1000Mw超超臨界機(jī)組協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)節(jié)能優(yōu)化試驗(yàn)研究
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宮廣正
（神華國(guó)華太倉發(fā)電有限公司，江蘇太倉 215433）
摘要：為了挖掘機(jī)組的節(jié)能潛力，在分析滑壓曲線存在的問題的基礎(chǔ)上，在不同負(fù)荷點(diǎn)及汽輪機(jī)調(diào)節(jié)汽門開度下進(jìn)行了機(jī)組滑壓運(yùn)行優(yōu)化試驗(yàn)，得出發(fā)電熱耗率、供電煤耗和主蒸汽壓力與機(jī)組負(fù)荷的關(guān)系曲線．依據(jù)試驗(yàn)結(jié)果，重新分析并確定機(jī)組在各個(gè)負(fù)荷段主蒸汽壓力的設(shè)定值，保持調(diào)節(jié)汽門開度在45%以減少汽輪機(jī)調(diào)節(jié)汽門的節(jié)流損失，尋求機(jī)組最佳的經(jīng)濟(jì)運(yùn)行方式。通過機(jī)組滑壓曲線優(yōu)化調(diào)整，機(jī)組供電煤耗平均降低約0.83 g/(kW-h)，同時(shí)改善了機(jī)組低負(fù)荷工況的經(jīng)濟(jì)性，達(dá)到了預(yù)期效果．
關(guān)鍵詞：超超臨界直流爐；背壓修正：滑壓優(yōu)化
中圖分類號(hào)：TK323 文獻(xiàn)標(biāo)志碼：B 文章編號(hào)：1004-9649（2015）10-0028-05
0引言
由于滑壓曲線與最優(yōu)運(yùn)行曲線存在一定差異為了挖掘機(jī)組的節(jié)能潛力、提高機(jī)組在不同負(fù)荷段的經(jīng)濟(jì)性，寧海電廠在不進(jìn)行設(shè)備改造的基礎(chǔ)上，依據(jù)機(jī)組的熱力性能試驗(yàn)并結(jié)合浙汀省電力科學(xué)研究院的試驗(yàn)結(jié)果，在保證機(jī)組的協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)的響應(yīng)能力的情況下，對(duì)5號(hào)及6號(hào)機(jī)組進(jìn)行滑壓運(yùn)行優(yōu)化，按獲得的最優(yōu)滑壓運(yùn)行曲線計(jì)算，供電煤耗平均可以降低0.83 g/(kW-h)，取得了很好的節(jié)能效果．
1機(jī)組簡(jiǎn)介
寧海電廠5號(hào)和6號(hào)機(jī)組采用上海汽輪機(jī)廠生產(chǎn)的1000 MW一次中間再熱超超臨界雙背壓凝汽式汽輪機(jī)，鍋爐為』二海鍋爐廠有限公司引進(jìn)Alstom-Power公司技術(shù)生產(chǎn)的1 000 MW超超臨界一次再熱、單爐膛單切圓燃燒直流爐。在運(yùn)行參數(shù)和熱力系統(tǒng)運(yùn)行狀態(tài)基本不變的情況下．機(jī)組負(fù)荷與主蒸汽流量成正比例關(guān)系，主蒸汽流量與主蒸汽壓力和汽輪機(jī)高壓調(diào)節(jié)汽門開度成正比例關(guān)系。因此，相同負(fù)荷工況下，主蒸汽壓力和高壓調(diào)節(jié)汽門開度基本成反比例關(guān)系。機(jī)組正常運(yùn)行時(shí)采用滑壓方式運(yùn)行（即變負(fù)荷運(yùn)行時(shí)高壓調(diào)節(jié)汽門開度不變，由主蒸汽壓力控制機(jī)組負(fù)荷）．在低負(fù)荷工況運(yùn)行時(shí)，由于汽輪機(jī)進(jìn)汽壓力較低．難以滿足AGC快速負(fù)荷響應(yīng)的要求。因此，電廠一般通過關(guān)小高壓調(diào)節(jié)汽門來提高運(yùn)行主蒸汽壓力，利用充足的高壓調(diào)節(jié)汽門調(diào)節(jié)余量來滿足AGC速率的要求。相同負(fù)荷情況下，高壓調(diào)節(jié)汽門開度減小對(duì)機(jī)組運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性會(huì)造成兩方面影響。