供熱機組汽水流程，機組的能量守恒方程可以用下式計算：

式中：P表示未采取調節作用的負荷計算值，MW；η1、η2表示汽輪機機械效率、發電機效率。

同時汽輪機內部工質質量守恒方程如下：

式中：Dpq表示低壓缸排汽流量，t/h。

2.2 抽汽系統數學模型

本文研究對象的回熱抽汽系統由三高三低一除氧組成。建立回熱系統中各段抽汽加熱器的數學模型，各段抽汽加熱器能量守恒方程組如下：

式中：hwi表示各段加熱器出口凝結水焓值；hdi表示各段加熱器疏水焓值；hw61、hw62表示冷渣回水前后凝結水焓值，MJ/t。

除氧器及其他環節的質量守恒方程如下：

凝結水在i號回熱加熱器完成加熱后進入i-1號加熱器。其中過熱器與再熱器中存在噴水減溫環節，這里忽略減溫水的影響，Dfw等于D0。根據式(5)、式(7)化簡為如下方程：

對于式(9)中ai、bi、ci、di，可結合式(5)—式(7)計算得到：

汽輪機抽汽主要用于回熱加熱器、汽動給水泵、熱網加熱器以及其他輔助用汽。在計算時忽略其他輔助抽汽量，根據汽輪機進出口蒸汽焓值以及抽汽損失熱量，可以計算汽輪機的發電功率。在計算得到各段抽汽量后可以進一步計算得到機組負荷。計算公式如下：

2.3 凝結水變負荷計算模型

凝結水節流，通過改變凝結水閥門開度，從而影響5—7 號回熱抽汽量。在計算凝結水節流時，CFB 機組設計有冷渣器，根據上述的汽水流程圖可知，一部分凝結水進入冷渣器去吸熱，去冷渣器凝結水流量取決于鍋爐的熱負荷。因為去冷渣器吸熱提供了相當大一部分熱量，CFB 機組實際運行過程中，冷渣器的凝結水流量根據冷渣器出口灰溫決定。因此，本文在計算可節流比例不考慮用于冷渣的凝結水流量，只以可調節凝結水流量作為凝結水節流比例的基準。

通過式(17)計算得出在改變凝結水流量后對5—7 號低加的抽汽量的改變(Di0表示調節作用后各測點流量)。

鍋爐給水流量在短時間內保持不變，根據鍋爐給水量守恒，除氧器內的汽水質量及能量方程為：

通過計算可以得到除氧器抽汽量為：

通過式(20)計算出節流后除氧器以及5—7號低加抽汽量，可以計算得到除氧器儲水消耗量(Dxh)：

根據式(10)—式(13)，計算得到在不同可調節凝結水節流比例下各段抽汽流量(Di0)。代入式(16)中，得到負荷計算值，從而計算得到負荷提升：

式中：η表示負荷提升大小，%；Pi、Pe分別表示不同調節作用下負荷計算值、機組額定負荷，MW。

根據質量守恒，為保證主蒸汽流量保證不變，首先節流后，1—3 號高加抽汽量不變，5—7 號低加抽汽和除氧器抽汽減少，此時就會消耗除氧器的儲水。除氧器可以認定為一個的圓柱體容器，如圖2 所示。

圖2 除氧器徑向截面Fig.2 Radial cross-sectional view of the deaerator

在穩定工況下除氧器水位處于正常水位線（hc2）位置，當水位達到低位水位線（即半徑hc1）時，觸發水位警報。因此在凝結水節流后，除氧器內部水位的可變區間確定，除氧器的總體積（V）一定，可以計算出除氧器可消耗儲水量（Vs）。計算如下：

在得到節流后除氧器消耗水量和除氧器可消耗水量。這里近似以除氧器儲水的密度為1 t/m3計算最大節流時間Ts：

2.4 熱網蓄能利用的變負荷計算模型

圖3 為供熱系統結構示意。熱網蓄熱利用可以通過調節熱網抽汽量實現。每個時刻，熱網循環水從熱網抽汽中吸收熱量，進而實現溫度升高。另外熱網循環水總量較大，變負荷的時間短暫，因此，只考慮某短時間對熱網供熱溫度的影響，對整個熱網蓄熱的影響較小。且認為這里的熱量交換無損失，因此得到如下守恒方程。

圖3 供熱系統結構示意Fig.3 Structural diagram of the heating system

熱網抽汽未改變前能量守恒為：

熱網抽汽調節后能量守恒為：

式中：hrw、hrw1、hrw0分別代表熱網循環水加熱前后焓值、供熱溫度變化后熱網循環水焓值，MJ/t；Drw、Dgr0分別代表熱網循環水流量、供熱溫度降低后抽汽流量，t/h。

