CCPP机组热态启动燃机汽机同步升负荷技术开发与应用

王振宇

(上海申能临港燃机发电有限公司，上海 201306)

燃气-蒸汽联合循环(CCPP)机组以其高效、环保、灵活的特性，成为目前最重要的发电形式之一。国内CCPP大多被定位为调峰机组，昼开夜停、启停频繁，启停阶段的运行小时数在总运行时间中占比大，且其中大部分为热态启动。燃气轮机(以下简称燃机)启动阶段负荷低、效率低，其气耗水平远高于正常负荷情况。因此，提高机组启停过程的经济性，特别是热态启动过程的经济性，对于燃机电厂的经济运行很重要。

目前，国内单轴联合循环机组在蒸汽轮机(以下简称汽机)并网过程的匹配策略普遍是：燃机先停在固定负荷点，等待汽机冲转和升负荷完成后，再根据汽机的应力情况继续升负荷[1-3]。国际上，西门子股份公司(以下简称“西门子”)开发了联合循环机组快速启动FACYTM技术[4]，但由于传统汽包锅炉的汽包热惯性大，启动时热应力大，制约了燃机快速升负荷，因而FACYTM技术主要用于采用直流锅炉的联合循环机组；此外，FACYTM技术要求放开汽轮机应力限制来实现燃机和汽机同步升负荷，因此，该技术仅在机组极热态启动(汽轮机中压转子温度高于350 ℃)时投用。可以看出，FACYTM技术虽然可以实现燃机与汽机同步升负荷功能，但其应用场合有限。

笔者研究了西门子F级联合循环机组现有的启动控制策略，基于现有联合循环及其运行参数，建立了机组启动阶段的效率模型，并结合汽机应力限制条件，对启动过程进行参数优化，得到了一套适用于汽包锅炉机组的燃机汽机同步升负荷优化参数组合，并基于此开发了热态启动燃机汽机同步升负荷技术。该技术以不放开汽轮机应力限制为前提，只要机组热态启动(汽轮机中压转子温度高于200 ℃)就可以投用本技术。通过反复测试并检验其实际运行效果，验证了传统西门子F级联合循环机组热态启动燃机汽机同步升负荷的可行性，并确认其对机组运行安全性、经济性的影响。

1 现有启动控制策略

西门子F级联合循环机组现有的负荷控制逻辑框图如图1所示，在透平控制系统(TCS)侧的控制回路，根据联合循环负荷指令和实际负荷进行前馈和闭环比例-积分-微分(PID)调节，最终控制指令以燃料百分比形式输出至燃机燃料阀控制回路，调节燃料阀开度，使得实际负荷与目标负荷保持一致。

图1 西门子F级联合循环机组负荷控制框图

在联合循环负荷指令送至负荷调节回路前，需经过2个速率限制环节，其中“速率1”设在机组分散控制系统(DCS)协调控制回路，主要为了防止余热锅炉汽包及汽机汽缸金属应力过大，而对燃机升降负荷速率进行限制。另一速率限制环节“速率2”设在TCS控制器中，主要考虑燃机在正常工况和异常工况下的变负荷要求。

在现有启动控制逻辑下，汽机冲转升负荷过程中，强制燃机处于排烟温度限制模式，协调控制至燃机控制器的目标负荷跟随实际负荷，燃机负荷则被钳制在一固定的暖机负荷点。热态启动时，待汽机旁路全收后，协调控制放开其对燃机排烟温度的限制，燃机由排烟温度限制模式切为负荷控制模式，联合循环机组的出力在燃机的带动下逐步达到目标负荷。

所研究机组典型热态启动参数曲线如图2所示。从图2可以看出，从汽机冲转至3 000 r/min与燃机啮合，至旁路全收燃机开始升负荷历时约8～9 min，在此期间，燃机负荷基本保持不变。若能实现燃机在汽机啮合之后就开始同步升负荷，则能有效缩短机组的启动时间。

图2 同步升负荷技术实施前机组热态启动曲线

2 同步升负荷技术开发

2.1 同步升负荷技术分析

众所周知，CCPP机组的典型配置为汽包锅炉。在采用传统汽包式余热锅炉的CCPP机组上直接应用燃机汽机同步升负荷技术，会面临一些问题。首先，机组安全准则不能放开，在实施同步升负荷时，需要考虑汽包应力及汽机应力对机组快速升负荷的限制；其次，由于燃机在汽机旁路全收之前就开始升负荷，需考虑燃机负荷提高所增加的蒸汽量会经旁路直接进入凝汽器而白白浪费，抵消燃机负荷升高使得燃机效率提高所带来的收益。因此，为了使CCPP机组在启动过程中获得整体最优的经济性，需要对机组多个系统进行全面的优化。

