所谓采用凝结水节流技术是指在机组变负荷时, 在凝汽器和除氧器允许的水位变化内, 改变凝泵出口调门的开度, 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负荷, 如加负荷时, 关除氧器上水调门, 减小凝结水流量, 从而减小低加的抽汽量, 增加蒸汽做功的量, 使机组负荷增加, 减负荷时反之亦然。
基于凝结水节流的负荷调节, 采用“全滑压、改变凝结水流量”的变负荷控制策略, 能够提高机组的效率。这种控制策略下, 尽量全开或者全关机组调门, 通过改变凝结水流量来满足机组瞬间的负荷升降要求, 而不是通过调门的改变, 从而使得调门节流损失大大降低。岱海发电公司在2010年对2号机组进行了凝结水节流控制的各项试验, 取得了各项数据, 为节流技术的实施取得技术性的数据。
机组运行最佳方式是在汽机效率特性的允许下, 使得汽机调门尽量足够地打开, 以减少节流损失。换句话说:在凝结水节流控制过程中, 负荷的变化是通过改变凝结水流量控制阀来替代改变汽机调门的开度, 以便汽机调门不会工作在其高效率的工作点之外, 这样就可以大大提高机组运行效率并减少机组发电损失。
岱海发电公司一期工程2号机组为600MW亚临界燃煤机组, 锅炉采用北京巴威公司制造的亚临界、中间再热、自然循环单锅筒锅炉, 采用正压直吹中速磨制粉系统, 前后对冲燃烧方式。汽机采用上海汽轮机厂生产的中间再热凝汽式汽轮机, 机组型号N600-16.7/538/538。汽机高低压旁路系统采用两级串联旁路。给水系统采用2台容量为50%的汽动给水泵和1台30%的电动给水泵。除氧器水位采用凝泵变频与除氧器上水调整门共同调整, 加热器按常规布置为三高四低一除氧。除氧器正常为四抽供汽, 高压加热器采用大旁路系统。
逻辑设计机主控输出是用不同负荷段做函数直接开门, 做到阀门的两阀与三阀的切换, 而且在380MW~450MW的负荷段之间又采用原有机主控PID来调整, 各个负荷段切换相互跟踪进行无扰切换, 机侧负荷偏差速率微分做前馈直接到凝结水位调整的PIDK控制。目前汽机侧阀位曲线尚未修改, 所以炉侧协调的机主控就无法投入。所以试投只能分负荷阶段试凝结水方式下的除氧器水位自动和炉侧的锅炉自动和燃料自动。
(1) 此项试验机炉两侧都在手动控制, 检验各个负荷段下, 通过改变凝结水的流量, 炉侧不做任何调整, 检验负荷的变化时间以及变化量。试验得出数据如表1。
从静态分析凝结水流量改变与负荷响应的对应关系可以看出岱海发电公司的2号机组, 最大改变凝结水流量300~700t/h, 相应的负荷变化量为4MW~9 M W。而且在1分钟内能够响应负荷变化的2/3。单纯考虑凝结水节流来响应电网负荷改变和一次调频的响应速率, 按电网公司的两个考核细则是远远不够的。
(2) 从现有2号机组凝结水节流所作逻辑的试投结果分析, 凝泵变频的及时改变水量能够实现, 但响应负荷的能力远远不足, 负荷的调节完全靠锅炉的燃煤改变来响应, 但煤量响应有相当长的滞后, 不能满足电网AGC和一次调频的要求, 煤量瞬间超调来响应负荷, 锅炉壁温也存在超温现象。同时对凝汽器水位控制也存在安全隐患。造成凝泵变频摆动的原因与实际负荷的稍微摆动造成负荷变化率变动, 作用在水位PID的前馈而引起。
(3) 对比试验和投顺序阀协调方式所得调门阀位、负荷、新的压力点数据, 除350MW~450MW压力点有所变化, 其他负荷段参数相差不大。所以真正从机组效率与节能方面考虑, 凝结水节流控制带来的经济效益还需通过计算而得。
凝结水节流技术在岱海发电公司的6 0 0 M W的燃煤亚临界机组试验数据可看出, 凝结水节流的协调控制的先进技术确实有其独到与先进的一面, 从理论上分析节能与机组的经济效益预计也是可观, 但在汽包炉实际控制中, 还是存在诸多困难因素, 如燃料的提前预估, 凝结水量的提前预估, 两者如何合理的协调起来, 锅炉的快速响应, 防止壁温超温、除氧器水位的安全运行等需要我们进一步深度挖掘, 完善控制逻辑。
而对于参与一次调频功能实现的可能性还是需要进一步的技术支持, 比如说在各段抽汽管道上加装隔离调门, 根据调频需要快速反应减小或增加抽汽量, 但是还是需要进一步实验数据的支持。
摘要：凝结水节流是针对发电厂自动控制提出的一项新型的控制技术, 其目的是降低调门的节流损失, 提升机组的经济效益, 同时可提高控制系统的稳定性。通过对岱海电厂一期2号机组静态、动态的实验结果来探索是否可以参与一次调频功能, 实验结果表明凝结水节流改变抽汽响应负荷变化的能力能够达到12MW/min, 满足华北电网的要求, 但是对于参与一次调频功能来说, 尚显能力不足。
关键词：凝结水节流技术节流优化一次调频
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