根據壓力和溫度查表得出溫度變化前后熱網循環水焓值變化，即可得到在一定溫度調節下對循環水溫度的影響。將變化后的抽汽流量代入式(16)和式(22)，從而計算調節后的負荷和變負荷比例。

3 計算實例

根據上述數學模型計算出各段抽汽量后，再計算機組負荷。本文以某電廠1 號CFB 供熱機組為例，汽輪機型號為CZK350/295-24.2/0.4/566/566，該電廠共有2 臺超臨界350 MW 直流CFB 機組，2 臺機組共同供熱。當其中一臺機組達到滿發電負荷時，此機組無供熱抽汽，完全由另一臺機組承擔供熱。因此計算了1 號機組100%THA 無供熱，75%THA、50%THA 下帶供熱和不帶供熱，以及300 MW 負荷時3 種不同供熱抽汽量8 種不同工況下的機組負荷，以驗證上述模型的正確性，結果見表1。

表1 基于抽汽系統的機組負荷計算Tab.1 Unit load calculation based on steam extraction system

由表1 可見，在8 個不同工況下，機組的負荷計算值與實際值誤差不大，相對誤差在±1.10%以內。上述結果證明了抽汽系統數學模型的適用性，可用于基于凝結水節流及熱網蓄能利用的CFB 供熱機組快速變負荷性能研究。

影響低加抽汽量和四段抽汽量的主要因素是可節流的凝結水流量。普通煤粉爐可節流的凝結水流量主要是凝結水系統的給水量。而CFB 供熱機組來自凝結水系統的鍋爐給水經過軸封加熱器和熱網疏水加熱器后，一部分被送去冷渣器加熱，另一部分進入低溫加熱器。用于冷渣的這部分工質吸熱量較大（表2），冷渣過程工質焓升達到100 kJ/kg 左右。去冷渣凝結水流量根據排渣溫度確定，不可隨意調節。因此，在計算CFB 供熱機組凝結水節流蓄熱時，其可節流的凝結水節流量會比同等容量的煤粉爐鍋爐小。

表2 去冷渣器冷渣前后凝結水參數變化Tab.2 Changes of condensate parameters before and after the slag cooling

各工況下蓄熱計算結果見表3。由表3 可知：在不同工況下，可調節凝結水流量不一樣，凝結水流量與最大可調節負荷比例呈正相關；另外，凝結水流量也取決于各段抽汽參數。等價蓄熱量即是最大可用于參與負荷調節的蓄熱量，可以看出各工況下等價蓄熱量大小并無較大差別，主要因素是除氧器儲水可利用量。在低可調節凝結水流量情況下，其持續時間更長，但是其變負荷比例也相對較小。同時，在以上計算的多工況下，最大變負荷比例能夠達到2.95%額定負荷，而同容量的煤粉爐最高能夠達到7%額定負荷[12]。

表3 各工況下蓄熱計算結果Tab.3 Heat storage calculation results under various working conditions

根據上述結果分析可知，在相同工況（即汽輪機內的蒸汽參數近似相同）下，可調節凝結水節流量越大，負荷變化比例越大。在上述8 個工況下，均存在較大的蓄熱量，在1 000～1 600 MJ。這部分蓄熱在一定程度下都可以用于快速變負荷，但其消耗速率受限于鍋爐的可調節凝結水量。

改變凝結水流量，從而得到在不同節流比例下除氧器儲水消耗量，以及基于除氧器安全水位線的可變負荷時間，結果如圖4 和圖5 所示。

圖4 不同節流比例下變負荷比例Fig.4 The variable load ratio at different throttle ratios

圖5 不同節流比例下節流時間Fig.5 The throttle time at different throttle ratios

在凝結水實現最大節流的情況下，某些工況在一段時間內可提高負荷約3%額定負荷，持續時間約為3～10 min；并且隨著負荷變化比例減小，持續時間增大。50%THA 工況下帶供熱和不帶供熱存在明顯差異。在帶供熱的情況下，去冷渣器凝結水流量更大，導致可調節的凝結水流量僅為25.09 t/h。對于CFB 供熱機組，不能保證在所有工況下都能使用此方式進行負荷快速調節，在實際應用中還需考慮可調節凝結水流量的影響。但在多數情況下，短時間內的負荷提升仍有較好的效果。完成除氧器蓄能利用后，使負荷達到相應值，再去除凝結水節流，更快地滿足電網負荷響應要求。

在電廠年度供熱數據中，發現電廠供熱溫度在75～105 ℃變化。本文在計算熱網蓄熱利用時，將一次供熱溫度變化最大值設為5 ℃。經計算分析，電廠一次供熱溫度降低5 ℃，二次供熱溫度降低約為1.7 ℃[14]。并且溫度降低的時間維持較短，并不會對用戶產生較大影響[15]。計算了上述8 個工況之中帶供熱的4 個工況，得到負荷變化、抽汽流量減少量以及供熱溫度，結果見表4。

