风煤比对超超临界机组变负荷瞬态特性的影响

在双碳战略引领下，中国正在构建以新能源为主体的新型电力系统，电力系统正朝着高比例新能源方向发展，燃煤发电将面临日益艰巨的电网深度及快速变负荷调峰任务。提升机组运行灵活性及运行能效是燃煤发电面临的技术需求，燃煤机组灵活运行体现在低负荷深度调峰和快速变负荷两方面。二次再热超超临界燃煤机组具备发电效率高、污染物排放低等技术优势，在燃煤发电装机规模中逐渐壮大。但二次再热燃煤机组较同等级一次再热机组具有更多的受热面，不同受热面之间交错复杂，致使各受热面汽温精确控制难度大。此外，二次再热系统运行压力较低，相同温度下，二次再热器内的汽水工质的导热特性差、比容大，使得二次再热系统汽水侧的传热性能较差，加剧了快速变负荷过程中蒸汽温度的控制难度。

（来源：《中国电力》作者：张永, 尹朝强, 刘宇钢, 张斌，莫春鸿，王朝阳）

《中国电力》2024年第3期刊发了张永等人撰写的《风煤比对超超临界机组变负荷瞬态特性的影响》一文。文章针对风煤比动态调整对660 MW超超临界二次再热燃煤机组瞬态特性的影响规律展开了研究，为二次再热机组调峰瞬态运行蒸汽温度控制及瞬态节能理论奠定基础。

摘要

为获得风煤比对燃煤机组变负荷瞬态调峰特性的影响规律，基于660 MW超超临界二次再热燃煤机组动态模型，研究了风煤比对主再热汽温、减温水喷水量及瞬态发电能耗的影响，提出了在不同变负荷速率下汽温控制效果和发电能效的风煤比优化控制方案。结果表明：变负荷瞬态过程中，采用较大的风煤比有利于提高主再热汽温控制效果，但瞬态过程的平均发电煤耗率高。当变负荷速率在1%/min以内时，优先采用较小的风煤比可使机组瞬态过程平均发电煤耗率下降1.2 g/(kW·h)；当变负荷速率在2%~3%/min时，优先采用较高的风煤比，可保证主再热汽温偏差控制在10 ℃以内。

01

超超临界二次再热燃煤机组模型

1.1 热力系统介绍

本文研究对象为660 MW超超临界二次再热燃煤机组热力系统，如图1所示。锅炉为尾部三烟道π型煤粉炉，不同工况下工质温度、压力等关键参数如表1所示，燃用煤种的工业分析和元素分析如表2所示。汽轮机为四缸四排汽，包括超高压缸、高压缸、中压缸和低压缸。回热系统包含4个高压加热器、1个除氧器和5个低压加热器。给水泵由小汽机带动，小汽机排汽进入凝汽器。

图1 超超临界二次再热燃煤机组热力系统

Fig.1 The thermal system of the ultra-supercritical double reheat coal-fired power plant

表1 锅炉各受热面热力参数

Table 1 Thermal parameters of each heat surface in the boiler

表2 煤的工业分析和元素分析（收到基）

Table 2 Proximate and ultimate analyses of coal (as received)

1.2 热力系统建模

GSE是热力系统动态仿真软件，软件内汽液两相计算部分采用双流体六方程模型，可满足热力系统仿真需要。本文采用GSE软件对研究对象开展动态建模，锅炉模型和汽轮机模型分别如图2和图3所示。热力系统动态模型可靠性及准确性在之前的工作中已完成验证。基于以上动态模型，开展送风和燃料量动态调整对机组瞬态过程热力特性影响规律的研究。

图2 锅炉系统模型

Fig.2 Model of the boiler system

图3 汽轮机系统模型

Fig.3 Model of the turbine system

02

瞬态运行优化与理论分析

机组在变负荷过程中，通过风水煤的协同控制保障机组输出功率和运行安全。在现役燃煤机组中，大多数机组协调控制系统为两级递阶控制，即“机炉协调级”+“基础控制级”。其中协调级向锅炉系统和汽轮机系统发送负荷主控指令，汽轮机指令主要包括调节阀开度，锅炉指令主要包含送风、给水、给煤速率指令。其中，送风量受空燃比设定值的影响。

