凝結水調頻調負荷在1050MW火電機組上的應用

摘 要：為了提高機組運行經濟性，神華萬州電廠應用凝結水節流的節能型協調控制系統，實現汽機高壓調門全開，達到節能降耗。投入該新型協調控制系統后，在機組變負荷時，通過改變除氧器上水調節閥的開度改變凝結水流量，從而改變低壓加熱器抽汽量，暫時獲得或釋放一部分機組的負荷，滿足電網變負荷性能要求，實現節能的效果。該廠投入新協調運行一年以來，實際應用結果表明凝結水調負荷能力滿足重慶電網AGC、一次調頻性能要求。

關鍵詞：凝結水調負荷；一次調頻；汽機高壓調門；熱耗率；供電煤耗率

中圖分類號：TM621 文獻標識碼：A 文章編號：1004-7344（2018）26-0053-02

引 言

神華萬州電廠汽輪機系東方汽輪機有限公司生產N1050-28.0/600/620型超超臨界、中間再熱、四缸四排汽、單軸凝汽式汽輪機。與以往機型相比，該機組效率有了較大的提高。但由于采用高壓調門節流調節，平常運行時兩個高壓調門都存在一定的節流損失。為此，該廠決定在2016～2017年對1、2號機組進行了節能型協調控制系統的改造工作，采用凝結水參與負荷調節，實現了高壓調門全開下的經濟運行方式。

2017年8月，結合前期的控制功能設計方案，完成1、2號機二階段凝結水調頻試驗，并投入運行。11月份完成1、2號機凝結水調頻±11rpm驗收試驗。新協調方式下由鍋爐控負荷、汽機控壓力，并在此基礎上增加汽機調門全開功能，使用凝結水響應機組變負荷及一次調頻功能。

1 凝結水調頻調負荷控制原理

火電機組是通過增減煤量來改變機組負荷，由煤量反應到機組負荷有一定的遲滯，約2～4min。為滿足電網要求，需要通過改變汽機高壓調門來降低負荷響應遲滯，此方式下兩個高壓調門存在一定的節流損失。采用凝結水節流調負荷后，使汽機高壓調門全開，機組變負荷時，在凝汽器和除氧器允許的水位變化范圍內，通過改變除氧器上水調節閥的開度，改變凝結水流量，從而改變抽汽量，暫時獲得或釋放一部分機組的負荷，彌補汽機調門全開、負荷響應慢的不足，滿足機組變負荷性能要求的同時，實現節能的效果。

1.1 除氧器上水調節閥控制回路改造設計

機組負荷400～1050MW運行期間，原邏輯為除氧器上水調節閥調節除氧器與凝結水母管間差壓，凝泵變頻調節除氧器水位。而根據凝結水節流調負荷功能要求，調整為除氧器上水調節閥控制除氧器水位，凝泵變頻修改為隨負荷指令變化函數的開環控制回路。功能投用后，凝泵變頻指令隨負荷指令變化而變化，負荷指令升高，變頻指令增大，負荷指令降低，變頻指令減小。同時除氧器上水調節閥控制除氧器水位，除氧器液位高，上述調節閥關小，除氧器水位低，上水調節閥開大。

1.2 低加疏水回路控制優化

在#5、#6、#7低加正常疏水控制回路由原單一控制加熱器水位增加基于凝結水流量的前饋回路，確保凝結水調負荷功能投入后低加危急疏水閥不開啟。

1.3 凝汽器補水回路控制優化

凝汽器正常補水氣動調節閥調節凝汽器水位改為調節凝汽器與除氧器的加權水位。同時新增根據凝汽器與除氧器容量等參數計算加權水位邏輯。

1.4 機組協調邏輯

原協調控制方式為鍋爐控主汽壓力，汽機調門控機組負荷及一次調頻。新協調控制方式為鍋爐控負荷，汽機調門始終保持全開。在機組變負荷或電網一次調頻動作時，通過改變除氧器上水調節閥的開度來調整凝結水流量，從而改變低壓加熱器抽汽量，暫時獲得或釋放一部分機組的負荷，通過調整凝結水來滿足電網變負荷或一次調頻性能要求，實現節能的效果。

2 凝結水調負荷功能投用前后經濟性能對比試驗

2017年8月，完成1、2號機二階段凝結水調頻試驗，并投入運行。基于凝結水調負荷功能的新協調方式投用前后的對比試驗分別在1000MW、750MW、500MW三個負荷下進行。