表4 各工況一次供熱溫度變化5 ℃后負荷變化Tab.4 The load change after primary heating temperature changes by 5 ℃ under various working conditions

在相同變化溫度下，決定負荷變化比例的因素是供熱抽汽的焓值以及此時的熱網循環水流量。在高供熱抽汽參數下可調節負荷變化比例更高，能夠達到約2.4%額定負荷。熱網循環水流量約為8 000 t/h，熱網循環水總量也相當大。常規變負荷持續時間在幾分鐘到幾十分鐘不等，在整個變負荷過程中，具有大蓄熱量的熱網能穩定提供相當一部分的能量輸出，保障這段時間的負荷的快速響應，并且對于整個熱網的影響相對較小。

以上所計算的凝結水節流變負荷和減少熱網抽汽變負荷，2 種方式能夠提供給汽輪機穩定的負荷提升。蓄能利用時，對鍋爐的負荷及能量響應情況進行分析，以反映其響應趨勢。鍋爐的熱負荷、發電負荷以及蓄能變化時序如圖6 所示。圖6 中，ΔEhs表示蓄能利用大小，Sk表示陰影部分面積。

圖6 蓄能利用下負荷響應時序Fig.6 The load response time sequence with energy storage utilization

此外，圖6 中的t1—t4時間分別解釋如下。

t1：變負荷指令發出，鍋爐熱負荷開始變化，同時凝結水系統調節閥、供熱抽汽調節閥調節，蓄能利用開始，在短時間內發電負荷快速提升。

t2：凝結水閥門以及熱網抽汽閥門調節完成，基于蓄能的利用這部分能量，使發電負荷提升。

t3：利用蓄熱后發電負荷達到預定值，鍋爐熱負荷繼續增大，并開始減少蓄能的利用。

t4：未利用蓄熱情況下，負荷達到預定值，并且鍋爐熱負荷達到與發電負荷平衡，利用蓄熱情況下，蓄能利用完全停止，此后鍋爐繼續穩定運行。圖6 中：t1—t2，完成對閥門調節；t2—t3，蓄能利用變負荷時間段，這段時間蓄能穩定減小；t3—t4，表示蓄熱利用后負荷達到預定值后，鍋爐熱負荷仍低于汽輪機所需，蓄熱利用量逐漸減少，熱負荷繼續上升。相比較下，利用抽汽系統蓄熱可以將變負荷時間提升（t4—t3）。并且提升負荷所需的這部分能量應當與蓄能利用量成正比，即：

在實際運行中，還需要根據實際工況而定。以上所計算的凝結水節流變負荷和減少熱網抽汽變負荷，2 種方式同時使用能夠提供比較可觀的負荷提升。機組供熱時，在收到變負荷指令后，立即減小凝結水流量以及供熱抽汽流量，如上述4 個帶供熱的工況下，汽輪機在調節閥門這段時間內最大負荷變化為2.60%～4.15%額定負荷，那么按照CFB 機組變負荷速率考核標準1%額定負荷/min 作為參考[16]，不計閥門調節時間，可以計算理論變負荷時間相應縮短2.60～4.15 min。機組無供熱時，上述4 個無供熱工況下，變負荷提升時間最大可達0.91～2.95 min。當然具體的時間也會根據實際工況和實際變負荷速率而不同，閥門調節約為10～30 s，也會使變負荷縮短時間減小。總體而言，2 種方式結合使用，或單獨使用一種調節方式，對于機組快速變負荷均比較有效。

4 結論

1）本文介紹了除氧器蓄熱和熱網蓄熱2 類蓄熱手段。基于凝結水節流的除氧器蓄熱約為1 000～1 600 MJ，其利用的影響因素是CFB 鍋爐獨有的冷渣環節。此環節中工質吸熱量較大，導致可調節凝結水流量受限，即對于蓄熱利用的速度受限。熱網蓄熱的利用主要影響因素是供熱溫度僅在一定范圍內變化，即可減少的供熱抽汽受限。

2）除氧器及熱網蓄熱的利用與鍋爐蓄熱不同。鍋爐蓄熱利用是直接提升變負荷速率，而本文所述的蓄熱利用則是在短時間內快速提升發電負荷，且在變負荷過程中蓄熱一直被利用，直到鍋爐熱負荷與發電負荷平衡。

3）本文所計算的8 個工況中，凝結水節流可以提升負荷達到2.95%額定負荷，減少熱網抽汽可實現2.46%額定負荷的負荷提升。2 種方式結合利用可以縮短變負荷時間最高可達4 min 左右，對于快速響應負荷效果相當可觀。