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(hù)負(fù)荷之間平衡的重要標(biāo)志[1]，因此，電網(wǎng)對(duì)其區(qū)域內(nèi)并網(wǎng)機(jī)組的AGC響應(yīng)速度及一次調(diào)頻能力均提出了較高要求，即要求當(dāng)電網(wǎng)頻率發(fā)生變化時(shí)，并網(wǎng)機(jī)組能快速改變其有功負(fù)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(lái)，各區(qū)域電網(wǎng)及省網(wǎng)均制定了詳細(xì)的AGC及一次調(diào)頻考核的細(xì)則文件，即《并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理實(shí)施細(xì)則》、《發(fā)電廠并網(wǎng)運(yùn)行管理實(shí)施細(xì)則》，在經(jīng)濟(jì)較為發(fā)達(dá)的區(qū)域，細(xì)則考核要求更為嚴(yán)格。

目前，大部分600～1 000 MW超(超)臨界火電機(jī)組為直流鍋爐，由于鍋爐與汽輪機(jī)之間沒(méi)有汽包作為緩沖，加之機(jī)組協(xié)調(diào)系統(tǒng)能力的限制，普遍存在著對(duì)電網(wǎng)負(fù)荷響應(yīng)速度相對(duì)較慢的問(wèn)題。為改善這種情況，滿(mǎn)足電網(wǎng)對(duì)AGC變負(fù)荷的要求，此類(lèi)型機(jī)組大多采用以CBF為基礎(chǔ)的協(xié)調(diào)控制方式[3]，即：鍋爐側(cè)用燃燒率來(lái)控制主蒸汽壓力，汽機(jī)側(cè)通過(guò)調(diào)門(mén)開(kāi)度控制負(fù)荷。此種方式下，汽機(jī)調(diào)門(mén)采用節(jié)流運(yùn)行方式，造成高壓缸節(jié)流損失較大，存在汽壓不穩(wěn)、機(jī)組經(jīng)濟(jì)性差等缺點(diǎn)。

因此，需要有一種新型技術(shù)能夠同時(shí)兼顧電網(wǎng)AGC考核要求及機(jī)組運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性[4]?；谀Y(jié)水調(diào)負(fù)荷的控制技術(shù)在660 MW機(jī)組上的應(yīng)用實(shí)例，通過(guò)最大限度地利用機(jī)組回?zé)峒訜嵯到y(tǒng)的蓄熱能力，將傳統(tǒng)的以汽機(jī)高壓調(diào)門(mén)節(jié)流控制的CBF方式轉(zhuǎn)換為汽機(jī)高壓調(diào)門(mén)全開(kāi)CTF協(xié)調(diào)控制方式，可使高壓調(diào)門(mén)的節(jié)流損失顯著降低，優(yōu)化機(jī)組負(fù)荷響應(yīng)速度及運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性[5]，為同類(lèi)型機(jī)組節(jié)能降耗工作提供一定的工程參考價(jià)值。

1 凝結(jié)水調(diào)負(fù)荷技術(shù)原理及能力計(jì)算

1.1 工作原理

凝結(jié)水調(diào)負(fù)荷技術(shù)具有調(diào)節(jié)幅度較小、負(fù)荷響應(yīng)速度快、瞬時(shí)性強(qiáng)等特點(diǎn)，滿(mǎn)足電網(wǎng)對(duì)機(jī)組負(fù)荷變化響應(yīng)速度的要求，其最早是由德國(guó)西門(mén)子公司提出的[6]。

