一种快速提升汽轮机组负荷响应速度的方法与流程

本发明实施例涉及发电机组控制
技术领域：
，具体涉及一种快速提升汽轮机组负荷响应速度的方法。
背景技术：
：大型火力发电厂锅炉汽轮机单元机组的协调控制的火电机组热工自动控制的难点，火力发电行业需要提升发电负荷响应速率。针对新能源发电能力大幅上升、电网对火电机组负荷响应能力提出更高要求的实际情况，根据机组实际出力和系统需求负荷的偏差进行调节，传统调节方式从锅炉侧燃烧率的变化来调整负荷容量，但是由于存在负荷延时，调节效率低，调节成本高，主蒸汽压力波动大。在实际生产过程中，需要根据电网负荷的变化，及时进行调整，提升负荷响应速度。现有技术中根据系统AGC负荷指令变化，将除氧器水位指令加入机炉协调控制系统，实现3*3耦合控制，进而引起凝结水流量变化和负荷变化，满足电网需求，需要对整个DCS控制系统协调控制逻辑进行改动，调节过程较为繁琐。技术实现要素：为此，本发明实施例提供一种快速提升汽轮机组负荷响应速度的方法，以解决现有汽轮机组负荷响应速度慢的问题。为了实现上述目的，本发明实施例提供如下技术方案：本发明实施例公开了一种快速提升汽轮机组负荷响应速度的方法，在利用汽轮机调门线性化试验优化和评估汽轮机调门在各负荷段上调节能力的基础上，通过热力系统分析量化确定凝结水流量突变形成的回热系统储热能力变化对机组负荷的影响能力，再根据负荷调节指令所发生的负荷段和调节幅度，利用热控逻辑主动干预凝结水流量，从而改变汽轮机内的蒸汽量，通过AGC发送发电机组负荷调整指令，DCS控制系统执行指令，调节凝结水流量，改变汽轮机内的蒸汽量，实现发电机组负荷的快速调整。进一步地，所述调节凝结水流量过程为：凝结水在凝结泵升压后经过七-八级加热器加热后供给锅炉，各抽汽管道上安装有截止阀和逆止阀，在汽轮机工况不变的情况下，当凝结水流量减小，该级加热器的热平衡打破，抽汽量的热量供给大于冷却水量的热量需求，加热器压力升高，汽轮机抽汽点与加热器间的差压减小，抽汽量减少，多余的蒸汽进入汽轮机的下一级组膨胀做功，汽轮机的轴功率上升，发电机组负荷上升；反之，凝结水量流量增加，加热器压力下降，抽汽差压增大，抽汽量增加，进入下一级组膨胀做功的蒸汽量减少，汽轮机轴功率下降，发电机组负荷下降。进一步地，所述抽汽量取决于汽轮机在该抽汽点的压力与对应加热器在一定凝结水冷却下维持的压力之间的差值。进一步地，所述凝结水流量根据发电机组负荷的变化进行调整，凝结水流量确定方法为：以汽轮发电机组热力平衡图为基础，进行等效焓降计算，测算额定工况下#8、7、6、5、4段抽汽等效焓降分别为△H8、△H7、△H6、△H5、△H4，分别进行#8、7、6、5低压加热器和除氧器在凝结水变动100g/h、150t/h、200t/h、250t/h、300t/h情况下的热平衡分析，计算对应影响的抽汽量变化Q8、Q7、Q6、Q5、Q4，按轴功率变化值△W＝△H8*Q8+△H7*Q7+△H6*Q6+△H5*Q5+△H4*Q4，发电机出口功率变化值△P＝△W*ηfd，其中ηfd为发电机效率，重复计算90％ECR、80％ECR正常运行工况下的凝结水流量变化影响发电机出口功率值。进一步地，所述凝结水流量确定方法还包括：根据除氧器的水容积和断面面积，积分计算正常水位下水位微增对应的凝结水流量，根据除氧器水位正常范围内许可的凝结水流量变化和允许持续时间，确定各工况下许可的最大凝结水流量变动值△Gn；测试允许逻辑投入的除氧器水位极限值Lmax和Lmin边界条件。进一步地，所述凝结水调节过程满足除氧器水位平衡并持续向锅炉供水，满足蒸发量需求和系统工质平衡，根据机组负荷和主蒸汽流量的变化进行调整，凝结水调节方式为凝结泵高压变频器变速调节和/或除氧器上水调节阀节流调节。进一步地，所述凝结泵高压变频器和/或除氧器上水调节阀均通过控制器与DCS控制系统连接，DCS控制系统执行AGC发送的发电机组负荷调整指令。本发明实施例具有如下优点：本发明实施例公开了一种快速提升汽轮机组负荷响应速度的方法，变凝结水流量影响负荷技术主要通过合理设置AGC及一次调频指令门槛，选择性启动包括凝汽器变频调节和除氧器上水门阀门动作的全负荷段凝结水快速调节技术，实现高低负荷不同凝结水流量改变比例，满足负荷响应同时合理控制动作次数，减少对热力系统的冲击性影响，确保该技术能够长期安全、可靠的投入运行，减少负荷响应要求过高而被迫过分提升锅炉及制粉系统暂态出力对热力系统造成的波动和影响。