凝结水调负荷技术在660 MW机组上的试验应用

杜 洋

(淮北申皖发电有限公司，安徽 淮北 235000)

0 引 言

电网频率是衡量发电功率与用户负荷之间平衡的重要标志[1]，因此，电网对其区域内并网机组的AGC响应速度及一次调频能力均提出了较高要求，即要求当电网频率发生变化时，并网机组能快速改变其有功负荷，以维持电网功率的平衡以及电网频率的稳定[2]。尤其近些年来，各区域电网及省网均制定了详细的AGC及一次调频考核的细则文件，即《并网发电厂辅助服务管理实施细则》、《发电厂并网运行管理实施细则》，在经济较为发达的区域，细则考核要求更为严格。

目前，大部分600～1 000 MW超(超)临界火电机组为直流锅炉，由于锅炉与汽轮机之间没有汽包作为缓冲，加之机组协调系统能力的限制，普遍存在着对电网负荷响应速度相对较慢的问题。为改善这种情况，满足电网对AGC变负荷的要求，此类型机组大多采用以CBF为基础的协调控制方式[3]，即：锅炉侧用燃烧率来控制主蒸汽压力，汽机侧通过调门开度控制负荷。此种方式下，汽机调门采用节流运行方式，造成高压缸节流损失较大，存在汽压不稳、机组经济性差等缺点。

因此，需要有一种新型技术能够同时兼顾电网AGC考核要求及机组运行经济性[4]。基于凝结水调负荷的控制技术在660 MW机组上的应用实例，通过最大限度地利用机组回热加热系统的蓄热能力，将传统的以汽机高压调门节流控制的CBF方式转换为汽机高压调门全开CTF协调控制方式，可使高压调门的节流损失显著降低，优化机组负荷响应速度及运行经济性[5]，为同类型机组节能降耗工作提供一定的工程参考价值。

1 凝结水调负荷技术原理及能力计算

1.1 工作原理

凝结水调负荷技术具有调节幅度较小、负荷响应速度快、瞬时性强等特点，满足电网对机组负荷变化响应速度的要求，其最早是由德国西门子公司提出的[6]。

所谓凝结水调负荷技术，其工作原理并不复杂，本质上是通过改变汽轮机的抽汽量，在短时间内快速进行负荷调节。在凝汽器及除氧器水位允许变化范围内，通过除氧器上水调门开度的变化，改变凝结水流量，进而增加或减少进入低压加热器的抽汽量，从而短时间内使机组负荷快速得以升高或降低。例如，当机组接收到AGC指令开始降负荷时，在锅炉燃料量尚未响应之前，控制系统自动将凝结水出口调门开大，进入低压加热器的抽汽量随之增加，这样蒸汽在汽轮机内的做功量就得以减少，使机组发电功率快速下降，同时，除氧器水位有所上升，凝汽器水位相应下降。机组升负荷过程与之相反，不再赘述。其工作原理如图1所示。

图1 基于凝结水调负荷技术的工作原理

1.2 能力计算

以某台上汽-西门子N660-27/600/600 超(超)临界汽轮机发电组为研究对象，该汽轮机型式为：660 MW超(超)临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、抽汽凝汽式、九级回热抽汽，其中1号-4号加热器为低压加热器。通过机组热平衡计算，可以得出切除所有低压加热器后，理论上机组能够获得的最大负荷增加量，计算结果见表1。

通过表1数据可知，切除所有低压加热器后，低压加热器的抽汽重新回到汽轮机内做功，短时间内最大可增加机组功率约30.7 MW。当然，这只体现在理论层面上的数值，正常运行时，由于受到凝结水流量、除氧器、凝汽器以及低压加热器水位等诸多因素的限制，实际上能够参与调节的低压加热器抽汽量仅约为表1中所列的所有低压加热器总抽汽量的50%～60%；还应考虑汽轮发电机组的内效率。因此，机组在320～660 MW负荷区间内运行时，凝结水调负荷的最大能力约为 6～15 MW。

表1 低加全切时理论负荷增加量计算表

2 凝结水调负荷控制方式的优化

2.1 凝结水泵变频控制优化

凝结水调负荷功能投入运行后，凝结水泵变频调节功能将不再主要控制凝汽器水位，改为根据机组负荷指令的变化，与凝结水泵出口主、副调门协同作用，快速响应，调控凝结水流量。为兼顾凝泵变频的节能效果和凝结水调负荷功能的发挥，在低负荷情况下，应适当提高凝泵频率，否则当凝泵频率较低时，即使开大凝结水调门也只能增加相当有限的凝结水流量。当凝泵变频器或变频泵本身发生故障时，自动联启备用工频凝泵运行，凝结水调负荷功能将自动退出；若短时间内不能恢复凝结水泵变频运行，则运行人员可以手动选择退出CTF方式，而转为CBF运行方式，以满足AGC控制要求。

2.2 锅炉煤水比控制优化

CTF方式下汽机调阀全开后，凝结水调负荷功能只能改善机组变负荷初期对负荷指令的响应速度，之后的负荷调节仍是依靠锅炉侧煤水比的变化。因此，要对锅炉燃烧率的控制进行超调优化，如修正锅炉煤水基准函数、加快给水流量变化速率、优化给水焓值控制的智能死区以及锅炉主控的超调等，以配合凝结水调负荷功能的使用。

