李文杰，丁 寧，陳學(xué)奇，謝昊旻

（1.浙江浙能臺州第二發(fā)電有限責(zé)任公司，浙江 臺州 317100；2.國網(wǎng)浙江省電力有限公司電力科學(xué)研究院，杭州 310014）

0 引言

隨著特高壓電網(wǎng)接入浙江電網(wǎng)，浙江省內(nèi)機組平均負(fù)荷率降低，調(diào)停次數(shù)增加，熱備用機組數(shù)量減少，造成抵御由特高壓故障或檢修引起的低頻故障風(fēng)險能力不足。同時，相對于水電、燃機及亞臨界汽包爐機組，占據(jù)燃煤機組重大比例的超（超）臨界機組，其調(diào)頻能力較弱，無法適應(yīng)特高壓接入下電源的調(diào)頻響應(yīng)需求。例如，某次直流閉鎖后，除個別超臨界機組表現(xiàn)正常外，其余1 000 MW級超（超）臨界機組調(diào)頻效果均無法達(dá)到標(biāo)準(zhǔn)要求，主要體現(xiàn)在直流鍋爐蓄熱能力和蓄熱釋放能力較弱；機組滑壓運行，汽輪機調(diào)門開度過大，負(fù)荷快速向上調(diào)節(jié)裕量不足，又缺少其他負(fù)荷調(diào)節(jié)手段；閉鎖前小頻差的調(diào)節(jié)頻繁，消耗了部分機組蓄熱等。

本文基于某1 050 MW超（超）臨界機組高壓加熱器（以下簡稱“高加”）旁路系統(tǒng)的首次工程實施與應(yīng)用，通過對0號高加可調(diào)整抽汽閥及高加給水旁路的特性試驗，研究合理配置機組高加抽汽來配合一次調(diào)頻及負(fù)荷調(diào)節(jié)，是一種新的節(jié)能型輔助一次調(diào)頻策略，提升了機組經(jīng)濟閥位模式下的一次調(diào)頻能力。

1 常規(guī)一次調(diào)頻方式

1.1 高調(diào)節(jié)流配汽方式下的調(diào)頻方式

以某1 050 MW超（超）臨界發(fā)電機組為例，汽輪機采用上海汽輪機廠制造的超超臨界、一次中間再熱、單軸、四缸四排汽、雙背壓、凝汽式汽輪機，機組型號為N1050-27/600/600。針對該類型汽輪機組（TC4F）的統(tǒng)計學(xué)試驗結(jié)果表明：完全響應(yīng)6%的一次調(diào)頻能力，其汽輪機高壓調(diào)門（簡稱“高調(diào)”）開度應(yīng)不高于31%，提升機組一次調(diào)頻能力最直接有效的手段是提升高調(diào)壓損，降低機組經(jīng)濟性換取一次調(diào)頻和負(fù)荷調(diào)節(jié)能力。

該類型機組在600 MW下提升主汽調(diào)閥1%的壓損煤耗約上升為0.33 g[1]，所以不少節(jié)流配汽機組通過滑壓優(yōu)化，使得在大部分負(fù)荷范圍內(nèi)高調(diào)開度維持在37%～45%，力求保證機組負(fù)荷響應(yīng)速度的同時，獲得更高的運行效率。從實際情況看，當(dāng)機組處于快速加負(fù)荷階段，高調(diào)幾乎全開，若電網(wǎng)此時有調(diào)頻需求，機組已基本喪失一次調(diào)頻能力。

綜合兼顧滿足一次調(diào)頻要求及減少節(jié)流損失、提高機組效率的需求，應(yīng)尋找和發(fā)掘超（超）臨界發(fā)電機組的蓄熱能力，結(jié)合機組調(diào)節(jié)需求制定合理的經(jīng)濟性運行方式。

1.2 補汽閥配合下的調(diào)頻方式

該機組在高壓缸兩側(cè)主汽門后、調(diào)門前各引一個管道，接入一個外置補汽閥。主蒸汽從主汽門后引出進(jìn)入高壓缸第五級后，與第五級動葉出口相通。設(shè)計之初，是使部分主蒸汽通過補汽閥節(jié)流直接進(jìn)入高壓缸第五級后，增大通流面積及蒸汽量，從而達(dá)到增加機組出力、穩(wěn)定電網(wǎng)頻率的目的。

但在同類型機組的運行和閥門特性試驗中可知，開啟補汽閥將部分主蒸汽節(jié)流后直接引入高壓缸內(nèi)，蒸汽汽流對汽缸內(nèi)汽流產(chǎn)生較大的擾動，汽輪機軸系振動會加劇，危及機組安全運行。因此，在實際運行過程中，補汽閥大多被限制閥位或者不投入運行。