涉及逻辑改动范围小，安全风险小，现场调试工作量小，人工投入少，能够满足目前辅助满足目前电网《两个细则》管理对AGC响应能力的要求，提升一次调频响应能力，减少因AGC变化幅度大和一次调频要求过高可能引起的热力系统动作幅度过大、热力参数失稳、机组主调节门动作过频等问题，大幅提升电网考核的AGC响应达标率和一次调频响应达标率。附图说明为了更清楚地说明本发明的实施方式或现有技术中的技术方案，下面将对实施方式或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍。显而易见地，下面描述中的附图仅仅是示例性的，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据提供的附图引伸获得其它的实施附图。本说明书所绘示的结构、比例、大小等，均仅用以配合说明书所揭示的内容，以供熟悉此技术的人士了解与阅读，并非用以限定本发明可实施的限定条件，故不具技术上的实质意义，任何结构的修饰、比例关系的改变或大小的调整，在不影响本发明所能产生的功效及所能达成的目的下，均应仍落在本发明所揭示的技术内容得能涵盖的范围内。图1为本发明实施例提供的一种快速提升汽轮机组负荷响应速度的方法的除氧器水位控制逻辑图；图2为本发明实施例提供的一种快速提升汽轮机组负荷响应速度的方法的凝结水流量控制逻辑图；图3为本发明实施例提供的一种快速提升汽轮机组负荷响应速度的方法的凝结水流量控制原理方框图；具体实施方式以下由特定的具体实施例说明本发明的实施方式，熟悉此技术的人士可由本说明书所揭露的内容轻易地了解本发明的其他优点及功效，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。实施例参考图1、图2和图3，本实施例公开了一种快速提升汽轮机组负荷响应速度的方法，在利用汽轮机调门线性化试验优化和评估汽轮机调门在各负荷段上调节能力的基础上，通过热力系统分析量化确定凝结水流量突变形成的回热系统储热能力变化对机组负荷的影响能力，再根据负荷调节指令所发生的的负荷段和调节幅度，利用热控逻辑主动干预凝结水流量，从而改变汽轮机内的蒸汽量，通过AGC发送发电机组负荷调整指令，DCS控制系统执行指令，调节凝结水流量，改变汽轮机内的蒸汽量，实现发电机组负荷的快速调整。AGC是建立在以计算机为核心的能量管理系统或调度自动化系统及发电机组协调控制系统并通过高可靠信息传输系统联系起来的远程闭环控制系统。AGC是以满足电力供需实时平衡为目的，使电力系统的发电出力与用电负荷相匹配，以实现高质量电能供应。其根本任务是实现下列目标：(1)维持电力系统频率在允许误差范围之内，频率偏移累积误差引起的电钟与标准钟之间的时差在规定限值之内；(2)控制互联电网净交换功率按计划值运行，交换功率累积误差引起无意交换电量在允许范围之内；(3)在满足电网安全约束条件、电网频率和互联电网净交换功率计划的情况下协调参与AGC调节的电厂(机组)按市场交易或经济调度原则优化运行。当AGC投运之后，负荷频率控制(LFC)按照预先设定的周期反复运行，其工作流程如下:(1)按照选定的ACE算法从SCADA实时数据库中提取当前频率遥测值并与频率基准值相比较，计算出频率偏差；从SCADA实时数据库中提取当前联络线交换功率的合计值并与联络线净交换功率计划值相比较，计算出联络线有功功率偏差，求出RAWACE；(2)启用低通滤波器对RAWACE进行滤波,对ACE进行时差、误差补偿和趋势预测修正得出可用于调节控制的ACE结果值；(3)判断ACE大小和落入的控制区段，决定控制策略，计算出控制区域的有功功率要求和规范化的分配系数。(4)根据当前控制区段和机组参与调节的模式组合结合分配系数分别计算各受控发电机组的期望发电值，比较期望发电值和实际功率计算机组控制偏差并判断功率的增减方向；(5)根据机组调节速率计算控制周期以决定是否可是向机组发出调节指令，若果机组上次调节周期结束，则经远动通道向发电厂控制器(PLC)或直接向机组单元控制器(LCU)发出调节指令，否则等待调节周期结束；(6)发电厂控制器(PLC)或机组单元控制器(LCU)接收调节指令并做出响应。(7)从SCADA实时数据库中提取机组实际发电功率，计算预期响应情况。