一方面，主蒸汽壓力提高使機(jī)組循環(huán)熱效率上升．對(duì)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性產(chǎn)生了有利影響；另一方面，隨著汽輪機(jī)高壓調(diào)節(jié)汽門開度減小，調(diào)節(jié)汽門節(jié)流損失增大，由主蒸汽門前參數(shù)和高壓缸排汽參數(shù)計(jì)算的高壓缸效率下降。同時(shí)，進(jìn)汽壓力提高使得蒸汽比熱上升，高壓缸排汽溫度下降，循環(huán)吸熱量增加，循環(huán)熱效率下降，并且因給水泵功耗上升使小汽輪機(jī)耗汽量增加，汽輪機(jī)做功量減少。調(diào)節(jié)汽門節(jié)流損失增大、高壓缸排汽溫度下降和小汽輪機(jī)耗汽量增加等因素均將對(duì)機(jī)組運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性造成不利影響。因此，本項(xiàng)優(yōu)化研究旨在確定各負(fù)荷工況下較合適的主蒸汽壓力，即滑壓曲線，在確保機(jī)組安全性和可控性前提下使得運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性最佳。
2系統(tǒng)滑壓曲線介紹及存在問題
寧海電廠滑壓設(shè)定是根據(jù)機(jī)組負(fù)荷變化而變化的，負(fù)荷小于200 MW時(shí)壓力設(shè)定值保持在8.5MPa不變；當(dāng)負(fù)荷大于200 MW時(shí)．機(jī)組為滑壓運(yùn)行狀態(tài)，壓力設(shè)定根據(jù)廠家給定的機(jī)組壓力負(fù)荷曲線得出，壓力設(shè)定值是機(jī)組的目標(biāo)負(fù)荷的折線函數(shù)，壓力設(shè)定曲線如圖1所示。
機(jī)組在運(yùn)行時(shí)，尤其是高負(fù)荷投運(yùn)AGC時(shí)，汽輪機(jī)調(diào)節(jié)汽門不僅要響應(yīng)負(fù)荷指令，還要防止主蒸汽壓力與溫度超調(diào)。尤其是當(dāng)主蒸汽壓力低時(shí)．協(xié)調(diào)系統(tǒng)巾的壓力拉回回路將動(dòng)作，調(diào)節(jié)汽門關(guān)小來提高主蒸汽壓力。這樣，機(jī)組運(yùn)行時(shí)調(diào)節(jié)汽門在一定的范圍內(nèi)波動(dòng)，寧海電廠汽輪機(jī)調(diào)節(jié)汽門日常保持在26.5%-38.5%運(yùn)行，機(jī)組節(jié)流損失較大，經(jīng)濟(jì)性不高。
3滑壓優(yōu)化工況
參考同型機(jī)組滑壓優(yōu)化試驗(yàn)反映出的該型汽輪機(jī)運(yùn)行特點(diǎn)．初步認(rèn)為調(diào)節(jié)汽門開度越大經(jīng)濟(jì)性越好。為使高壓調(diào)節(jié)汽門保留一定的負(fù)荷控制余量，以45%開度作為優(yōu)化運(yùn)行方式的高壓調(diào)節(jié)汽門狀態(tài)。根據(jù)5號(hào)、6號(hào)機(jī)組日常調(diào)峰運(yùn)行時(shí)高壓調(diào)節(jié)汽門實(shí)際運(yùn)行開度在26.5% -38.5%的現(xiàn)狀．選取35%高壓調(diào)節(jié)汽門開度工況作為參考工況．由此確定每一負(fù)荷點(diǎn)設(shè)置調(diào)節(jié)汽門全開、優(yōu)化滑壓、參考滑壓和日常滑壓4種方式進(jìn)行對(duì)比試驗(yàn)。實(shí)際試驗(yàn)工況及參數(shù)如表l所示。
4機(jī)組滑壓優(yōu)化分析
4.1 機(jī)組優(yōu)化滑壓方式的確定
