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摘 要：为了提高机组运行经济性，神华万州电厂应用凝结水节流的节能型协调控制系统，实现汽机高压调门全开，达到节能降耗。投入该新型协调控制系统后，在机组变负荷时，通过改变除氧器上水调节阀的开度改变凝结水流量，从而改变低压加热器抽汽量，暂时获得或释放一部分机组的负荷，满足电网变负荷性能要求，实现节能的效果。该厂投入新协调运行一年以来，实际应用结果表明凝结水调负荷能力满足重庆电网AGC、一次调频性能要求。
关键词：凝结水调负荷；一次调频；汽机高压调门；热耗率；供电煤耗率
中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1004-7344（2018）26-0053-02
引 言
神华万州电厂汽轮机系东方汽轮机有限公司生产N1050-28.0/600/620型超超临界、中间再热、四缸四排汽、单轴凝汽式汽轮机。与以往机型相比，该机组效率有了较大的提高。但由于采用高压调门节流调节，平常运行时两个高压调门都存在一定的节流损失。为此，该厂决定在2016～2017年对1、2号机组进行了节能型协调控制系统的改造工作，采用凝结水参与负荷调节，实现了高压调门全开下的经济运行方式。
2017年8月，结合前期的控制功能设计方案，完成1、2号机二阶段凝结水调频试验，并投入运行。11月份完成1、2号机凝结水调频±11rpm验收试验。新协调方式下由锅炉控负荷、汽机控压力，并在此基础上增加汽机调门全开功能，使用凝结水响应机组变负荷及一次调频功能。
1 凝结水调频调负荷控制原理
火电机组是通过增减煤量来改变机组负荷，由煤量反应到机组负荷有一定的迟滞，约2～4min。为满足电网要求，需要通过改变汽机高压调门来降低负荷响应迟滞，此方式下两个高压调门存在一定的节流损失。采用凝结水节流调负荷后，使汽机高压调门全开，机组变负荷时，在凝汽器和除氧器允许的水位变化范围内，通过改变除氧器上水调节阀的开度，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，弥补汽机调门全开、负荷响应慢的不足，满足机组变负荷性能要求的同时，实现节能的效果。
1.1 除氧器上水调节阀控制回路改造设计
机组负荷400～1050MW运行期间，原逻辑为除氧器上水调节阀调节除氧器与凝结水母管间差压，凝泵变频调节除氧器水位。而根据凝结水节流调负荷功能要求，调整为除氧器上水调节阀控制除氧器水位，凝泵变频修改为随负荷指令变化函数的开环控制回路。功能投用后，凝泵变频指令随负荷指令变化而变化，负荷指令升高，变频指令增大，负荷指令降低，变频指令减小。同时除氧器上水调节阀控制除氧器水位，除氧器液位高，上述调节阀关小，除氧器水位低，上水调节阀开大。
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单一控制加热器水位增加基于凝结水流量的前馈回路，确保凝结水调负荷功能投入后低加危急疏水阀不开启。
1.3 凝汽器补水回路控制优化
凝汽器正常补水气动调节阀调节凝汽器水位改为调节凝汽器与除氧器的加权水位。同时新增根据凝汽器与除氧器容量等参数计算加权水位逻辑。
1.4 机组协调逻辑
原协调控制方式为锅炉控主汽压力，汽机调门控机组负荷及一次调频。新协调控制方式为锅炉控负荷，汽机调门始终保持全开。在机组变负荷或电网一次调频动作时，通过改变除氧器上水调节阀的开度来调整凝结水流量，从而改变低压加热器抽汽量，暂时获得或释放一部分机组的负荷，通过调整凝结水来满足电网变负荷或一次调频性能要求，实现节能的效果。
2 凝结水调负荷功能投用前后经济性能对比试验
2017年8月，完成1、2号机二阶段凝结水调频试验，并投入运行。基于凝结水调负荷功能的新协调方式投用前后的对比试验分别在1000MW、750MW、500MW三个负荷下进行。
负荷500MW、750MW及1000MW工况参数。