所謂凝結(jié)水調(diào)負(fù)荷技術(shù)，其工作原理并不復(fù)雜，本質(zhì)上是通過(guò)改變汽輪機(jī)的抽汽量，在短時(shí)間內(nèi)快速進(jìn)行負(fù)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(guò)除氧器上水調(diào)門(mén)開(kāi)度的變化，改變凝結(jié)水流量，進(jìn)而增加或減少進(jìn)入低壓加熱器的抽汽量，從而短時(shí)間內(nèi)使機(jī)組負(fù)荷快速得以升高或降低。例如，當(dāng)機(jī)組接收到AGC指令開(kāi)始降負(fù)荷時(shí)，在鍋爐燃料量尚未響應(yīng)之前，控制系統(tǒng)自動(dòng)將凝結(jié)水出口調(diào)門(mén)開(kāi)大，進(jìn)入低壓加熱器的抽汽量隨之增加，這樣蒸汽在汽輪機(jī)內(nèi)的做功量就得以減少，使機(jī)組發(fā)電功率快速下降，同時(shí)，除氧器水位有所上升，凝汽器水位相應(yīng)下降。機(jī)組升負(fù)荷過(guò)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(fù)荷技術(shù)的工作原理

1.2 能力計(jì)算

以某臺(tái)上汽-西門(mén)子N660-27/600/600 超(超)臨界汽輪機(jī)發(fā)電組為研究對(duì)象，該汽輪機(jī)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(jí)回?zé)岢槠?，其?號(hào)-4號(hào)加熱器為低壓加熱器。通過(guò)機(jī)組熱平衡計(jì)算，可以得出切除所有低壓加熱器后，理論上機(jī)組能夠獲得的最大負(fù)荷增加量，計(jì)算結(jié)果見(jiàn)表1。

通過(guò)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(jī)內(nèi)做功，短時(shí)間內(nèi)最大可增加機(jī)組功率約30.7 MW。當(dāng)然，這只體現(xiàn)在理論層面上的數(shù)值，正常運(yùn)行時(shí)，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(shí)際上能夠參與調(diào)節(jié)的低壓加熱器抽汽量?jī)H約為表1中所列的所有低壓加熱器總抽汽量的50%～60%；還應(yīng)考慮汽輪發(fā)電機(jī)組的內(nèi)效率。因此，機(jī)組在320～660 MW負(fù)荷區(qū)間內(nèi)運(yùn)行時(shí)，凝結(jié)水調(diào)負(fù)荷的最大能力約為 6～15 MW。

表1 低加全切時(shí)理論負(fù)荷增加量計(jì)算表

2 凝結(jié)水調(diào)負(fù)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(fù)荷功能投入運(yùn)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(jī)組負(fù)荷指令的變化，與凝結(jié)水泵出口主、副調(diào)門(mén)協(xié)同作用，快速響應(yīng)，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(fù)荷功能的發(fā)揮，在低負(fù)荷情況下，應(yīng)適當(dāng)提高凝泵頻率，否則當(dāng)凝泵頻率較低時(shí)，即使開(kāi)大凝結(jié)水調(diào)門(mén)也只能增加相當(dāng)有限的凝結(jié)水流量。當(dāng)凝泵變頻器或變頻泵本身發(fā)生故障時(shí)，自動(dòng)聯(lián)啟備用工頻凝泵運(yùn)行，凝結(jié)水調(diào)負(fù)荷功能將自動(dòng)退出；若短時(shí)間內(nèi)不能恢復(fù)凝結(jié)水泵變頻運(yùn)行，則運(yùn)行人員可以手動(dòng)選擇退出CTF方式，而轉(zhuǎn)為CBF運(yùn)行方式，以滿(mǎn)足AGC控制要求。

2.2 鍋爐煤水比控制優(yōu)化

CTF方式下汽機(jī)調(diào)閥全開(kāi)后，凝結(jié)水調(diào)負(fù)荷功能只能改善機(jī)組變負(fù)荷初期對(duì)負(fù)荷指令的響應(yīng)速度，之后的負(fù)荷調(diào)節(jié)仍是依靠鍋爐側(cè)煤水比的變化。因此，要對(duì)鍋爐燃燒率的控制進(jìn)行超調(diào)優(yōu)化，如修正鍋爐煤水基準(zhǔn)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(fù)荷功能的使用。