本次優(yōu)化在機(jī)組日常調(diào)峰負(fù)荷段設(shè)置了1000、900、800、700、600和500 MW 6個(gè)負(fù)荷點(diǎn)，對(duì)調(diào)節(jié)汽門全開（調(diào)節(jié)汽門開度100%）、優(yōu)化滑壓（調(diào)節(jié)汽門開度45%）、參考滑壓(調(diào)節(jié)汽門開度35%)和日�；瑝�4種寧海電廠機(jī)組運(yùn)行方式進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性比較。相同負(fù)荷點(diǎn)下不同滑壓方式各工況修正后負(fù)荷存在差異，試驗(yàn)結(jié)果直接比較缺乏合理性．因此將各工況試驗(yàn)計(jì)算結(jié)果繪制成發(fā)電熱耗與發(fā)電機(jī)輸出功率的關(guān)系曲線，用以進(jìn)行不同滑壓方式下機(jī)組運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性的比較。
圖2為不同調(diào)節(jié)開度下機(jī)組熱耗率隨負(fù)荷變化的情況。由圖2可見，調(diào)節(jié)汽門全開方式發(fā)電熱耗最低．優(yōu)化滑壓方式時(shí)熱耗較低，參考滑壓方式發(fā)電熱耗高于前2種，日�；瑝海ㄕ{(diào)節(jié)汽門開度在26.5%）方式熱耗最高，即汽輪機(jī)高壓調(diào)節(jié)汽門開度越大，節(jié)流損失越小，發(fā)電熱耗越低，經(jīng)濟(jì)性越好。但是，由于機(jī)組要響應(yīng)AGC和一次調(diào)頻兩個(gè)細(xì)則，調(diào)節(jié)汽門不可能全開，從這一點(diǎn)出發(fā)．只有在預(yù)留機(jī)組AGC和一次調(diào)頻調(diào)節(jié)裕量的基礎(chǔ)上．選擇最優(yōu)的運(yùn)行方式和節(jié)能方式，從機(jī)組的試驗(yàn)效果來看，調(diào)節(jié)汽門開度在45%是最優(yōu)的經(jīng)濟(jì)運(yùn)行方式。
從圖2中幾條曲線相對(duì)差異來看，調(diào)節(jié)汽門開度45%的優(yōu)化滑壓方式熱耗曲線與調(diào)節(jié)汽門全開滑壓方式熱耗曲線非常接近．即2種運(yùn)行方式的經(jīng)濟(jì)性差異非常小。而從各負(fù)荷工況2種運(yùn)行方式的主蒸汽壓力關(guān)系來看，優(yōu)化滑壓方式主蒸汽壓力約比調(diào)節(jié)汽門全開方式高3.6%。由此可推斷．在相同主蒸汽壓力情況下，與調(diào)節(jié)汽門全開方式相比．調(diào)節(jié)汽門開度45%的優(yōu)化滑壓方式存在約3.6%的負(fù)荷調(diào)節(jié)余量．對(duì)應(yīng)滿負(fù)荷工況約36MW.對(duì)應(yīng)500 MW工況約18 MW.應(yīng)能滿足AGC和一次調(diào)頻的要求。
圖3為4種運(yùn)行方式下機(jī)組供電煤耗率隨負(fù)荷變化的情況，縱坐標(biāo)為基于修正的發(fā)電熱耗和鍋爐效率計(jì)算得到的供電煤耗率．橫坐標(biāo)為修正的發(fā)電機(jī)輸出功率。
與圖2中的曲線相比．圖3中的曲線包含了鍋爐效率和廠用電率的影響因素。由圖3可知，各負(fù)荷工況下．不同滑壓運(yùn)行方式供電煤耗最大差異在2 g/(kW-h)以內(nèi)。相同負(fù)荷工況不同滑壓方式煤耗計(jì)算時(shí)鍋爐效率、廠用電率和管道效率采用同一值，因此，不同滑壓方式供電煤耗差異與發(fā)電熱耗差異規(guī)律相同．即調(diào)節(jié)汽門全開方式煤耗最低，優(yōu)化滑壓方式次之，日�；瑝悍绞较鄬�(duì)最高。
4.2優(yōu)化滑壓方式與日�；瑝悍绞浇�(jīng)濟(jì)性比較
根據(jù)圖3中供電煤耗與負(fù)荷關(guān)系擬合曲線可計(jì)算出各負(fù)荷點(diǎn)優(yōu)化滑壓方式與日常滑壓方式的經(jīng)濟(jì)性差異．如表2、表3所示。