由表1看出，采用凝结水调频调负荷功能后，500MW时供电煤耗率下降1.33g/（kW·h），500MW时供电煤耗率下降1.33g/（kW·h），750MW时供电煤耗率下降1.07g/（kW·h），1000MW时供电煤耗率下0.61g/（kW·h）。高负荷较低负荷供电煤耗率降低略少，其原因是原协调方式采用的滑压运行，低负荷时高压调门开度较小，高负荷高压调门开度偏大。试验证明，采用凝结水调频调负荷功能后节能效果更好。
3 凝结水调频调负荷功能投入后运行参数分析
3.1 -4～8rpm中小频差下一次调频加负荷
中小频差下一次调频加负荷过程主要采用除氧器上水调门进行控制，汽机高压调门全开。
将汽机模拟转速降低-4rpm、-6rpm、-8rpm，模拟一次调频加负荷过程，观察一次调频动作情况以及除氧器上水调节阀的振动情况，2min左右（时间视机组情况而定），将转速复位（3000r/min）。
在模拟-4rpm、-6rpm一次调频工况时，仅凝结水参与一次调频足以满足电网要求，-6rpm动作时机组负荷上涨30MW，凝结水流量下降约1050t/h，除氧器上水调门由53.6%关至19.2%。在-8rpm动作时机组负荷上涨45MW，凝结水流量下降约1230t/h，除氧器水位调门由51.8%关至10%。
3.2 -8～11rpm大频差下一次调频加负荷
大频差下一次调频及变负荷过程主要采用除氧器上水调门进行控制，汽机高压调门配合动作。
将汽机模拟转速降低-11rpm，模拟一次调频大频差加负荷过程，观察一次调频动作情况以及除氧器上水调节阀的振动情况，2min左右（时间视机组情况而定），将转速复位（3000r/min）。 在模拟11rpm一次调频工况时，仅通过改变凝结水来响应一次调频不能满足电网要求，在逻辑上必须配合关小汽机调门来降低负荷。动作时机组负荷下降83MW，凝结水流量上涨约735.6t/h，除氧器上水调门由48.4%开至98.1%，汽机1/2号高压调门由100%关至34.6%。
一般情况下，电网系统大转差触发的几率极小，除非电网故障需要每个电厂参与调节外。
3.3 机组正常运行中一次调频动作过程
凝结水一次调频在负荷40～100%额定负荷时能正常投入，除氧器上水调整门开度控制在60%开度，保证一次调频动作时凝结水调整有合适的裕度，可以看出在短时负荷变化区间，凝结水上水调门能迅速动作，机组负荷响应速度较快。一次调频动作加负荷时凝结水调门除氧器上水调门由55%关至20%，一次调频动作减负荷时除氧器上水调门由55%开至79%。
4 凝结水调频调负荷运行中遇到的问题
（1）除氧器、凝汽器水位波动较大，给运行监视、处理带来较大控制风险，运行人员监盘压力较大。
（2）除氧器调门在中小开度频繁大幅动作，导致除氧器上水调门处振动大、噪音大、设备稳定性及可靠性降低。
（3）采用凝结水调频调负荷后协调控制逻辑发生了变化，原协调控制主汽压力和机组负荷属于机炉协调控制，更加精准，新的协调方式采用锅炉控负荷，汽机调门全开，相当于锅炉跟随方式，此方式缺点是机组静态稳定性略差。
5 结 论
基于新协调的凝结水调频调负荷投入近一年的实际运行，实际应用结果表明凝结水调负荷能力能够达到15MW/min，一次调频能力满足在±11rpm，满足重庆电网AGC、一次调频性能要求。基于问题，该厂通过制定了凝结水调频调负荷投入技术措施，并严格监督执行，目前运行效果良好。
该厂采用凝结水调频调负荷功能后，1000MW负荷工况，基于凝结水调负荷功能的新协调方式投用后的修正后汽机热耗率较原协调方式下降16.0kJ/（kW·h），修正后供电煤耗率0.61g/（kW·h）。750MW负荷工况，基于凝结水调负荷功能的新协调方式投用后的修正后汽机热耗率较原协调方式下降28.3kJ/（kW·h），修正后供电煤耗率下降1.07g/（kW·h）。500MW負荷工况，基于凝结水调负荷功能的新协调方式投用后的修正后汽机热耗率较原协调方式下降34.6kJ/（kW·h），修正后供电煤耗率下降1.33g/（kW·h），机组经济效益显著。
参考文献
[1]陈小强.1000MW机组一次调频性能试验优化.浙江省电力试验研究院.中国电力，2011，43（4）.