目前，有部分該類型機組進(jìn)行了補汽閥的穩(wěn)流改造，降低了補汽閥投運對機組1—2號瓦的振動影響，后期可能會成為有效的調(diào)頻方式之一。

1.3 凝結(jié)水節(jié)流配合下的調(diào)頻方式

凝結(jié)水調(diào)頻對負(fù)荷的提升響應(yīng)較快，負(fù)荷持續(xù)時間相對較長，對于電網(wǎng)一次調(diào)頻和AGC（自動發(fā)電控制）均有輔助調(diào)節(jié)功能，與高調(diào)門配合對相同負(fù)荷調(diào)節(jié)量有明顯的節(jié)能效益。但其邊界條件復(fù)雜，需要兼顧除氧器與熱井工質(zhì)的水位，負(fù)荷調(diào)節(jié)能力受到低加抽汽量的限制，雖然調(diào)節(jié)幅度可以自行控制，但負(fù)荷調(diào)節(jié)總量有限。

2 高加旁路系統(tǒng)技術(shù)實施

2.1 高加旁路系統(tǒng)工藝流程

該機組高加回?zé)嵯到y(tǒng)共設(shè)置3臺全流量的1—3號高加、1臺30%流量的外置蒸汽冷卻器以及1臺70%容量的0號高加，汽輪機共有8級不調(diào)整抽汽和1級可調(diào)整抽汽。高壓回?zé)嵯到y(tǒng)設(shè)置可調(diào)節(jié)給水旁路和1級可調(diào)節(jié)回?zé)岢槠y。系統(tǒng)從3號高加出口設(shè)置給水小旁路至0號高加出口，其旁路流量約為主給水管道流量的25%，旁路管道上設(shè)置氣動調(diào)節(jié)閥，用于控制流經(jīng)高加主路的給水流量，其工藝流程如圖1所示。

圖1 高加旁路系統(tǒng)工藝流程

2.2 高加旁路系統(tǒng)的一次調(diào)頻功能設(shè)計

本系統(tǒng)的輔助調(diào)頻設(shè)計原理是利用鍋爐省煤器的蓄熱，有限地降低省煤器的給水溫度，換取負(fù)荷的短期提升。當(dāng)電網(wǎng)頻率過低時，開啟給水調(diào)頻小旁路，排擠進(jìn)入各級高加的抽汽量，增加汽輪機做功能力，從而達(dá)到增加機組出力，穩(wěn)定電網(wǎng)頻率的目的。

按照設(shè)計各工況下，機組按照汽輪機出力增加15 MW，所需旁路給水流量基本相同。其中，50%THA（熱耗率驗收工況）時旁路比例最高，如表1所示。

表1 給水旁路流量核算

3 高加旁路系統(tǒng)一次調(diào)頻特性試驗

為了準(zhǔn)確評估高加旁路系統(tǒng)在機組各負(fù)荷段的負(fù)荷調(diào)節(jié)特性及運行的邊界條件，針對不同工況，開展了3組對比試驗，分別為機組常規(guī)模式下的一次調(diào)頻試驗、高加旁路特性試驗、高加旁路配合下的一次調(diào)頻特性試驗。

3.1 機組常規(guī)模式下的一次調(diào)頻試驗

機組處于CCS（協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)）模式、一次調(diào)頻投入，給水調(diào)頻小旁路不投入，強制汽輪機轉(zhuǎn)速為2 989 r/min；記錄試驗時機組負(fù)荷變化的趨勢和幅度，60 s后將轉(zhuǎn)速恢復(fù)為3 000 r/min。試驗分500 MW，600 MW，700 MW，800 MW，900 MW共5個負(fù)荷段進(jìn)行，記錄負(fù)荷響應(yīng)、響應(yīng)時間、主蒸汽壓力、高調(diào)開度等數(shù)據(jù)，見表2。

表2 機組常規(guī)模式下的一次調(diào)頻能力測試

3.2 高加旁路特性試驗

機組AGC和CCS模式以及一次調(diào)頻功能撤出，處于BI（鍋爐輸入控制）模式。鍋爐指令、燃料、給水、風(fēng)量保持不變，待系統(tǒng)穩(wěn)定，限制汽輪機高調(diào)開度至當(dāng)前閥位，調(diào)節(jié)給水調(diào)頻小旁路調(diào)節(jié)閥開度由0%至100%。試驗分為500 MW，600 MW，700 MW，800 MW，900 MW 5個負(fù)荷段進(jìn)行，試驗同時獲得各負(fù)荷段負(fù)荷響應(yīng)以及給水溫度變化數(shù)據(jù)，見表3、表4。

3.3 高加旁路配合下的一次調(diào)頻特性試驗

試驗前投入給水調(diào)頻小旁路，試驗方法與常規(guī)模式下的一次調(diào)頻試驗相同，800 MW及900 MW試驗的特性曲線如圖2、圖3所示，試驗結(jié)果見表5。

表3 給水調(diào)頻小旁路負(fù)荷響應(yīng)

表4 給水調(diào)頻小旁路響應(yīng)后給水溫度變化

表5 高加旁路配合下的混合調(diào)頻測試結(jié)果

圖2 800 MW高加旁路配合下的一次調(diào)頻試驗

4 試驗結(jié)果及邊界條件分析

4.1 負(fù)荷特性

在當(dāng)前設(shè)計規(guī)模下的高加旁路，依據(jù)本次特性試驗結(jié)果可以得到以下結(jié)論：

圖3 900 MW高加旁路配合下的一次調(diào)頻試驗

（1）高加給水旁路在1 min有著較快和較大幅度的負(fù)荷響應(yīng)，其負(fù)荷提升能力與高加抽汽量正相關(guān)（實際功率）。在試驗區(qū)間下，平均1 min響應(yīng)量達(dá)到10 MW，最高14 MW；3 min最大響應(yīng)為21 MW，平均響應(yīng)17 MW。

