李 勇，許海雷

(國電泰州發(fā)電有限公司, 江蘇 泰州 225327)

0 引言

1000MW二次再熱超超臨界機組以全程滑壓方式運行，為滿足經(jīng)濟性在選擇鍋爐側(cè)壓力設(shè)定值時，往往汽機超高調(diào)開度較大，滑壓方式運行和負荷響應(yīng)能力對汽機超高調(diào)的動作要求是相反的，滑壓運行會抑制汽機超高調(diào)快速調(diào)節(jié)負荷的能力，不利于機組對一次調(diào)頻的響應(yīng)。如果改為定壓方式運行或提高汽機超高調(diào)閥門節(jié)流，可以提高一次調(diào)頻控制效果，但增加節(jié)流會使機組的效率降低，不利于經(jīng)濟運行。目前大多數(shù)機組實際運行壓力低于額定壓力，如果壓力修正不合適，會造成負荷變化量達不到要求，這種情況在高負荷段尤為明顯。再加上機組帶有較大的供熱流量，機組的一次調(diào)頻能力明顯下降，尤其在當(dāng)前特高壓電網(wǎng)和大規(guī)模直流輸電的背景下，一旦由于輸電線路故障，造成受電端供電負荷缺失，電網(wǎng)頻率快速下降，需要本地機組快速增加負荷以實現(xiàn)一次調(diào)頻功能。

電網(wǎng)考核辦法規(guī)定:100MW及以上機組出力達到50%額定容量(Pe)以上直至100% Pe為考核區(qū)，一次調(diào)頻中機組功率以103% Pe為考核上限；燃煤機組要求達到0～15s，0～30s，0～45s，3個時段的一次調(diào)頻性能響應(yīng)指數(shù)分別為 0.4，0.6，0.7 以上。機組運行在CCS(協(xié)調(diào)控制方式)時，為了滿足經(jīng)濟性的要求，汽機超高壓調(diào)門運行在開度較大的水平，鍋爐的蓄熱能力有限，對于直流鍋爐而言蓄熱更少，進行一次調(diào)頻測試時超高壓調(diào)門很快就達到全開位置，已無任何調(diào)節(jié)余量。由于鍋爐制粉系統(tǒng)存在較大慣性和遲延，僅僅通過增加燃料量來調(diào)高機組負荷響應(yīng)非常緩慢，從而造成一次調(diào)頻測試前期響應(yīng)快中期乏力后期超調(diào)的現(xiàn)象，難以滿足電網(wǎng)對一次調(diào)頻響應(yīng)的要求。因此必須找到能在短時間內(nèi)彌補汽機調(diào)頻能力不足的方法，從而達到江蘇調(diào)度的考核要求。

1 凝結(jié)水調(diào)頻的原理

凝結(jié)水調(diào)負荷技術(shù)本質(zhì)上是一種利用汽機回?zé)?加熱系統(tǒng)中蓄能變化的技術(shù)。 由于在加負荷過程中減少了機組的抽汽，而在減負荷過程中又增加了機組的抽汽，所以這種利用蓄能的技術(shù)對汽機回?zé)嵯到y(tǒng)的經(jīng)濟性整體上沒有影響，既沒有抽汽閥門的節(jié)流，也沒有節(jié)流損失。凝結(jié)水調(diào)頻是指在機組一次調(diào)頻測試時，確保凝汽器和除氧器的水位在允許范圍內(nèi)，改變凝泵轉(zhuǎn)速或控制除氧器水位調(diào)節(jié)閥，改變凝結(jié)水流量，從而改變抽汽量，暫時獲得或釋放一部分機組的蓄熱，從而達到改變負荷的目的。比如，一次調(diào)頻測試要求機組加負荷時，快速降低凝泵轉(zhuǎn)速，減小凝結(jié)水流量，使低溫加熱器中蒸汽側(cè)的壓力升高，抽汽兩端的差壓逐步減小，從而可以相應(yīng)地減小低溫加熱器的抽汽量，增加汽輪機中蒸汽做功的量，使機組負荷增加。而在一次調(diào)頻要求機組減負荷時，負荷調(diào)節(jié)仍由汽機調(diào)門來完成。

凝結(jié)水調(diào)頻在調(diào)整凝水流量方面有兩種控制方式 ：一種是節(jié)流調(diào)節(jié)，通過改變除氧器水位調(diào)節(jié)閥開度來改變凝結(jié)水流量，另一種是變頻調(diào)節(jié)，通過調(diào)節(jié)凝結(jié)水泵的轉(zhuǎn)速來改變凝結(jié)水流量。但由于凝結(jié)水泵變頻裝置的調(diào)節(jié)較節(jié)流調(diào)節(jié)存在速率缺陷，而且變頻裝置較調(diào)節(jié)閥昂貴，不適宜長時間頻率切換，因此凝結(jié)水調(diào)頻主要應(yīng)用節(jié)流調(diào)節(jié)的控制方式。凝法水調(diào)頻加負荷原理如圖1所示。

圖1 凝結(jié)水調(diào)頻加負荷原理

需要說明兩點：

(1)機組正常運行時，凝結(jié)水調(diào)負荷受到凝泵最小流量、除氧器、凝汽器、加熱器水位等諸多因素的制約，能夠利用最大凝結(jié)水流量變化約為50%～60%。