2.1 风量对机组热力学特性的影响

燃煤机组烟风侧运行状态主要受到风煤比影响，一次风将煤粉干燥并输送煤粉到炉膛中，二次风主要为燃料燃烧提供氧量。过量空气系数α用于描述实际送风量与理论空气量之比。当α偏低时，易导致锅炉燃烧不充分、锅炉不完全燃烧热损失较大；当α偏高时，将导致锅炉的排烟热损失增大，亦引起锅炉效率降低。

煤粉在炉膛内燃烧，当α较大时，绝对燃烧温度较低；当α较小时，绝对燃烧温度较高。由此可知，炉膛内部辐射换热量与α直接相关。在炉膛内部，在保证炉膛内部燃烧效率的前提下，降低α可提升炉膛内辐射放热量，但减少了炉膛出口处的烟气流量；在锅炉对流受热面中，烟气流量降低，减少了过热器系统及再热器系统的烟气流量。在机组变负荷瞬态过程中，减少α有利于降低系统惯性，可减轻锅炉对流受热面的惯性和延迟对运行灵活性的限制。

基于此，本文研究了变负荷瞬态过程中风煤比对机组瞬态过程热力特性的影响，机组在不同工况运行时，α如表3所示。进一步研究了机组在变负荷中，调整α 对机组运行关键热力参数的影响规律。以变负荷速率Ve=1%/min为例，结果如图4所示，方案1和方案2分别为机组在50%~100%负荷区内升降负荷时，α 采用原设计值（方案1）及修正值（方案2）时的变化曲线。负荷指令变化维持3000 s，其中初始状态（τ= 0 s）及负荷指令到达目标负荷时（τ= 3000 s），方案1和方案2的α相同，在τ为0~1500 s时，方案2较方案1的α的差值逐渐变大；在τ为1500~3000 s时，方案2较方案1的α的差值逐渐变小。

表3 不同工况下的过量空气系数

Table 3 Excess air coefficient at different work conditions

图4 变负荷过程中过量空气系数（Ve = 1%/min）

Fig.4 Excess air coefficient during load cycling transients withVe= 1%/min

2.2 汽温控制与机组热经济性

汽温控制包含主蒸汽和再热蒸汽温度控制。主汽温度是通过水燃比粗调中间点过热度+过热器两级喷水控制，再热蒸汽温度是通过锅炉尾部烟气挡板调控+喷水减温。当机组采用不同的风煤比时，主再热蒸汽的喷水量不同，减温水量会影响机组瞬态运行效率。

等效热降法被广泛用于燃煤发电热力系统经济性分析。本文过热器喷水来自锅炉内部省煤器出口，再热器喷水来自给水泵中间抽头。文献[25]结果表明过热器喷水减温对机组运行经济性影响较小，但再热器喷水减温对机组经济性影响较大。式（1）~（3）为再热器喷水份额对机组发电煤耗率影响规律的计算模型。

03

结果与分析

本章研究了机组在50%~100%额定负荷范围内进行升、降负荷时，不同风煤比调控策略对主再热汽温、喷水量、瞬态过程煤耗率等参数的变化趋势。

3.1 升负荷过程

图5、图6和图7分别为机组升负荷过程中，采用不同风煤比控制方案，机组主再热汽温、喷水量和平均发电煤耗率bs,avg的变化规律。

图5 不同升负荷速率下蒸汽温度变化

Fig.5 Trends of steam temperatures during the loading up process with different variation rates

图6 不同升负荷速率下喷水量变化

Fig.6 Trends of spraying water during the loading up process with different variation rates

图7 机组升负荷瞬态过程平均标准煤耗率

Fig.7 Average standard coal consumption of the power unit during loading up processes

如图5 a)，当Ve=1%/min时，主汽温度Tms、一次再热汽温Trh1、二次再热汽温Trh2均能得到较好的控制，变负荷瞬态过程中汽温与设定值的偏差可控制在2℃以内。但随着变负荷速率的逐渐增加，Tms和Trh1波动幅度逐渐增大，如图5 b) ~ c)所示。当Ve= 3%/min时，在方案2控制策略下的Tms和Trh1与设定值偏差已超过10 ℃，在方案1控制策略下的Tms和Trh1与设定值偏差可控制在5 ℃以内。不同风煤比控制方案下，升负荷过程中Tms、Trh1、Trh2的波动范围不同，在方案2控制策略下，Tms和Trh1在较高变负荷速率下低于设定值，这是因为在瞬态过程中降低α时会减少烟气总流量，降低了烟风侧的传热系数，随着变负荷速率的逐渐增加，蒸汽温度难以保障在设定值附近。为调整蒸汽温度在设定值范围内，减温水量需相应调整。当汽温低于设定值时，喷水量为0。图6中：Fds_sh1、Fds_sh2、Fds_rh1、Fds_rh2分别为一级过热器、二级过热器、一次再热器和二次再热器的减温水喷水量，单位为kg/s。如图6 a)~ c)所示，不同变负荷速率下，当采用方案2时，瞬态过程的减温喷水量低于方案1。根据热力学理论及等效焓降理论，燃煤发电再热蒸汽的喷水量对机组热经济性影响较大。随着变负荷速率的增加，采用方案2时，机组的一、二再喷水量较方案1低。由图7可知，机组以Ve=1%~3%/min的速率进行升负荷，风煤比采用方案2时，其bs,avg较方案1下降了0.5~1.2 g/(kW·h)，主要原因是变负荷过程中方案2的再热蒸汽减温水量较方案1低。