收稿日期：2018-8-6
关键词：凝结水调负荷；一次调频；汽机高压调门；热耗率；供电煤耗率
中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1004-7344（2018）26-0053-02
引 言
神华万州电厂汽轮机系东方汽轮机有限公司生产N1050-28.0/600/620型超超临界、中间再热、四缸四排汽、单轴凝汽式汽轮机。与以往机型相比，该机组效率有了较大的提高。但由于采用高压调门节流调节，平常运行时两个高压调门都存在一定的节流损失。为此，该厂决定在2016～2017年对1、2号机组进行了节能型协调控制系统的改造工作，采用凝结水参与负荷调节，实现了高压调门全开下的经济运行方式。
2017年8月，结合前期的控制功能设计方案，完成1、2号机二阶段凝结水调频试验，并投入运行。11月份完成1、2号机凝结水调频±11rpm验收试验。新协调方式下由锅炉控负荷、汽机控压力，并在此基础上增加汽机调门全开功能，使用凝结水响应机组变负荷及一次调频功能。
1 凝结水调频调负荷控制原理
火电机组是通过增减煤量来改变机组负荷，由煤量反应到机组负荷有一定的迟滞，约2～4min。为满足电网要求，需要通过改变汽机高压调门来降低负荷响应迟滞，此方式下两个高压调门存在一定的节流损失。采用凝结水节流调负荷后，使汽机高压调门全开，机组变负荷时，在凝汽器和除氧器允许的水位变化范围内，通过改变除氧器上水调节阀的开度，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，弥补汽机调门全开、负荷响应慢的不足，满足机组变负荷性能要求的同时，实现节能的效果。
1.1 除氧器上水调节阀控制回路改造设计
机组负荷400～1050MW运行期间，原逻辑为除氧器上水调节阀调节除氧器与凝结水母管间差压，凝泵变频调节除氧器水位。而根据凝结水节流调负荷功能要求，调整为除氧器上水调节阀控制除氧器水位，凝泵变频修改为随负荷指令变化函数的开环控制回路。功能投用后，凝泵变频指令随负荷指令变化而变化，负荷指令升高，变频指令增大，负荷指令降低，变频指令减小。同时除氧器上水调节阀控制除氧器水位，除氧器液位高，上述调节阀关小，除氧器水位低，上水调节阀开大。
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单一控制加热器水位增加基于凝结水流量的前馈回路，确保凝结水调负荷功能投入后低加危急疏水阀不开启。
1.3 凝汽器补水回路控制优化
凝汽器正常补水气动调节阀调节凝汽器水位改为调节凝汽器与除氧器的加权水位。同时新增根据凝汽器与除氧器容量等参数计算加权水位逻辑。
1.4 机组协调逻辑
原协调控制方式为锅炉控主汽压力，汽机调门控机组负荷及一次调频。新协调控制方式为锅炉控负荷，汽机调门始终保持全开。在机组变负荷或电网一次调频动作时，通过改变除氧器上水调节阀的开度来调整凝结水流量，从而改变低压加热器抽汽量，暂时获得或释放一部分机组的负荷，通过调整凝结水来满足电网变负荷或一次调频性能要求，实现节能的效果。
2 凝结水调负荷功能投用前后经济性能对比试验
2017年8月，完成1、2号机二阶段凝结水调频试验，并投入运行。基于凝结水调负荷功能的新协调方式投用前后的对比试验分别在1000MW、750MW、500MW三个负荷下进行。
负荷500MW、750MW及1000MW工况参数。
由表1看出，采用凝结水调频调负荷功能后，500MW时供电煤耗率下降1.33g/（kW·h），500MW时供电煤耗率下降1.33g/（kW·h），750MW时供电煤耗率下降1.07g/（kW·h），1000MW时供电煤耗率下0.61g/（kW·h）。高负荷较低负荷供电煤耗率降低略少，其原因是原协调方式采用的滑压运行，低负荷时高压调门开度较小，高负荷高压调门开度偏大。试验证明，采用凝结水调频调负荷功能后节能效果更好。