调节凝结水流量过程为：凝结水在凝结泵升压后经过七-八级加热器加热后供给锅炉，各抽汽管道上安装有截止阀和逆止阀，在汽轮机工况不变的情况下，抽汽量取决于汽轮机在该抽汽点的压力与对应加热器在一定凝结水流量冷却下可维持的压力之间的差值。当凝结水流量减小，该级加热器的热平衡打破，抽汽量的热量供给大于冷却水量的热量需求，加热器压力升高，汽轮机抽汽点与加热器间的差压减小，抽汽量减少，多余的蒸汽进入汽轮机的下一级组膨胀做功，汽轮机的轴功率上升，发电机组负荷上升；反之，凝结水量流量增加，加热器压力下降，该级抽汽差压增大，抽汽量增加，进入下一级组膨胀做功的蒸汽量减少，汽轮机轴功率下降，发电机组负荷下降。凝结水流量根据发电机组负荷的变化进行调整，凝结水流量确定方法为：以汽轮发电机组热力平衡图为基础，进行等效焓降计算，测算额定工况下#8、7、6、5、4段抽汽等效焓降分别为△H8、△H7、△H6、△H5、△H4，分别进行#8、7、6、5低压加热器和除氧器在凝结水变动100g/h、150t/h、200t/h、250t/h、300t/h情况下的热平衡分析，计算对应影响的抽汽量变化Q8、Q7、Q6、Q5、Q4，按轴功率变化值△W＝△H8*Q8+△H7*Q7+△H6*Q6+△H5*Q5+△H4*Q4，发电机出口功率变化值△P＝△W*ηfd，其中ηfd为发电机效率，重复计算90％ECR、80％ECR正常运行工况下的凝结水流量变化影响发电机出口功率值；根据除氧器的水容积和断面面积，积分计算正常水位下水位微增对应的凝结水流量，根据除氧器水位正常范围内许可的凝结水流量变化和允许持续时间，确定各工况下许可的最大凝结水流量变动值△Gn；测试允许逻辑投入的除氧器水位极限值Lmax和Lmin边界条件。下面以4*300MW机组为例，进行详细说明：1、凝结水流量变化影响机组负荷能力分析；根据东方汽轮机公司所提供的的N300-16.7/537/537-V型机组热力平衡图分析，T-ECR工况下，低压缸各抽汽段压力和温度以及根据等效焓降法计算的各抽汽段等效焓降如下表：抽汽点单位五段六段七段八段压力MPa0.4580.2550.1280.061温度℃274.8210.6143.486.4抽汽流量T/h25.6924.7323.2651.32等效焓降Kj/kg605.9499.8385.1284.6当凝结水流量快速降低时，各低压加热器内蒸汽凝结能力下降，加热器压力提升，抽汽量下降，简化计算凝结水流量由780t/h下降300t/h至480t/h时，变化率42.4％，理论推导稳态下可知五六七八段抽汽量与凝结水流量成比例变化，各段抽汽减少量值向下一级流动继续做功，引起汽轮机端出力上升约8.87MW，变化率约为3％，完全能满足“两个细则”AGC响应初始要求的0.5％要求。2、凝结水流量大幅变化对机组安全性影响分析；当凝结水流量变化时，除氧器出口供给水量不变，凝结水流量减少会造成除氧器进出水产生不平衡，影响除氧器水位。经容积计算，除氧器正常水位附近储水量为2.9-3.15t/(100*mm)，凝结水量变化300t/h折算值为5t/min，最大调整90s时，影响水位变化约200mm，在正常水位变化范围内，不会对除氧器安全造成威胁。除氧器蓄水容积杜绝了凝结水流量变化引起的回热系统变化继续向上游回热加热器传递，所以给水流量保持不变，所有高压加热器工作状态基本不受凝结水流量变化影响。所有低压加热器中八段抽汽流量最大，实际调节时响应的抽汽流量变化值也最大，所以对八号低加水位造成一定影响，经现场试验验证可保持在正上水位变化范围之内，不引起水位保护动作。3、实用型凝结水变流量调节实现方法；凝结水变流量调节影响机组负荷变化可满足两方面要求，其一是大幅提升机组AGC负荷响应能力；其二是参与机组一次调频工况下的负荷变动需求，提升一次调频合格率。本发明通过变凝结水流量影响负荷技术，主要通过合理设置AGC及一次调频指令门槛，选择性启动包括凝汽器变频调节和除氧器上水门阀门动作的全负荷段凝结水快速调节技术，实现高低负荷不同凝结水流量改变比例，满足负荷响应同时合理控制动作次数，减少对热力系统的冲击性影响，确保该技术能够长期安全、可靠的投入运行，减少负荷响应要求过高而被迫过分提升锅炉及制粉系统暂态出力对热力系统造成的波动和影响。虽然，上文中已经用一般性说明及具体实施例对本发明作了详尽的描述，但在本发明基础上，可以对之作一些修改或改进，这对本领域技术人员而言是显而易见的。因此，在不偏离本发明精神的基础上所做的这些修改或改进，均属于本发明要求保护的范围。当前第1页1 2 3