实施同步升负荷技术时，应以不放宽应力限制条件、不抬高燃机所允许的升负荷速率为前提，以提高联合循环效率为目标，综合考虑各影响因素，建立启动阶段效率模型，并通过参数优化，最终得到一套较优的燃机汽机同步升负荷启动参数，并基于此开发热态启动燃机汽机同步升负荷技术。

2.2 同步升负荷参数优化

2.2.1 优化参数分析

对于联合循环电站，本文改造的目标是使得热态启动时汽机啮合后至机组达到最低运行负荷这一阶段的联合循环效率达到最高。下面分析影响联合循环效率的各个因素。

(1) 燃机效率。

燃机效率随燃机负荷的提高而提高，单轴重型燃机的负荷与效率曲线[5]可拟合为：

(1)

(2) 汽机负荷。

汽机的出力不需要燃机额外耗气，因而汽机啮合后尽快提高负荷可以提高联合循环效率。但是为了保障汽机设备安全，在西门子原始设计中对汽机升负荷有2项限制：一个是汽机进汽量变化率的限制，另一个是汽机应力控制的限制。

进汽量变化率的限制是汽机制造厂依据经验设定的一道直接限制，通过与厂商沟通，可以在汽机冲转升负荷阶段将进汽量变化率Q2由7%/min临时抬高至20%/min。

在汽机进汽量变化率放开的同时，汽机的应力限制仍然保持原始设计不变，从而能够保证设备安全。汽机的应力水平与汽缸温度的上升速率有关，对于西门子F级联合循环机组，从其控制逻辑中得到其汽缸应力裕度的表达式：

tS=0.177T1(tM)+0.131 3T2(tM)+

0.691 7T3(tM)

(2)

tmargin=f(tS)-(tM-tS)

(3)

式中：tS为转子温度；tM为汽缸温度；T1、T2和T3分别为3个一阶惯性环节；tmargin为汽机需要保证的应力裕度准则。

汽机汽缸温度的升高与主蒸汽温度和流量有关[6]，主蒸汽温度越高则汽缸升温越快，且结合式(2)和式(3)可以发现，汽缸升温越快汽机应力裕度越小。

而主蒸汽温度和流量又与燃机负荷有关，因而汽机升负荷的这2项限制会影响到燃机的升负荷速率。对于西门子F级燃机，在汽机冲转阶段燃机透平出口温度TTO基本保持不变。此时需要采用ε-NTU法对余热锅炉逐级进行换热计算，就可以得到各级主蒸汽温度[7]。

为了削弱汽机应力控制的限制对燃机升负荷速率的影响，可以通过增大减温水流量来降低主蒸汽温度，从而降低汽机应力。但是减温水的加入会带来额外的传热损失，降低整体效率，减温水带来的传热损失如下：

(4)

式中：HL为混合过程带来的不可逆损失；τ=t2/t1；x=m1/m2；t1、t2和t0分别为减温水温度、主蒸汽温度以及二者混合后的温度；m1、m2和m分别为减温水流量、主蒸汽流量以及二者混合后的流量;cp为比定压热容。

(3) 锅炉运行。

对于联合循环升负荷，余热锅炉侧同样有应力控制限制。由于该应力限制涉及设备安全，不能放开，因而本次同步升负荷优化并未对锅炉运行参数进行调整。而同步升负荷优化后对锅炉运行安全性的验证将在优化的应用效果中给出。

2.2.2 参数的优化

综合第2.2.1节分析，影响启动阶段联合循环效率的因素包括联合循环升负荷速率Q1和主蒸汽温度的降低量td，另外存在保证汽机安全的2个限制条件：tmargin>-2.5 K,Q2≤20%/min。

优化改造机组所在电厂的运行方式为：汽机啮合后，机组先升至最低运行负荷(260 MW)，然后按照电网要求投入自动负荷控制(AGC)，完成启动过程。由于笔者主要对汽机啮合后的启动过程进行了优化，因而以汽机啮合至联合循环达最低运行负荷这段时间的经济收益E作为优化目标。优化时使用的经济参数包括电价a为0.485 6元/(kW·h)，天然气价b为2.5元/m3，天然气热值q为36 MJ/m3。

(5)

在Matlab中采用优化函数fmincon对这一模型进行优化，得到各参数的优化结果见表1。

根据优化结果可以发现，在保证应力安全的前提下，联合循环升负荷速率有很大提高，并且优化后的经济收益也很明显。

表1 参数优化结果

2.2.3 汽机旁路控制配套优化

由于燃机升负荷时若旁路仍处于开启状态，则大量蒸汽会经由旁路白白浪费，抵消了燃机快速升负荷使得燃机效率提高所带来的收益，所以在进行同步升负荷改造的同时需要对汽机旁路系统的控制逻辑进行配套优化，以缩短旁路全收时间。

