杜 洋

(淮北申皖發(fā)電有限公司，安徽 淮北 235000)

0 引 言

電網頻率是衡量發(fā)電功率與用戶負荷之間平衡的重要標志[1]，因此，電網對其區(qū)域內并網機組的AGC響應速度及一次調頻能力均提出了較高要求，即要求當電網頻率發(fā)生變化時，并網機組能快速改變其有功負荷，以維持電網功率的平衡以及電網頻率的穩(wěn)定[2]。尤其近些年來，各區(qū)域電網及省網均制定了詳細的AGC及一次調頻考核的細則文件，即《并網發(fā)電廠輔助服務管理實施細則》、《發(fā)電廠并網運行管理實施細則》，在經濟較為發(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，加之機組協調系統能力的限制，普遍存在著對電網負荷響應速度相對較慢的問題。為改善這種情況，滿足電網對AGC變負荷的要求，此類型機組大多采用以CBF為基礎的協調控制方式[3]，即：鍋爐側用燃燒率來控制主蒸汽壓力，汽機側通過調門開度控制負荷。此種方式下，汽機調門采用節(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)、機組經濟性差等缺點。

因此，需要有一種新型技術能夠同時兼顧電網AGC考核要求及機組運行經濟性[4]。基于凝結水調負荷的控制技術在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的蓄熱能力，將傳統的以汽機高壓調門節(jié)流控制的CBF方式轉換為汽機高壓調門全開CTF協調控制方式，可使高壓調門的節(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 凝結水調負荷技術原理及能力計算

1.1 工作原理

凝結水調負荷技術具有調節(jié)幅度較小、負荷響應速度快、瞬時性強等特點，滿足電網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]。

所謂凝結水調負荷技術，其工作原理并不復雜，本質上是通過改變汽輪機的抽汽量，在短時間內快速進行負荷調節(jié)。在凝汽器及除氧器水位允許變化范圍內，通過除氧器上水調門開度的變化，改變凝結水流量，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，控制系統自動將凝結水出口調門開大，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 基于凝結水調負荷技術的工作原理

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，計算結果見表1。

通過表1數據可知，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做功，短時間內最大可增加機組功率約30.7 MW。當然，這只體現在理論層面上的數值，正常運行時，由于受到凝結水流量、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)電機組的內效率。因此，機組在320～660 MW負荷區(qū)間內運行時，凝結水調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 凝結水調負荷控制方式的優(yōu)化

2.1 凝結水泵變頻控制優(yōu)化

凝結水調負荷功能投入運行后，凝結水泵變頻調節(jié)功能將不再主要控制凝汽器水位，改為根據機組負荷指令的變化，與凝結水泵出口主、副調門協同作用，快速響應，調控凝結水流量。為兼顧凝泵變頻的節(jié)能效果和凝結水調負荷功能的發(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，即使開大凝結水調門也只能增加相當有限的凝結水流量。當凝泵變頻器或變頻泵本身發(fā)生故障時，自動聯啟備用工頻凝泵運行，凝結水調負荷功能將自動退出；若短時間內不能恢復凝結水泵變頻運行，則運行人員可以手動選擇退出CTF方式，而轉為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方式下汽機調閥全開后，凝結水調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，之后的負荷調節(jié)仍是依靠鍋爐側煤水比的變化。因此，要對鍋爐燃燒率的控制進行超調優(yōu)化，如修正鍋爐煤水基準函數、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等，以配合凝結水調負荷功能的使用。

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水補水系統通過凝汽器正常補水和危急補水調門控制補水量。但凝結水調負荷功能投用后，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水補水量已不再合適，應將除氧器水位納入調節(jié)范圍內，將其與凝汽器水位變化綜合考慮。因此，應根據凝結水系統蓄水總量的變化來調節(jié)控制補水量，防止凝結水調負荷功能投用后，凝汽器和除氧器水位波動到不允許范圍內，影響機組安全運行。

另外，凝結水調負荷功能投入后，機組負荷發(fā)生變化時，凝結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 一次調頻控制優(yōu)化

凝結水調負荷功能投運后，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，專用于一次調頻的水位余量仍可滿足其變化能力，能保證一次調頻的快速性。

3 凝結水調負荷功能投用試驗

3.1 試驗實例

圖2所示為CTF協調控制方式下凝結水調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為除氧器主調閥開度，變化區(qū)間為20%～100%；曲線6為凝結水流量，變化范圍為500～2 000 t/h；曲線7為高調門閥位，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，凝結水流量快速降低至575 t/h，除氧器上水主調閥也由68%快速關至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控制方式下凝結水調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指令進行快速調節(jié)，機組各項參數的穩(wěn)定性也很好，均可控制在允許的范圍內，完全能夠滿足電網AGC的指標要求。同時，汽輪機高壓調門在機組負荷變動的情況下可一直保持全開狀態(tài)，減少汽輪機調門的節(jié)流損失，保障機組經濟性。

3.2 節(jié)能效果分析

1)在CTF協調控制方式下，汽輪機高壓調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，機組運行經濟性仍有較大幅度的提高；

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

3)全開汽輪機高調門后，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濟性。

綜上所述，凝結水調負荷功能投運后，機組在CTF協調控制方式下，保證汽輪機高壓調門全開，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門節(jié)流的CBF協調控制方式，機組供電煤耗降低的估算值，見表2。

表2 CTF方式下凝結水調負荷節(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協調控制方式后機組供電煤耗的變化量；Δb缸效為汽機高調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動蒸氣量下降后供電煤的變化量。

4 結 語

通過凝結水調負荷技術試驗實例分析，當機組負荷指令發(fā)生變化時，凝結水流量可在同一時間內快速變化，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AGC考核要求；同時，結合汽機高調門全開的CTF協調控制方式，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，凝結水調負荷技術是一種有效調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。