3.2 降负荷过程

图8~10分别为机组在50%~100%负荷区间降负荷过程中，主再热汽温、喷水量和平均发电煤耗率的变化规律。

图8 不同降负荷速率下蒸汽温度变化

Fig.8 Trends of steam temperatures during the loading down process with different variation rates

图9 不同降负荷速率下喷水量变化

Fig.9 Trends of spraying water during the loading down process with different variation rates

图10 机组降负荷瞬态过程平均标准煤耗率

Fig.10 Average standard coal consumption of the power unit during loading down processes

如图8所示，与升负荷不同，机组降负荷过程中，无论风煤比采用方案1还是方案2，Tms和Trh1均可以得到较好的控制；但随着Ve的增加，Trh2将在设定值623 ℃附近发生波动。降负荷过程中，随着负荷指令的变化，给水流量逐渐下降，锅炉内部蓄热将释放到汽水工质中，主蒸汽和一次再热蒸汽吸热在降负荷过程中充足，但二次再热器运行压力低、受热面较一次再热器少；对水蒸气而言，当温度相同时，运行压力越低，蒸汽的导热系数越小、比容越大；二次再热器的管径大，蒸汽在二次再热器中流动，同样流量下雷诺数较在过热器及一次再热器内低，最终导致二次再热器内汽水工质的努塞尔数小、传热系数较小。当机组变负荷速率较快时，二次再热汽温更易发生波动。如图9所示，降负荷过程中，过热蒸汽喷水量Fds_sh1和Fds_sh2先增加后逐渐降低，但再热蒸汽喷水量Fds_rh1和Fds_rh2在降负荷开始后不久迅速降低为0，当负荷指令到达50%额定负荷后，逐渐恢复到正值。这是因为快速降负荷过程中，过热蒸汽吸热能力较再热蒸汽强，再热蒸汽温度更难以维持在设定值附近。当风煤比分别采用方案1和方案2时，方案2使得汽温偏离设定值的范围更小，但瞬态过程中减温水喷水量较方案1低，导致机组降负荷瞬态过程的运行平均发电煤耗率更低。如图10所示，当机组分别采用方案1和方案2时，在50%~100%负荷区间进行降负荷时，变负荷速率范围为Ve = –3% ~ –1%/min，平均发电煤耗率bs, avg相差0.5~1.3 g/(kW·h)。

对比图7和图10，可知以相同速率在50%~100%额定负荷范围内进行升、降负荷，瞬态过程的平均发电煤耗率差别较大，原因包括2个方面：1）升负荷过程中，热力系统须额外吸热以保证机组的热力参数到达高负荷，即升负荷过程额外消耗燃料，降负荷则相反，机组内部蓄热释放给水蒸气，减少了燃料消耗；2）变负荷过程中，热力状态偏离准稳态，将产生附加能耗，升降负荷过程的附加能耗不同。

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结论

1）瞬态过程中，当机组变负荷速率在1%/min以内时，蒸汽温度控制效果良好；进一步增加变负荷速率，二次再热蒸汽温度控制难度增加。

2）变负荷过程中，动态调整风煤比，影响汽温波动幅度，减小风煤比不利于蒸汽温度的控制效果，但会降低瞬态过程中减温水的喷水量，特别是再热蒸汽喷水量，下降幅度最大可达50%。

3）变负荷过程中，采用动态调控风煤比可实现机组瞬态过程能耗降低，变负荷速率在1%~3%/min时，机组平均发电煤耗率下降0.5~1.3 g/(kW·h)。