杜 洋

(淮北申皖發(fā)電有限公司，安徽 淮北 235000)

0 引 言

電網(wǎng)頻率是衡量發(fā)電功率與用戶負荷之間平衡的重要標志[1]，因此，電網(wǎng)對其區(qū)域內(nèi)并網(wǎng)機組的AGC響應速度及一次調(diào)頻能力均提出了較高要求，即要求當電網(wǎng)頻率發(fā)生變化時，并網(wǎng)機組能快速改變其有功負荷，以維持電網(wǎng)功率的平衡以及電網(wǎng)頻率的穩(wěn)定[2]。尤其近些年來，各區(qū)域電網(wǎng)及省網(wǎng)均制定了詳細的AGC及一次調(diào)頻考核的細則文件，即《并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務管理實施細則》、《發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理實施細則》，在經(jīng)濟較為發(fā)達的區(qū)域，細則考核要求更為嚴格。

目前，大部分600～1 000 MW超(超)臨界火電機組為直流鍋爐，由于鍋爐與汽輪機之間沒有汽包作為緩沖，加之機組協(xié)調(diào)系統(tǒng)能力的限制，普遍存在著對電網(wǎng)負荷響應速度相對較慢的問題。為改善這種情況，滿足電網(wǎng)對AGC變負荷的要求，此類型機組大多采用以CBF為基礎的協(xié)調(diào)控制方式[3]，即：鍋爐側(cè)用燃燒率來控制主蒸汽壓力，汽機側(cè)通過調(diào)門開度控制負荷。此種方式下，汽機調(diào)門采用節(jié)流運行方式，造成高壓缸節(jié)流損失較大，存在汽壓不穩(wěn)、機組經(jīng)濟性差等缺點。

因此，需要有一種新型技術(shù)能夠同時兼顧電網(wǎng)AGC考核要求及機組運行經(jīng)濟性[4]?；谀Y(jié)水調(diào)負荷的控制技術(shù)在660 MW機組上的應用實例，通過最大限度地利用機組回熱加熱系統(tǒng)的蓄熱能力，將傳統(tǒng)的以汽機高壓調(diào)門節(jié)流控制的CBF方式轉(zhuǎn)換為汽機高壓調(diào)門全開CTF協(xié)調(diào)控制方式，可使高壓調(diào)門的節(jié)流損失顯著降低，優(yōu)化機組負荷響應速度及運行經(jīng)濟性[5]，為同類型機組節(jié)能降耗工作提供一定的工程參考價值。

1 凝結(jié)水調(diào)負荷技術(shù)原理及能力計算

1.1 工作原理

凝結(jié)水調(diào)負荷技術(shù)具有調(diào)節(jié)幅度較小、負荷響應速度快、瞬時性強等特點，滿足電網(wǎng)對機組負荷變化響應速度的要求，其最早是由德國西門子公司提出的[6]。

所謂凝結(jié)水調(diào)負荷技術(shù)，其工作原理并不復雜，本質(zhì)上是通過改變汽輪機的抽汽量，在短時間內(nèi)快速進行負荷調(diào)節(jié)。在凝汽器及除氧器水位允許變化范圍內(nèi)，通過除氧器上水調(diào)門開度的變化，改變凝結(jié)水流量，進而增加或減少進入低壓加熱器的抽汽量，從而短時間內(nèi)使機組負荷快速得以升高或降低。例如，當機組接收到AGC指令開始降負荷時，在鍋爐燃料量尚未響應之前，控制系統(tǒng)自動將凝結(jié)水出口調(diào)門開大，進入低壓加熱器的抽汽量隨之增加，這樣蒸汽在汽輪機內(nèi)的做功量就得以減少，使機組發(fā)電功率快速下降，同時，除氧器水位有所上升，凝汽器水位相應下降。機組升負荷過程與之相反，不再贅述。其工作原理如圖1所示。

圖1 基于凝結(jié)水調(diào)負荷技術(shù)的工作原理

1.2 能力計算

以某臺上汽-西門子N660-27/600/600 超(超)臨界汽輪機發(fā)電組為研究對象，該汽輪機型式為：660 MW超(超)臨界、一次中間再熱、單軸、四缸四排汽、雙背壓、抽汽凝汽式、九級回熱抽汽，其中1號-4號加熱器為低壓加熱器。通過機組熱平衡計算，可以得出切除所有低壓加熱器后，理論上機組能夠獲得的最大負荷增加量，計算結(jié)果見表1。