2.3 凝汽器補(bǔ)水及低加水位控制優(yōu)化

正常運(yùn)行時(shí)，凝汽器水位主要由凝結(jié)水補(bǔ)水系統(tǒng)通過(guò)凝汽器正常補(bǔ)水和危急補(bǔ)水調(diào)門(mén)控制補(bǔ)水量。但凝結(jié)水調(diào)負(fù)荷功能投用后，當(dāng)機(jī)組負(fù)荷指令發(fā)生變化時(shí)，由于凝汽器及除氧器水位將發(fā)生大幅波動(dòng)，繼續(xù)以凝汽器水位為標(biāo)準(zhǔn)控制凝結(jié)水補(bǔ)水量已不再合適，應(yīng)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(yīng)根據(jù)凝結(jié)水系統(tǒng)蓄水總量的變化來(lái)調(diào)節(jié)控制補(bǔ)水量，防止凝結(jié)水調(diào)負(fù)荷功能投用后，凝汽器和除氧器水位波動(dòng)到不允許范圍內(nèi)，影響機(jī)組安全運(yùn)行。

另外，凝結(jié)水調(diào)負(fù)荷功能投入后，機(jī)組負(fù)荷發(fā)生變化時(shí)，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(dǎo)致低加水位高限切除低加運(yùn)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(mén)開(kāi)度的前饋量，強(qiáng)化其開(kāi)度響應(yīng)速度，以實(shí)現(xiàn)低加水位的平穩(wěn)控制，避免低加危急疏水閥開(kāi)啟和水位保護(hù)動(dòng)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(fù)荷功能投運(yùn)后，預(yù)留了一定的凝汽器及除氧器水位變化范圍，專(zhuān)用于一次調(diào)頻動(dòng)作；同時(shí)優(yōu)化給水控制，加快給水流量的響應(yīng)速度，即使在機(jī)組響應(yīng)負(fù)荷指令變化的過(guò)程中，凝汽器及除氧器水位達(dá)到限值的情況下，專(zhuān)用于一次調(diào)頻的水位余量仍可滿(mǎn)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(fù)荷功能投用試驗(yàn)

3.1 試驗(yàn)實(shí)例

圖2所示為CTF協(xié)調(diào)控制方式下凝結(jié)水調(diào)負(fù)荷功能投入后的機(jī)組變負(fù)荷試驗(yàn)曲線。圖2中，曲線1為機(jī)組實(shí)際負(fù)荷曲線，變化區(qū)間為360～620 MW；曲線2為機(jī)組負(fù)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(kāi)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(mén)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(biāo)。由圖2可以看出，機(jī)組負(fù)荷指令由597.7 MW開(kāi)始下降至548.1 MW的過(guò)程中，當(dāng)負(fù)荷指令開(kāi)始變動(dòng)時(shí)，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(mén)開(kāi)度由42%快速開(kāi)至67%，機(jī)組實(shí)際負(fù)荷由595.8 MW跟蹤下降，在此過(guò)程中，負(fù)荷指令變化速率約為8.27 MW/min，實(shí)際負(fù)荷變化速率約為8.22 MW/min；機(jī)組負(fù)荷指令由548.1 MW上升至597.8 MW的過(guò)程中，當(dāng)負(fù)荷指令變化時(shí)，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(jī)組實(shí)際負(fù)荷隨之增大，此過(guò)程中負(fù)荷指令變化速率約為9.94 MW/min，實(shí)際負(fù)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(fù)荷投入后變負(fù)荷試驗(yàn)曲線

