凝结水节流参与的1000MW二次再热机组一次调频控制方法

李 勇，许海雷

(国电泰州发电有限公司, 江苏 泰州 225327)

0 引言

1000MW二次再热超超临界机组以全程滑压方式运行，为满足经济性在选择锅炉侧压力设定值时，往往汽机超高调开度较大，滑压方式运行和负荷响应能力对汽机超高调的动作要求是相反的，滑压运行会抑制汽机超高调快速调节负荷的能力，不利于机组对一次调频的响应。如果改为定压方式运行或提高汽机超高调阀门节流，可以提高一次调频控制效果，但增加节流会使机组的效率降低，不利于经济运行。目前大多数机组实际运行压力低于额定压力，如果压力修正不合适，会造成负荷变化量达不到要求，这种情况在高负荷段尤为明显。再加上机组带有较大的供热流量，机组的一次调频能力明显下降，尤其在当前特高压电网和大规模直流输电的背景下，一旦由于输电线路故障，造成受电端供电负荷缺失，电网频率快速下降，需要本地机组快速增加负荷以实现一次调频功能。

电网考核办法规定:100MW及以上机组出力达到50%额定容量(Pe)以上直至100% Pe为考核区，一次调频中机组功率以103% Pe为考核上限；燃煤机组要求达到0～15s，0～30s，0～45s，3个时段的一次调频性能响应指数分别为 0.4，0.6，0.7 以上。机组运行在CCS(协调控制方式)时，为了满足经济性的要求，汽机超高压调门运行在开度较大的水平，锅炉的蓄热能力有限，对于直流锅炉而言蓄热更少，进行一次调频测试时超高压调门很快就达到全开位置，已无任何调节余量。由于锅炉制粉系统存在较大惯性和迟延，仅仅通过增加燃料量来调高机组负荷响应非常缓慢，从而造成一次调频测试前期响应快中期乏力后期超调的现象，难以满足电网对一次调频响应的要求。因此必须找到能在短时间内弥补汽机调频能力不足的方法，从而达到江苏调度的考核要求。

1 凝结水调频的原理

凝结水调负荷技术本质上是一种利用汽机回热/加热系统中蓄能变化的技术。 由于在加负荷过程中减少了机组的抽汽，而在减负荷过程中又增加了机组的抽汽，所以这种利用蓄能的技术对汽机回热系统的经济性整体上没有影响，既没有抽汽阀门的节流，也没有节流损失。凝结水调频是指在机组一次调频测试时，确保凝汽器和除氧器的水位在允许范围内，改变凝泵转速或控制除氧器水位调节阀，改变凝结水流量，从而改变抽汽量，暂时获得或释放一部分机组的蓄热，从而达到改变负荷的目的。比如，一次调频测试要求机组加负荷时，快速降低凝泵转速，减小凝结水流量，使低温加热器中蒸汽侧的压力升高，抽汽两端的差压逐步减小，从而可以相应地减小低温加热器的抽汽量，增加汽轮机中蒸汽做功的量，使机组负荷增加。而在一次调频要求机组减负荷时，负荷调节仍由汽机调门来完成。

凝结水调频在调整凝水流量方面有两种控制方式 ：一种是节流调节，通过改变除氧器水位调节阀开度来改变凝结水流量，另一种是变频调节，通过调节凝结水泵的转速来改变凝结水流量。但由于凝结水泵变频装置的调节较节流调节存在速率缺陷，而且变频装置较调节阀昂贵，不适宜长时间频率切换，因此凝结水调频主要应用节流调节的控制方式。凝法水调频加负荷原理如图1所示。