(2)通過大幅度快速改變凝結(jié)水流量，盡管可以適當(dāng)改善機組的負荷調(diào)節(jié)性能，但會引起除氧器水位和凝汽器水位數(shù)的大幅度波動，不利于機組的穩(wěn)定運行。

2 凝結(jié)水調(diào)頻控制策略

2.1 升負荷

(1)主機調(diào)門在節(jié)流最小的臨界位置，除氧器水位設(shè)定在Hmax。機組接受到一次調(diào)頻增負荷測試信號，鍋爐主控會增加燃燒率，給水流量同時增加，但是由于燃料系統(tǒng)的慣性延遲，燃料的熱量在短時間內(nèi)無法全部釋放，汽機調(diào)門將快速開啟，釋放機組的蓄熱來增加機組負荷。同時，DCS將除氧器水位設(shè)定值下降至Hmin，通過降低凝泵變頻器轉(zhuǎn)速，同時發(fā)一個指令關(guān)小除氧器水位調(diào)節(jié)主閥，快速減少凝結(jié)水流量，提高初期的升負荷速率。

(2)待除氧器水位逐漸下降至低位，除氧器蓄熱釋放完畢，鍋爐燃料應(yīng)已持續(xù)釋放出熱能，機組升負荷方式將完全以“機跟爐”的形式進行，直至目標(biāo)負荷。當(dāng)機組到達新的穩(wěn)定狀態(tài)后，將會進入超調(diào)區(qū)，控制系統(tǒng)將除氧器水位設(shè)定值重新提高至Hmax，開啟除氧器水位主調(diào)節(jié)閥，增加抽汽量，對除氧器進行蓄熱，以輔助機組協(xié)調(diào)減少負荷的超調(diào)量，提高機組協(xié)調(diào)的調(diào)節(jié)品質(zhì)。

(3)待機組在目標(biāo)負荷穩(wěn)定后， DCS將除氧器水位設(shè)定值維持在Hmax，使除氧器處于最大的蓄熱量，除氧器水位調(diào)節(jié)閥逐漸恢復(fù)至全開位置，以備下一次升負荷。

2.2 降負荷

機組降負荷時，因除氧器水位處于Hmax，凝結(jié)水不參與調(diào)頻，故完全由機組協(xié)調(diào)完成降負荷過程，即通過汽機主控關(guān)小主機調(diào)門和鍋爐主控減少燃燒率和給水流量來完成降低負荷的全部過程。

3 系統(tǒng)設(shè)計

3.1 機組配置

國電泰州電廠2×1000MW 超超臨界二次再熱機組，鍋爐采用上海鍋爐廠的超超臨界、中間二次再熱、單爐膛、變壓運行直流爐；汽輪機采用上海汽輪機廠的超超臨界、二次中間再熱凝汽式、全周進汽、單軸、五缸四排汽、10級回?zé)岢槠啓C。采用四級高壓加熱器、一級一體式除氧器和五級低壓加熱器、一臺疏水冷卻器組成十級非調(diào)整回?zé)嵯到y(tǒng)。一、二、三、四級抽汽分別向1、2、3、4號高壓加熱器供汽，五級抽汽供汽至除氧器、給水泵汽輪機，六、七、八、九、十級抽汽分別向6、7、8、9、10號低加供汽。每臺機組配2臺100%容量的立式筒形凝結(jié)水泵，1臺變頻運行，1臺工頻備用，2臺凝結(jié)水泵共用1套變頻裝置。

3.2 低加系統(tǒng)蓄熱量

由上海汽輪機廠提供的熱平衡圖，可以分別計算出THA、75%THA、50%THA工況下低加全部切除時理論上能夠增加的負荷。

表1 THA工況下各低加切除后釋放的蓄熱量

表2 75%THA工況下各低加切除后釋放的蓄熱量

表3 50%THA工況下各低加切除后釋放的蓄熱量

從表1、表2、表3中可以看出，機組在500MW～1000MW負荷運行時，低加系統(tǒng)切除后所能增加的最大理論負荷為18.6MW～50.7MW。但考慮到凝結(jié)水調(diào)頻受到凝汽器熱井水位、凝結(jié)水流量、除氧器水位和低加水位等諸多因素的影響，能夠有效利用的最大蓄熱為最大理論值的50%～60%。

4 結(jié)語

凝結(jié)水節(jié)流調(diào)頻功能提高了機組一次調(diào)頻最初期的負荷響應(yīng)速度，其核心作用在于提高汽機調(diào)門的平均開度，減少節(jié)流損失，提高機組經(jīng)濟性。而相應(yīng)帶來的汽機側(cè)負荷調(diào)節(jié)裕量減少的問題，則通過凝結(jié)水流量間接改變抽汽量的方式來彌補。但最終的負荷響應(yīng)仍然需要鍋爐燃燒率的變化。一個完善的一次調(diào)頻負荷調(diào)整控制策略需要各方面的配合，依靠凝結(jié)水調(diào)頻控制和鍋爐側(cè)燃燒、給水調(diào)節(jié)、供熱調(diào)節(jié)等智能控制策略綜合作用，才能達到最佳效果。另外，凝結(jié)水節(jié)流調(diào)頻對低加系統(tǒng)影響較大，且凝泵出口壓力偏低對給水泵密封水的冷卻效果也存在一定影響，不利于機組安全運行。