通過表1數(shù)據(jù)可知，切除所有低壓加熱器后，低壓加熱器的抽汽重新回到汽輪機內(nèi)做功，短時間內(nèi)最大可增加機組功率約30.7 MW。當然，這只體現(xiàn)在理論層面上的數(shù)值，正常運行時，由于受到凝結(jié)水流量、除氧器、凝汽器以及低壓加熱器水位等諸多因素的限制，實際上能夠參與調(diào)節(jié)的低壓加熱器抽汽量僅約為表1中所列的所有低壓加熱器總抽汽量的50%～60%；還應考慮汽輪發(fā)電機組的內(nèi)效率。因此，機組在320～660 MW負荷區(qū)間內(nèi)運行時，凝結(jié)水調(diào)負荷的最大能力約為 6～15 MW。

表1 低加全切時理論負荷增加量計算表

2 凝結(jié)水調(diào)負荷控制方式的優(yōu)化

2.1 凝結(jié)水泵變頻控制優(yōu)化

凝結(jié)水調(diào)負荷功能投入運行后，凝結(jié)水泵變頻調(diào)節(jié)功能將不再主要控制凝汽器水位，改為根據(jù)機組負荷指令的變化，與凝結(jié)水泵出口主、副調(diào)門協(xié)同作用，快速響應，調(diào)控凝結(jié)水流量。為兼顧凝泵變頻的節(jié)能效果和凝結(jié)水調(diào)負荷功能的發(fā)揮，在低負荷情況下，應適當提高凝泵頻率，否則當凝泵頻率較低時，即使開大凝結(jié)水調(diào)門也只能增加相當有限的凝結(jié)水流量。當凝泵變頻器或變頻泵本身發(fā)生故障時，自動聯(lián)啟備用工頻凝泵運行，凝結(jié)水調(diào)負荷功能將自動退出；若短時間內(nèi)不能恢復凝結(jié)水泵變頻運行，則運行人員可以手動選擇退出CTF方式，而轉(zhuǎn)為CBF運行方式，以滿足AGC控制要求。

2.2 鍋爐煤水比控制優(yōu)化

CTF方式下汽機調(diào)閥全開后，凝結(jié)水調(diào)負荷功能只能改善機組變負荷初期對負荷指令的響應速度，之后的負荷調(diào)節(jié)仍是依靠鍋爐側(cè)煤水比的變化。因此，要對鍋爐燃燒率的控制進行超調(diào)優(yōu)化，如修正鍋爐煤水基準函數(shù)、加快給水流量變化速率、優(yōu)化給水焓值控制的智能死區(qū)以及鍋爐主控的超調(diào)等，以配合凝結(jié)水調(diào)負荷功能的使用。

2.3 凝汽器補水及低加水位控制優(yōu)化

正常運行時，凝汽器水位主要由凝結(jié)水補水系統(tǒng)通過凝汽器正常補水和危急補水調(diào)門控制補水量。但凝結(jié)水調(diào)負荷功能投用后，當機組負荷指令發(fā)生變化時，由于凝汽器及除氧器水位將發(fā)生大幅波動，繼續(xù)以凝汽器水位為標準控制凝結(jié)水補水量已不再合適，應將除氧器水位納入調(diào)節(jié)范圍內(nèi)，將其與凝汽器水位變化綜合考慮。因此，應根據(jù)凝結(jié)水系統(tǒng)蓄水總量的變化來調(diào)節(jié)控制補水量，防止凝結(jié)水調(diào)負荷功能投用后，凝汽器和除氧器水位波動到不允許范圍內(nèi)，影響機組安全運行。

另外，凝結(jié)水調(diào)負荷功能投入后，機組負荷發(fā)生變化時，凝結(jié)水流量與低壓加熱器抽汽量均將快速大幅度變化，使低加水位難以控制，甚至可能導致低加水位高限切除低加運行。因此，低加水位控制方式引入凝結(jié)水流量作為疏水閥門開度的前饋量，強化其開度響應速度，以實現(xiàn)低加水位的平穩(wěn)控制，避免低加危急疏水閥開啟和水位保護動作等情況的發(fā)生。

2.4 一次調(diào)頻控制優(yōu)化

凝結(jié)水調(diào)負荷功能投運后，預留了一定的凝汽器及除氧器水位變化范圍，專用于一次調(diào)頻動作；同時優(yōu)化給水控制，加快給水流量的響應速度，即使在機組響應負荷指令變化的過程中，凝汽器及除氧器水位達到限值的情況下，專用于一次調(diào)頻的水位余量仍可滿足其變化能力，能保證一次調(diào)頻的快速性。