图1 凝结水调频加负荷原理

需要说明两点：

(1)机组正常运行时，凝结水调负荷受到凝泵最小流量、除氧器、凝汽器、加热器水位等诸多因素的制约，能够利用最大凝结水流量变化约为50%～60%。

(2)通过大幅度快速改变凝结水流量，尽管可以适当改善机组的负荷调节性能，但会引起除氧器水位和凝汽器水位数的大幅度波动，不利于机组的稳定运行。

2 凝结水调频控制策略

2.1 升负荷

(1)主机调门在节流最小的临界位置，除氧器水位设定在Hmax。机组接受到一次调频增负荷测试信号，锅炉主控会增加燃烧率，给水流量同时增加，但是由于燃料系统的惯性延迟，燃料的热量在短时间内无法全部释放，汽机调门将快速开启，释放机组的蓄热来增加机组负荷。同时，DCS将除氧器水位设定值下降至Hmin，通过降低凝泵变频器转速，同时发一个指令关小除氧器水位调节主阀，快速减少凝结水流量，提高初期的升负荷速率。

(2)待除氧器水位逐渐下降至低位，除氧器蓄热释放完毕，锅炉燃料应已持续释放出热能，机组升负荷方式将完全以“机跟炉”的形式进行，直至目标负荷。当机组到达新的稳定状态后，将会进入超调区，控制系统将除氧器水位设定值重新提高至Hmax，开启除氧器水位主调节阀，增加抽汽量，对除氧器进行蓄热，以辅助机组协调减少负荷的超调量，提高机组协调的调节品质。

(3)待机组在目标负荷稳定后， DCS将除氧器水位设定值维持在Hmax，使除氧器处于最大的蓄热量，除氧器水位调节阀逐渐恢复至全开位置，以备下一次升负荷。

2.2 降负荷

机组降负荷时，因除氧器水位处于Hmax，凝结水不参与调频，故完全由机组协调完成降负荷过程，即通过汽机主控关小主机调门和锅炉主控减少燃烧率和给水流量来完成降低负荷的全部过程。

3 系统设计

3.1 机组配置

国电泰州电厂2×1000MW 超超临界二次再热机组，锅炉采用上海锅炉厂的超超临界、中间二次再热、单炉膛、变压运行直流炉；汽轮机采用上海汽轮机厂的超超临界、二次中间再热凝汽式、全周进汽、单轴、五缸四排汽、10级回热抽汽汽轮机。采用四级高压加热器、一级一体式除氧器和五级低压加热器、一台疏水冷却器组成十级非调整回热系统。一、二、三、四级抽汽分别向1、2、3、4号高压加热器供汽，五级抽汽供汽至除氧器、给水泵汽轮机，六、七、八、九、十级抽汽分别向6、7、8、9、10号低加供汽。每台机组配2台100%容量的立式筒形凝结水泵，1台变频运行，1台工频备用，2台凝结水泵共用1套变频装置。

3.2 低加系统蓄热量

由上海汽轮机厂提供的热平衡图，可以分别计算出THA、75%THA、50%THA工况下低加全部切除时理论上能够增加的负荷。

表1 THA工况下各低加切除后释放的蓄热量

表2 75%THA工况下各低加切除后释放的蓄热量

表3 50%THA工况下各低加切除后释放的蓄热量

从表1、表2、表3中可以看出，机组在500MW～1000MW负荷运行时，低加系统切除后所能增加的最大理论负荷为18.6MW～50.7MW。但考虑到凝结水调频受到凝汽器热井水位、凝结水流量、除氧器水位和低加水位等诸多因素的影响，能够有效利用的最大蓄热为最大理论值的50%～60%。

4 结语

凝结水节流调频功能提高了机组一次调频最初期的负荷响应速度，其核心作用在于提高汽机调门的平均开度，减少节流损失，提高机组经济性。而相应带来的汽机侧负荷调节裕量减少的问题，则通过凝结水流量间接改变抽汽量的方式来弥补。但最终的负荷响应仍然需要锅炉燃烧率的变化。一个完善的一次调频负荷调整控制策略需要各方面的配合，依靠凝结水调频控制和锅炉侧燃烧、给水调节、供热调节等智能控制策略综合作用，才能达到最佳效果。另外，凝结水节流调频对低加系统影响较大，且凝泵出口压力偏低对给水泵密封水的冷却效果也存在一定影响，不利于机组安全运行。