控制逻辑修改的主要思路为：在汽机冲转前临时抬高旁路压力定值，从而减小阀门开度与动作行程，进而缩短旁路关闭时间，减少浪费的蒸汽量，在旁路全收后将定值恢复。

2.3 同步升负荷策略实施

为了实现联合循环机组在热态启动过程中，燃机与汽机同步升负荷，首先需要在汽机啮合后，解除燃机排烟温度限制模式，将燃机燃料量控制切换回负荷控制回路。同时，考虑到现有联合循环负荷指令的速率限制环节“速率1”和“速率2”是对联合循环总负荷的限制，而在汽机冲转过程中汽机自身负荷上升较快，因此，必须放开原本的上升速率限制才能使燃机负荷同步上升。

因“速率1”主要是对余热锅炉汽包及汽机汽缸金属应力的控制，故对其放开限制时，始终以不改变应力控制为前提。基于第2.2节的参数优化结果，对于“速率1”的修改就是将汽机进汽量变化率从原本的7%/min提高到20%/min，对“速率2”的修改就是将升负荷速率从原本的14 MW/min提高至56.3 MW/min。同时控制主蒸汽温度降低6.8 K，这样就实现了同步升负荷的参数优化。

在放开联合循环升负荷速率的同时，为避免汽机升负荷变慢导致燃机实际升负荷速率大于燃机本身的升负荷限制，需要在送给燃机的燃料量上增加速率限制环节“速率3”(如图1所示)。

此外，为了保证同步升负荷技术不影响机组正常运行时的控制，“速率3”环节仅在热态启动汽机冲转升负荷过程中有效，“速率1”和“速率2”也仅在该过程中临时提高，td也只在该过程中有效。启动完成后，将联合循环升负荷速率限制器“速率1”和“速率2”以及主蒸汽温度定值自动恢复成原始值，同时切除燃料量上升限制环节“速率3”，负荷控制逻辑恢复正常，此后，燃机按正常方式将联合循环出力带至目标负荷。

3 应用效果

在所研究机组应用热态启动燃机汽机同步升负荷技术后，燃机启动过程顺利，优化前后汽机及余热锅炉重要安全技术参数对比曲线见图3和图4。从图3可以看出，在应用同步升负荷技术后，余热锅炉高压汽包的升温升压过程虽发生一定变化，但是其升高速率仍在安全范围内。而从图4可以看出，由于中压主蒸汽温度的适度降低，中压缸的应力裕度反而得到了提升，高压缸的应力裕度虽稍有下降，但仍能保证安全裕量，未触发汽机应力对升负荷速率的限制。另外，CCPP机组各轴承振动、瓦温正常，没有明显变化。这表明将新的同步升负荷技术方案应用到西门子现有F级燃机中是安全可行的。

(a) 优化前

(b) 优化后

Fig.3 Safety parameters of the HRSG during hot start-up before and after applying the parallel start-up technology

(a) 优化前

(b) 优化后

Fig.4 Safety parameters of the steam turbine during hot start-up before and after applying the parallel start-up technology

图5 同步升负荷技术实施后机组热态启动参数曲线

同步升负荷优化后的机组热态启动参数曲线见图5。由图5可知，在汽机啮合以后，燃机排烟温度限制模式切除，燃机负荷与汽机负荷同步上升，并且由于提高了汽机升负荷阶段的进汽速率，汽机升负荷速率也明显加快，在这两方面作用下，有效缩短了启动时间。优化前，从汽机啮合至最低运行负荷的升负荷过程需要约16 min(见图2)，而优化后，该过程缩短至9 min，时间缩短约43%；且优化后汽机啮合至旁路全收的时间由原来的8～9 min缩短至2～3 min，大大减少了蒸汽和减温水的浪费。

经实际核算，优化阶段单台机组单次热态启动的发电收益及天然气成本见表2。从表2可以看出，采用同步升负荷技术后，单次热态启动至少可节约费用2 513元，按照某电厂2015年热态启动276次计算，至少可节约费用70万元/a，同步升负荷优化效果明显。事实上，CCPP机组热态启动达到最低运行负荷后随即投入AGC，机组负荷会更高，耗气量更低，实际经济效益将更为可观。

表2 单台机组单次热态启动费用

此外，缩短机组启动时间，还能更及时地响应电网负荷需求，提高机组调峰性能，为保障电网安全运行提供有力支撑。

4 结 论

研究了西门子F级联合循环机组现有的启动控制策略，基于现有联合循环运行参数，建立了机组启动阶段的效率模型，并结合汽机应力限制条件，对启动过程进行了参数优化，得到了一套燃机汽机同步升负荷优化参数组合，基于此开发了热态启动燃机汽机同步升负荷技术，并将其应用到实际机组控制中。在保证机组安全运行的同时，完成同步升负荷优化后的机组，可以缩短热态启动时汽机啮合至启动完成的时间约43%，有效提高了电厂运行经济性和机组快速启动调峰性能。

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