2.3 凝汽器补水及低加水位控制优化

正常运行时，凝汽器水位主要由凝结水补水系统通过凝汽器正常补水和危急补水调门控制补水量。但凝结水调负荷功能投用后，当机组负荷指令发生变化时，由于凝汽器及除氧器水位将发生大幅波动，继续以凝汽器水位为标准控制凝结水补水量已不再合适，应将除氧器水位纳入调节范围内，将其与凝汽器水位变化综合考虑。因此，应根据凝结水系统蓄水总量的变化来调节控制补水量，防止凝结水调负荷功能投用后，凝汽器和除氧器水位波动到不允许范围内，影响机组安全运行。

另外，凝结水调负荷功能投入后，机组负荷发生变化时，凝结水流量与低压加热器抽汽量均将快速大幅度变化，使低加水位难以控制，甚至可能导致低加水位高限切除低加运行。因此，低加水位控制方式引入凝结水流量作为疏水阀门开度的前馈量，强化其开度响应速度，以实现低加水位的平稳控制，避免低加危急疏水阀开启和水位保护动作等情况的发生。

2.4 一次调频控制优化

凝结水调负荷功能投运后，预留了一定的凝汽器及除氧器水位变化范围，专用于一次调频动作；同时优化给水控制，加快给水流量的响应速度，即使在机组响应负荷指令变化的过程中，凝汽器及除氧器水位达到限值的情况下，专用于一次调频的水位余量仍可满足其变化能力，能保证一次调频的快速性。

3 凝结水调负荷功能投用试验

3.1 试验实例

图2所示为CTF协调控制方式下凝结水调负荷功能投入后的机组变负荷试验曲线。图2中，曲线1为机组实际负荷曲线，变化区间为360～620 MW；曲线2为机组负荷指令曲线，变化区间为360～620 MW；曲线3为除氧器水位，变化区间为1 200～2 000 mm；曲线4为凝汽器热井水位，变化区间为500～1 100 mm；曲线5为除氧器主调阀开度，变化区间为20%～100%；曲线6为凝结水流量，变化范围为500～2 000 t/h；曲线7为高调门阀位，变化范围为0%～100%。将上述曲线的变化范围均折算为百分比作出图2纵坐标。由图2可以看出，机组负荷指令由597.7 MW开始下降至548.1 MW的过程中，当负荷指令开始变动时，凝结水流量立即由1 138 t/h快速上升至1 320 t/h，除氧器上水主调门开度由42%快速开至67%，机组实际负荷由595.8 MW跟踪下降，在此过程中，负荷指令变化速率约为8.27 MW/min，实际负荷变化速率约为8.22 MW/min；机组负荷指令由548.1 MW上升至597.8 MW的过程中，当负荷指令变化时，凝结水流量快速降低至575 t/h，除氧器上水主调阀也由68%快速关至20%，机组实际负荷随之增大，此过程中负荷指令变化速率约为9.94 MW/min，实际负荷变化速率约为10.3 MW/min。

图2 CTF控制方式下凝结水调负荷投入后变负荷试验曲线

由此可见，采用该运行方式，当负荷指令发生变化时，凝结水流量可在第一时间跟踪负荷指令变化情况进行较大幅度变化，使机组实际发电负荷能够在锅炉燃料量未变化之前即可根据指令进行快速调节，机组各项参数的稳定性也很好，均可控制在允许的范围内，完全能够满足电网AGC的指标要求。同时，汽轮机高压调门在机组负荷变动的情况下可一直保持全开状态，减少汽轮机调门的节流损失，保障机组经济性。

3.2 节能效果分析

1)在CTF协调控制方式下，汽轮机高压调门在运行过程中均处于全开状态，大幅降低进入汽轮机蒸汽的节流损失，提高高压缸效率，降低机组热耗率。虽然高调门处于全开状态下会使主汽压力有所下降，降低机组循环热效率，但两者差值进行抵扣后，机组运行经济性仍有较大幅度的提高；

2)汽机高调门全开，主汽压力下降的同时会使汽动给水泵的驱动蒸汽量有所下降，带来一定的经济性；

3)全开汽轮机高调门后，在相同的主汽温度下，由于节流损失的减少，使进入高压缸的蒸汽温度相对CBF控制方式下有所上升，因此高压缸排汽温度也将随之升高，相应提高了再热蒸汽温度，可一定程度提高再热蒸汽温度偏低的机组经济性。

综上所述，凝结水调负荷功能投运后，机组在CTF协调控制方式下，保证汽轮机高压调门全开，主要在主汽压力降低、缸效增加及给水泵功耗减少等方面影响机组供电煤耗，如式(1)所示。根据式(1)计算可得出，该功能投运后，不同负荷段下相对于高压调门节流的CBF协调控制方式，机组供电煤耗降低的估算值，见表2。

表2 CTF方式下凝结水调负荷节能效果评估

Δb供电煤耗=Δb缸效-Δb汽压+Δb给水泵

(1)

式中：Δb供电煤耗为采用CTF协调控制方式后机组供电煤耗的变化量；Δb缸效为汽机高调门全开导缸效提高后供电煤耗的变化量；Δb汽压为汽机高调门全开主汽压力降低后供电煤耗的变化量；Δb给水泵为汽动给水泵驱动蒸气量下降后供电煤的变化量。

4 结 语

通过凝结水调负荷技术试验实例分析，当机组负荷指令发生变化时，凝结水流量可在同一时间内快速变化，从而改变低加抽气量，使得机组变负荷速率基本接近负荷指令的变负荷速率，满足电网AGC考核要求；同时，结合汽机高调门全开的CTF协调控制方式，可有效降低发电机组的供电煤耗。在国家节能减排的大势下，特别是对于蓄热能力较小的直流锅炉机组而言，凝结水调负荷技术是一种有效调整机组瞬时功率的方法，具有一定的研究和实际工程应用价值。