由此可見(jiàn)，采用該運(yùn)行方式，當(dāng)負(fù)荷指令發(fā)生變化時(shí)，凝結(jié)水流量可在第一時(shí)間跟蹤負(fù)荷指令變化情況進(jìn)行較大幅度變化，使機(jī)組實(shí)際發(fā)電負(fù)荷能夠在鍋爐燃料量未變化之前即可根據(jù)指令進(jìn)行快速調(diào)節(jié)，機(jī)組各項(xiàng)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(mǎn)足電網(wǎng)AGC的指標(biāo)要求。同時(shí)，汽輪機(jī)高壓調(diào)門(mén)在機(jī)組負(fù)荷變動(dòng)的情況下可一直保持全開(kāi)狀態(tài)，減少汽輪機(jī)調(diào)門(mén)的節(jié)流損失，保障機(jī)組經(jīng)濟(jì)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(jī)高壓調(diào)門(mén)在運(yùn)行過(guò)程中均處于全開(kāi)狀態(tài)，大幅降低進(jìn)入汽輪機(jī)蒸汽的節(jié)流損失，提高高壓缸效率，降低機(jī)組熱耗率。雖然高調(diào)門(mén)處于全開(kāi)狀態(tài)下會(huì)使主汽壓力有所下降，降低機(jī)組循環(huán)熱效率，但兩者差值進(jìn)行抵扣后，機(jī)組運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性仍有較大幅度的提高；

2)汽機(jī)高調(diào)門(mén)全開(kāi)，主汽壓力下降的同時(shí)會(huì)使汽動(dòng)給水泵的驅(qū)動(dòng)蒸汽量有所下降，帶來(lái)一定的經(jīng)濟(jì)性；

3)全開(kāi)汽輪機(jī)高調(diào)門(mén)后，在相同的主汽溫度下，由于節(jié)流損失的減少，使進(jìn)入高壓缸的蒸汽溫度相對(duì)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(yīng)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(jī)組經(jīng)濟(jì)性。

綜上所述，凝結(jié)水調(diào)負(fù)荷功能投運(yùn)后，機(jī)組在CTF協(xié)調(diào)控制方式下，保證汽輪機(jī)高壓調(diào)門(mén)全開(kāi)，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(jī)組供電煤耗，如式(1)所示。根據(jù)式(1)計(jì)算可得出，該功能投運(yùn)后，不同負(fù)荷段下相對(duì)于高壓調(diào)門(mén)節(jié)流的CBF協(xié)調(diào)控制方式，機(jī)組供電煤耗降低的估算值，見(jiàn)表2。

表2 CTF方式下凝結(jié)水調(diào)負(fù)荷節(jié)能效果評(píng)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(jī)組供電煤耗的變化量；Δb缸效為汽機(jī)高調(diào)門(mén)全開(kāi)導(dǎo)缸效提高后供電煤耗的變化量；Δb汽壓為汽機(jī)高調(diào)門(mén)全開(kāi)主汽壓力降低后供電煤耗的變化量；Δb給水泵為汽動(dòng)給水泵驅(qū)動(dòng)蒸氣量下降后供電煤的變化量。

4 結(jié) 語(yǔ)

通過(guò)凝結(jié)水調(diào)負(fù)荷技術(shù)試驗(yàn)實(shí)例分析，當(dāng)機(jī)組負(fù)荷指令發(fā)生變化時(shí)，凝結(jié)水流量可在同一時(shí)間內(nèi)快速變化，從而改變低加抽氣量，使得機(jī)組變負(fù)荷速率基本接近負(fù)荷指令的變負(fù)荷速率，滿(mǎn)足電網(wǎng)AGC考核要求；同時(shí)，結(jié)合汽機(jī)高調(diào)門(mén)全開(kāi)的CTF協(xié)調(diào)控制方式，可有效降低發(fā)電機(jī)組的供電煤耗。在國(guó)家節(jié)能減排的大勢(shì)下，特別是對(duì)于蓄熱能力較小的直流鍋爐機(jī)組而言，凝結(jié)水調(diào)負(fù)荷技術(shù)是一種有效調(diào)整機(jī)組瞬時(shí)功率的方法，具有一定的研究和實(shí)際工程應(yīng)用價(jià)值。