3 凝结水调频调负荷功能投入后运行参数分析
3.1 -4～8rpm中小频差下一次调频加负荷
中小频差下一次调频加负荷过程主要采用除氧器上水调门进行控制，汽机高压调门全开。
将汽机模拟转速降低-4rpm、-6rpm、-8rpm，模拟一次调频加负荷过程，观察一次调频动作情况以及除氧器上水调节阀的振动情况，2min左右（时间视机组情况而定），将转速复位（3000r/min）。
在模拟-4rpm、-6rpm一次调频工况时，仅凝结水参与一次调频足以满足电网要求，-6rpm动作时机组负荷上涨30MW，凝结水流量下降约1050t/h，除氧器上水调门由53.6%关至19.2%。在-8rpm动作时机组负荷上涨45MW，凝结水流量下降约1230t/h，除氧器水位调门由51.8%关至10%。
3.2 -8～11rpm大频差下一次调频加负荷
大频差下一次调频及变负荷过程主要采用除氧器上水调门进行控制，汽机高压调门配合动作。
将汽机模拟转速降低-11rpm，模拟一次调频大频差加负荷过程，观察一次调频动作情况以及除氧器上水调节阀的振动情况，2min左右（时间视机组情况而定），将转速复位（3000r/min）。 在模拟11rpm一次调频工况时，仅通过改变凝结水来响应一次调频不能满足电网要求，在逻辑上必须配合关小汽机调门来降低负荷。动作时机组负荷下降83MW，凝结水流量上涨约735.6t/h，除氧器上水调门由48.4%开至98.1%，汽机1/2号高压调门由100%关至34.6%。
一般情况下，电网系统大转差触发的几率极小，除非电网故障需要每个电厂参与调节外。
3.3 机组正常运行中一次调频动作过程
凝结水一次调频在负荷40～100%额定负荷时能正常投入，除氧器上水调整门开度控制在60%开度，保证一次调频动作时凝结水调整有合适的裕度，可以看出在短时负荷变化区间，凝结水上水调门能迅速动作，机组负荷响应速度较快。一次调频动作加负荷时凝结水调门除氧器上水调门由55%关至20%，一次调频动作减负荷时除氧器上水调门由55%开至79%。
4 凝结水调频调负荷运行中遇到的问题
（1）除氧器、凝汽器水位波动较大，给运行监视、处理带来较大控制风险，运行人员监盘压力较大。
（2）除氧器调门在中小开度频繁大幅动作，导致除氧器上水调门处振动大、噪音大、设备稳定性及可靠性降低。
（3）采用凝结水调频调负荷后协调控制逻辑发生了变化，原协调控制主汽压力和机组负荷属于机炉协调控制，更加精准，新的协调方式采用锅炉控负荷，汽机调门全开，相当于锅炉跟随方式，此方式缺点是机组静态稳定性略差。
5 结 论
基于新协调的凝结水调频调负荷投入近一年的实际运行，实际应用结果表明凝结水调负荷能力能够达到15MW/min，一次调频能力满足在±11rpm，满足重庆电网AGC、一次调频性能要求。基于问题，该厂通过制定了凝结水调频调负荷投入技术措施，并严格监督执行，目前运行效果良好。
该厂采用凝结水调频调负荷功能后，1000MW负荷工况，基于凝结水调负荷功能的新协调方式投用后的修正后汽机热耗率较原协调方式下降16.0kJ/（kW·h），修正后供电煤耗率0.61g/（kW·h）。750MW负荷工况，基于凝结水调负荷功能的新协调方式投用后的修正后汽机热耗率较原协调方式下降28.3kJ/（kW·h），修正后供电煤耗率下降1.07g/（kW·h）。500MW負荷工况，基于凝结水调负荷功能的新协调方式投用后的修正后汽机热耗率较原协调方式下降34.6kJ/（kW·h），修正后供电煤耗率下降1.33g/（kW·h），机组经济效益显著。
参考文献
[1]陈小强.1000MW机组一次调频性能试验优化.浙江省电力试验研究院.中国电力，2011，43（4）.
收稿日期：2018-8-6