600MW超临界机组滑压优化探究

罗兴宇

（浙江大唐乌沙山发电有限责任公司，浙江 宁波 315722）

0 引言

为了积极响应电网对统调电厂的负荷变化率要求，以及提高机组在不同负荷段的经济性，同时依据上级部门《关于进行600MW等级机组滑压优化调整的通知》，结合电力科学院所做的《600MW等级典型机组滑压优化总结》的建议和提高机组变负荷工况的经济性的要求，特进行了阀门特性和配汽特性试验。根据试验结果和出具的报告，目前某公司的滑压曲线与最优运行曲线存在一定差异，因此需要对机组滑压进行优化。按最优曲线理论调整，预计可为公司贡献平均煤耗0.53g/kWh。

1 滑压曲线概述

1.1 机组设计阀门配汽及滑压特点[1-3]

顺序阀控制的滑压运行机组最经济的运行曲线呈分段式，在600MW到500MW为定压运行而在500MW为拐点做滑压运行。并且在500MW以上滑压和定压运行的实际热耗值相差较小，锅炉汽轮机效率最大不超过15kJ/kWh，为了提高机组的主汽压力，温度得稳定以满足电网的AGC及一次调频的要求。因此，在500MW处进行定压运行，如图1所示。

1.2 系统滑压曲线介绍及存在问题

某公司原机组压力控制方式现采用定滑定方式，即0～300MW，15.2MPa，定压运行；300MW～580MW，15.2MPa～24.2MPa，滑压运行；580MW～600MW，24.2MPa，定压运行。

由于机组在高负荷区间，一方面要响应调度负荷指令的需要，另一方面在高负荷区，为防止主汽压、主汽温超调，汽轮机调门参与压力调节。压力和负荷的调节方向相反导致调门指令频繁动作，容易引起机组运行的不稳定，甚至导致机组的阀门振荡，如图2 所示。

在常用煤种运行时，满负荷运行需要煤量为240t/h，调门开度维持在90%左右，而GV3开度在20%附近。如在图2工况下，由于实际压力大于压力定值（24.4MPa/24.2MPa），为了维持压力稳定，压力回路要求开大阀门以降低机前压力；而实际负荷却又大于负荷指令(595MW/593MW)。因此，指令回路需要关小阀门开度以降低负荷，两者的方向相反，可能导致机组阀门和指令开始摆动，其负荷摆动最大到2MW，阀门由89%摆动到91%。

1.3 系统滑压曲线优化的可行性

通过试验发现在机组500MW以上负荷采取定压运行，其经济性并没有明显下降，在理论工况下热耗仅差2.271kJ/kWh，煤量差0.08g/kWh。因此，综合考虑决定采用采取500MW定压运行方式。在不影响经济性和安全性的前提下，能提高机组高负荷下负荷响应能力，机组在高负荷下的安全稳定运行能力[2]，如表1所示。

2 滑压曲线优化改造

2.1 滑压曲线定值修改

以下为原实际滑压运行曲线，最优滑压运行曲线以及设计滑压运行曲线，如图3 所示。

鉴于原设计曲线和实际运行曲线在高负荷阶段存在调节方向相反的情况发生，准备在500MW左右设置定压运行区域。这个区域必然不是最经济的区域，其过程实际上和500MW为拐点的定压区域相当，结合500MW以上定压运行和最优运行方式的热耗升高较小，同时考虑到提高机组压力可以提升机组AGC和一次调频的响应能力，因此，采用500MW定压运行方式。

压力控制方式仍采用定滑定方式，即0MW～300MW，14.8 MPa，定压运行；300MW～500MW，14.8MPa～24.2MPa，滑压运行；500MW～600MW，24.2MPa，定压运行。

2.2 滑压曲线定值修改后煤量配比

由于机组在500MW开始定压运行，因此在升负荷阶段，从300MW到500MW机组压力定值提高9.4MPa，需要重新对负荷对应煤量的基准值进行重新配比。需要在300MW到500MW之间的煤量基准前馈适当提高，以满足压力和负荷的双重响应。

表1 机组最优和实际滑压节能效果比较Table 1 The Optimal generating unit and the actual sliding pressure energy saving effect

而在降负荷阶段，由于500MW采用定压运行，机组在高负荷段由于调门响应负荷而导致机组实际压力超出压力定值较多，因此，在600MW～500MW降负荷阶段，需要将基准前馈减小，以防止压力的超调。

原煤量基准线为300MW-111t/h，450MW-174t/h，500MW-196t/h，600MW-240t/h。为了提高升负荷阶段压力和负荷响应，将曲线修改为450MW-178t/h，500MW-201t/h。而为了防止降负荷中的压力超调将曲线修改为600MW-236t/h，550MW-220t/h。