3 凝結(jié)水調(diào)負荷功能投用試驗

3.1 試驗實例

圖2所示為CTF協(xié)調(diào)控制方式下凝結(jié)水調(diào)負荷功能投入后的機組變負荷試驗曲線。圖2中，曲線1為機組實際負荷曲線，變化區(qū)間為360～620 MW；曲線2為機組負荷指令曲線，變化區(qū)間為360～620 MW；曲線3為除氧器水位，變化區(qū)間為1 200～2 000 mm；曲線4為凝汽器熱井水位，變化區(qū)間為500～1 100 mm；曲線5為除氧器主調(diào)閥開度，變化區(qū)間為20%～100%；曲線6為凝結(jié)水流量，變化范圍為500～2 000 t/h；曲線7為高調(diào)門閥位，變化范圍為0%～100%。將上述曲線的變化范圍均折算為百分比作出圖2縱坐標。由圖2可以看出，機組負荷指令由597.7 MW開始下降至548.1 MW的過程中，當負荷指令開始變動時，凝結(jié)水流量立即由1 138 t/h快速上升至1 320 t/h，除氧器上水主調(diào)門開度由42%快速開至67%，機組實際負荷由595.8 MW跟蹤下降，在此過程中，負荷指令變化速率約為8.27 MW/min，實際負荷變化速率約為8.22 MW/min；機組負荷指令由548.1 MW上升至597.8 MW的過程中，當負荷指令變化時，凝結(jié)水流量快速降低至575 t/h，除氧器上水主調(diào)閥也由68%快速關(guān)至20%，機組實際負荷隨之增大，此過程中負荷指令變化速率約為9.94 MW/min，實際負荷變化速率約為10.3 MW/min。

圖2 CTF控制方式下凝結(jié)水調(diào)負荷投入后變負荷試驗曲線

由此可見，采用該運行方式，當負荷指令發(fā)生變化時，凝結(jié)水流量可在第一時間跟蹤負荷指令變化情況進行較大幅度變化，使機組實際發(fā)電負荷能夠在鍋爐燃料量未變化之前即可根據(jù)指令進行快速調(diào)節(jié)，機組各項參數(shù)的穩(wěn)定性也很好，均可控制在允許的范圍內(nèi)，完全能夠滿足電網(wǎng)AGC的指標要求。同時，汽輪機高壓調(diào)門在機組負荷變動的情況下可一直保持全開狀態(tài)，減少汽輪機調(diào)門的節(jié)流損失，保障機組經(jīng)濟性。

3.2 節(jié)能效果分析

1)在CTF協(xié)調(diào)控制方式下，汽輪機高壓調(diào)門在運行過程中均處于全開狀態(tài)，大幅降低進入汽輪機蒸汽的節(jié)流損失，提高高壓缸效率，降低機組熱耗率。雖然高調(diào)門處于全開狀態(tài)下會使主汽壓力有所下降，降低機組循環(huán)熱效率，但兩者差值進行抵扣后，機組運行經(jīng)濟性仍有較大幅度的提高；

2)汽機高調(diào)門全開，主汽壓力下降的同時會使汽動給水泵的驅(qū)動蒸汽量有所下降，帶來一定的經(jīng)濟性；

3)全開汽輪機高調(diào)門后，在相同的主汽溫度下，由于節(jié)流損失的減少，使進入高壓缸的蒸汽溫度相對CBF控制方式下有所上升，因此高壓缸排汽溫度也將隨之升高，相應提高了再熱蒸汽溫度，可一定程度提高再熱蒸汽溫度偏低的機組經(jīng)濟性。

綜上所述，凝結(jié)水調(diào)負荷功能投運后，機組在CTF協(xié)調(diào)控制方式下，保證汽輪機高壓調(diào)門全開，主要在主汽壓力降低、缸效增加及給水泵功耗減少等方面影響機組供電煤耗，如式(1)所示。根據(jù)式(1)計算可得出，該功能投運后，不同負荷段下相對于高壓調(diào)門節(jié)流的CBF協(xié)調(diào)控制方式，機組供電煤耗降低的估算值，見表2。

表2 CTF方式下凝結(jié)水調(diào)負荷節(jié)能效果評估

Δb供電煤耗=Δb缸效-Δb汽壓+Δb給水泵

(1)

式中：Δb供電煤耗為采用CTF協(xié)調(diào)控制方式后機組供電煤耗的變化量；Δb缸效為汽機高調(diào)門全開導缸效提高后供電煤耗的變化量；Δb汽壓為汽機高調(diào)門全開主汽壓力降低后供電煤耗的變化量；Δb給水泵為汽動給水泵驅(qū)動蒸氣量下降后供電煤的變化量。

4 結(jié) 語

通過凝結(jié)水調(diào)負荷技術(shù)試驗實例分析，當機組負荷指令發(fā)生變化時，凝結(jié)水流量可在同一時間內(nèi)快速變化，從而改變低加抽氣量，使得機組變負荷速率基本接近負荷指令的變負荷速率，滿足電網(wǎng)AGC考核要求；同時，結(jié)合汽機高調(diào)門全開的CTF協(xié)調(diào)控制方式，可有效降低發(fā)電機組的供電煤耗。在國家節(jié)能減排的大勢下，特別是對于蓄熱能力較小的直流鍋爐機組而言，凝結(jié)水調(diào)負荷技術(shù)是一種有效調(diào)整機組瞬時功率的方法，具有一定的研究和實際工程應用價值。