負荷500MW、750MW及1000MW工況參數。

由表1看出，采用凝結水調頻調負荷功能后，500MW時供電煤耗率下降1.33g/（kW·h），500MW時供電煤耗率下降1.33g/（kW·h），750MW時供電煤耗率下降1.07g/（kW·h），1000MW時供電煤耗率下0.61g/（kW·h）。高負荷較低負荷供電煤耗率降低略少，其原因是原協調方式采用的滑壓運行，低負荷時高壓調門開度較小，高負荷高壓調門開度偏大。試驗證明，采用凝結水調頻調負荷功能后節能效果更好。

3 凝結水調頻調負荷功能投入后運行參數分析

3.1 -4～8rpm中小頻差下一次調頻加負荷

中小頻差下一次調頻加負荷過程主要采用除氧器上水調門進行控制，汽機高壓調門全開。

將汽機模擬轉速降低-4rpm、-6rpm、-8rpm，模擬一次調頻加負荷過程，觀察一次調頻動作情況以及除氧器上水調節閥的振動情況，2min左右（時間視機組情況而定），將轉速復位（3000r/min）。

在模擬-4rpm、-6rpm一次調頻工況時，僅凝結水參與一次調頻足以滿足電網要求，-6rpm動作時機組負荷上漲30MW，凝結水流量下降約1050t/h，除氧器上水調門由53.6%關至19.2%。在-8rpm動作時機組負荷上漲45MW，凝結水流量下降約1230t/h，除氧器水位調門由51.8%關至10%。

3.2 -8～11rpm大頻差下一次調頻加負荷

大頻差下一次調頻及變負荷過程主要采用除氧器上水調門進行控制，汽機高壓調門配合動作。

將汽機模擬轉速降低-11rpm，模擬一次調頻大頻差加負荷過程，觀察一次調頻動作情況以及除氧器上水調節閥的振動情況，2min左右（時間視機組情況而定），將轉速復位（3000r/min）。

在模擬11rpm一次調頻工況時，僅通過改變凝結水來響應一次調頻不能滿足電網要求，在邏輯上必須配合關小汽機調門來降低負荷。動作時機組負荷下降83MW，凝結水流量上漲約735.6t/h，除氧器上水調門由48.4%開至98.1%，汽機1/2號高壓調門由100%關至34.6%。

一般情況下，電網系統大轉差觸發的幾率極小，除非電網故障需要每個電廠參與調節外。

3.3 機組正常運行中一次調頻動作過程

凝結水一次調頻在負荷40～100%額定負荷時能正常投入，除氧器上水調整門開度控制在60%開度，保證一次調頻動作時凝結水調整有合適的裕度，可以看出在短時負荷變化區間，凝結水上水調門能迅速動作，機組負荷響應速度較快。一次調頻動作加負荷時凝結水調門除氧器上水調門由55%關至20%，一次調頻動作減負荷時除氧器上水調門由55%開至79%。

4 凝結水調頻調負荷運行中遇到的問題

（1）除氧器、凝汽器水位波動較大，給運行監視、處理帶來較大控制風險，運行人員監盤壓力較大。

（2）除氧器調門在中小開度頻繁大幅動作，導致除氧器上水調門處振動大、噪音大、設備穩定性及可靠性降低。

（3）采用凝結水調頻調負荷后協調控制邏輯發生了變化，原協調控制主汽壓力和機組負荷屬于機爐協調控制，更加精準，新的協調方式采用鍋爐控負荷，汽機調門全開，相當于鍋爐跟隨方式，此方式缺點是機組靜態穩定性略差。

5 結 論

基于新協調的凝結水調頻調負荷投入近一年的實際運行，實際應用結果表明凝結水調負荷能力能夠達到15MW/min，一次調頻能力滿足在±11rpm，滿足重慶電網AGC、一次調頻性能要求。基于問題，該廠通過制定了凝結水調頻調負荷投入技術措施，并嚴格監督執行，目前運行效果良好。

該廠采用凝結水調頻調負荷功能后，1000MW負荷工況，基于凝結水調負荷功能的新協調方式投用后的修正后汽機熱耗率較原協調方式下降16.0kJ/（kW·h），修正后供電煤耗率0.61g/（kW·h）。750MW負荷工況，基于凝結水調負荷功能的新協調方式投用后的修正后汽機熱耗率較原協調方式下降28.3kJ/（kW·h），修正后供電煤耗率下降1.07g/（kW·h）。500MW負荷工況，基于凝結水調負荷功能的新協調方式投用后的修正后汽機熱耗率較原協調方式下降34.6kJ/（kW·h），修正后供電煤耗率下降1.33g/（kW·h），機組經濟效益顯著。

參考文獻

[1]陳小強.1000MW機組一次調頻性能試驗優化.浙江省電力試驗研究院.中國電力，2011，43（4）.

收稿日期：2018-8-6