2.3 滑压曲线定值修改后水量配比

由于机组在500MW定压运行，高负荷段运行时压力定值高于以前，其对应的饱和温度也相应提高，为了保证中间点温度的稳定从而保证主汽温在可控范围，将水量和负荷重新配比。在煤量192t/h至225t/h之间，即负荷在480MW至560MW左右，将水量适当提高防止主汽温超温。

在水煤的配比上，要基本保证在定压段运行阶段，水煤比随负荷的增加而适当减小，而在滑压运行阶段水煤比的适当上升，保证水量在升降负荷阶段可以在量上保证压力和温度的需要，而在时间的变化上通过试验和负荷变动确定，确保中间点温度在合理范围内，如图4、图5 所示。

2.4 滑压曲线定值修改后动态前馈配比

由于机组在500MW定压运行，其前馈都在曲线优化前后都有较大的区别。锅炉前馈主要包括负荷变化微分前馈，实际指令静态前馈，实际负荷微分前馈以及压力偏差微分前馈。而在优化前后由于实际压力和压力定值相差较大，因此，在4个煤量前馈的配比上对各参数进行重新的配比。将压力偏差微分的微分时间和放大系数都适当加强，而在一阶和二阶加权构成的负荷变化微分前馈中，以调整变负荷初始、中间、结束不同阶段所加的燃料量和持续的时间长短。

2.5 过热一减及二减参数优化

由于机组在500MW定压运行，高负荷段运行时压力定值高于以前，其对应的饱和温度也相应提高，因此，必须加快一减及二减PID调节的速度，重新对两个减温水的参数进行优化，以防止由于中间点温度过高导致主汽温超温现象发生。

2.6 动态试验曲线

从图6中可以看出，在机组从600MW降至500MW的10min降负荷阶段，压力维持在24.2MPa，动态过程偏差小，至静态过程时由于调门的快速响应导致压力反调最高升至25.33MPa，超压近1 MPa，从而影响负荷11MW。从500MW至400MW的下降区间，机组能满足运行要求，其静态的偏差为0.45MW，压力静态偏差为0.01MPa，如图6所示。

从图7可见，在机组从400MW升至500MW的上升区间，机组负荷能响应较好能满足运行要求，没有发生由于压力定值较快导致的实际压力欠压现象，其最大的静态偏差为0.2MW，压力静态偏差为0.18MPa，而且动态中其最大的动态偏差也仅仅为0.6MW，压力动态偏差为0.3MPa，如图7所示。

3 滑压曲线修改效果

3.1 发电计划曲线效果

发电计划曲线直接体现机组在负控状态下自动调节的品质，直接体现滑压曲线修改前后其自动跟踪电网负荷变化的能力。现将滑压曲线修改前后的4月，5月，6月份2号机组发电计划曲线考核情况统计对比如表2所示。

表2 滑压曲线修改前后发电计划曲线考核情况Table 2 Sliding pressure curve power before and after the modi fi cation plan evaluation

表3 滑压曲线修改前后AGC精度考核情况Table 3 Sliding pressure curve changes before and after the AGC accuracy assessment

从数据分析看，滑压曲线修改前后其发电计划曲线考核情况没有发生本质变化，机组对负荷跟踪的能力前后影响较小，能满足电网大负荷变动和连续负荷变动的要求。

3.2 AGC调节精度效果

AGC调节精度指机组在AGC指令小负荷变动工矿下，机组对电网负荷快速响应的能力，现将机组滑压曲线修改前后的AGC精度对比如表3所示。

从数据分析看，滑压曲线修改前后其AGC调节精度考核情况没有发生本质变化，并有好转。机组响应小负荷变动能力前后对比效果有不同程度提高。因此，对机组调节品质的影响有较好的作用。

3.3 滑压前后经济性效果

下表从修改前后高压缸效率在不同负荷点对比如下：420MW负荷点：试验数据表明实现两阀滑压（主汽压力20.98MPa）比原曲线下将有40kJ/kWh的下降；360负荷点：试验数据表明实现两阀半滑压（主汽压力16.4MPa）比原曲线（主汽压力17.21MPa）下将有40kJ/kWh的下降；300负荷点：试验数据表明在通常滑压点（主汽压力14.8MPa）实现两阀滑压将取得最低的热耗值，因此，认为在14.8MPa压力点比较合适，如表4所示。

4 结束语

为了积极的响应电网对负荷和一次调频的要求，同时结合提高机组压力和高低负荷段的经济性而进行的滑压曲线优化，从滑压曲线优化前后的对比和效果看，在提高机组经济性的前提下，从自动控制角度讲具备可推行和实施的依据。

[1]刘双白.汽轮机定滑压运行曲线测试方法研究[J].华北电力技术,2007(12).

[2]孙永平,童小忠,樊印龙.600MW机组滑压运行方式优化的试验研究[J].热力发电,2007(8).

[3]华北电科院.大唐国际600MW等级典型机组滑压优化总结[Z].2010.