（2）負(fù)荷響應(yīng)時間在2 s以內(nèi)，從特性試驗曲線可以直觀看出，高加旁路的負(fù)荷調(diào)節(jié)特性是慢爬行過程，且具有持續(xù)提升和穩(wěn)定的負(fù)荷調(diào)節(jié)特性，這與高調(diào)負(fù)荷調(diào)節(jié)特性快速不持久形成互補和對比。尤其對于應(yīng)對直流閉鎖下的大頻差一次調(diào)頻有著較好的調(diào)節(jié)特性。

（3）從表2和表5可以看出，600 MW時在高調(diào)閥位開度幾乎相同的情況下（均為31.9%），高加旁路配合下的一次調(diào)頻效果為45.16 MW，明顯優(yōu)于常規(guī)高調(diào)的一次調(diào)頻效果（32.03 MW）；在800 MW時，調(diào)頻效果相同的情況下（約為50 MW），高加旁路參與下的高調(diào)開度為34.7%，常規(guī)一次調(diào)頻的高調(diào)開度31.5%。高加給水旁路配合下的機組調(diào)頻能夠有條件有效降低高調(diào)節(jié)流損失，是一種有效的節(jié)能型負(fù)荷調(diào)節(jié)手段。

4.2 運行邊界條件

高加旁路技術(shù)實施的本質(zhì)是利用省煤器的蓄熱，短期、有限地降低給水溫度，實現(xiàn)負(fù)荷提升，其邊界限制條件較少，主要影響因素為給水溫降和高加液位調(diào)節(jié)。在特性試驗中可以看到：

（1）各負(fù)荷區(qū)間下的給水溫度降幅最大為17℃，且不會一直降低。對于機組一次調(diào)頻實際情況2～4 r/min的頻差調(diào)節(jié)占據(jù)了大部分的情況，大頻差的一次調(diào)頻響應(yīng)次數(shù)較少，因此短期的給水溫度降低對于高加和省煤器管道幾乎無影響。

（2）在幾次特性試驗過程中，雖然省煤器進(jìn)口給水溫度有明顯的溫降，但省煤器出口溫度在試驗期間幾乎沒有變化，其對鍋爐水冷壁的吸熱量幾乎沒有影響，對機組的協(xié)調(diào)控制無負(fù)面影響，同時，也體現(xiàn)出了省煤器的巨大熱容利用空間，再對以往多臺機組的高加解列試驗結(jié)果觀察，在高加解列后省煤器出口給水溫降變化點為3～10 min。這就為高加抽汽配合電網(wǎng)低頻支援提供了條件。

（3）對于試驗過程中的高加液位波動，可以通過增加正常疏水閥的前饋，有效避免高加旁路動作時對液位的影響。

4.3 高調(diào)經(jīng)濟開度的一次調(diào)頻策略

根據(jù)特性試驗結(jié)果，按照圖4的一次調(diào)頻控制策略框架，設(shè)計了給水旁路的控制參與下的一次調(diào)頻控制邏輯。

圖4 節(jié)能型一次調(diào)頻控制策略

邏輯實施后，機組優(yōu)化了滑壓曲線，減少各負(fù)荷區(qū)間的滑壓設(shè)定0.3～0.5 MPa，高調(diào)平均開度由32%提升至37.5%，高調(diào)壓損由12%降低至9.6%。經(jīng)一次調(diào)頻試驗，機組滿足±4 r/min與±6 r/min的一次調(diào)頻要求，750 MW以上負(fù)荷幾乎能夠滿足-11 r/min的調(diào)節(jié)要求。

5 結(jié)語

高加旁路系統(tǒng)設(shè)置給水調(diào)頻技術(shù)，通過調(diào)節(jié)進(jìn)入高加給水流量，達(dá)到一次調(diào)頻目的。相對于高調(diào)節(jié)流調(diào)節(jié)、補汽閥調(diào)節(jié)、凝結(jié)水調(diào)節(jié)等常規(guī)調(diào)頻方式，基于高加旁路系統(tǒng)的調(diào)頻方式具有負(fù)荷響應(yīng)快、調(diào)節(jié)幅度大、持續(xù)時間長、節(jié)流損失小、邊界限制條件少等優(yōu)點，能夠保證機組安全性的前提下，有效提高運行經(jīng)濟性。

基于高加旁路系統(tǒng)一次調(diào)頻技術(shù)的運用，是特高壓接入電網(wǎng)后，機組提升負(fù)荷調(diào)節(jié)靈活性的重要手段，也是機組對受端電網(wǎng)抵御外來電帶來隱患的重要保證，更是特高壓受端電網(wǎng)在應(yīng)對重大節(jié)點保證電力供應(yīng)和電能品質(zhì)的重要途徑。