表2數(shù)據(jù)表明．1 000-500 MW日常調(diào)峰負(fù)荷范圍內(nèi)，優(yōu)化滑壓方式比日�；瑝悍绞綑C(jī)組發(fā)電熱耗有不同程度下降，平均下降約21 kj/(kW-h)，相對(duì)偏差約0.27%。
由表3可知．1 000-500 MW日常調(diào)峰負(fù)荷范圍內(nèi)．與日�；瑝悍绞较啾龋捎脙�(yōu)化滑壓方式后．機(jī)組供電煤耗將隨發(fā)電熱耗相應(yīng)降低．平均可降低約0.83 g/(kW-h)。
4.3 優(yōu)化滑壓方式與日�；瑝悍绞街髡羝麎毫Ρ容^
圖4為采用不同調(diào)節(jié)汽門開度的滑壓曲線。優(yōu)化滑壓方式下不同負(fù)荷的主蒸汽壓力比日�；瑝悍绞揭�。計(jì)算出的各工況在優(yōu)化滑壓方式下的主蒸汽壓力如表4所示。將表4數(shù)據(jù)作為滑壓曲線設(shè)置在DCS中作為協(xié)調(diào)控制的滑壓曲線．初步可實(shí)現(xiàn)機(jī)組優(yōu)化滑壓的節(jié)能運(yùn)行方式。
根據(jù)表4．機(jī)組負(fù)荷在900 MW以下時(shí)．優(yōu)化滑壓方式下的主蒸汽壓力比日常滑壓方式降低1.6 MPa。機(jī)組負(fù)荷在900 MW以上時(shí)，高壓調(diào)節(jié)汽門開度差異較小．2種滑壓方式的主蒸汽壓力偏差很小。機(jī)組負(fù)荷在I 000 MW時(shí)．2種滑壓方式的主蒸汽壓力均接近于26.34 MPa。由于試驗(yàn)在機(jī)組負(fù)荷為500-1 000 MW之間進(jìn)行．對(duì)于500 MW以下，將優(yōu)化的滑壓曲線向下延伸，并經(jīng)過平滑處理：因0-200 MW負(fù)荷段采用8.5 MPa同定的壓力運(yùn)行．優(yōu)化的滑壓曲線可向下延伸至8.5 MPa.機(jī)組在負(fù)荷為320 MW時(shí)進(jìn)入干態(tài)運(yùn)行．此時(shí)需將主蒸汽壓力控制略高．調(diào)節(jié)汽門開度控制在38%左右．有利于機(jī)組的運(yùn)行和協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)的穩(wěn)定性。根據(jù)機(jī)組的歷史運(yùn)行數(shù)據(jù)，將調(diào)節(jié)汽門開度在38%左右的主蒸汽壓力作為設(shè)定值，機(jī)組負(fù)荷在500 -1 000 MW時(shí)以45%的開度運(yùn)行．1 000 MW以上則可采用26.34 MPa定壓運(yùn)行。最終得出 320-1 000 MW負(fù)荷區(qū)間主蒸汽壓力由8.5 MPa到26.34 MPa優(yōu)化的復(fù)合滑壓曲線。
4.4優(yōu)化滑壓曲線的背壓補(bǔ)償修正
優(yōu)化滑壓曲線的目的是節(jié)能，降低節(jié)流損失。優(yōu)化后．汽輪機(jī)高壓調(diào)節(jié)汽門開度應(yīng)盡可能保持在45%．若高壓調(diào)節(jié)汽門在機(jī)組穩(wěn)定運(yùn)行時(shí)，偏離45%較大，滑壓曲線應(yīng)該進(jìn)行修正。實(shí)際運(yùn)行中，因鍋爐吹灰、過、再熱器減溫等可控參數(shù)偏離設(shè)計(jì)值，會(huì)有一定差異，尤其是季節(jié)變更，冬季和夏季時(shí)，循環(huán)水溫度差異較大．影響真空的變化．在相同的主蒸汽壓力下，調(diào)節(jié)汽門的開度偏差較大。因此，為使滑壓曲線滿足不同季節(jié)的要求，必須對(duì)真空進(jìn)行補(bǔ)償，根據(jù)廠家設(shè)計(jì)的補(bǔ)償公式，計(jì)算方法為
對(duì)于未配備測(cè)量背壓絕對(duì)值的機(jī)組，背壓可通過下列方式計(jì)算：一種是排汽溫度對(duì)應(yīng)的飽和壓力：另一種是凝汽器真空。如果DCS沒有設(shè)置準(zhǔn)確的大氣壓力測(cè)量點(diǎn)，超過4 kPa將造成20 MW以上的負(fù)荷修正量偏差。因此，相對(duì)而言，低壓缸排汽溫度測(cè)量值更準(zhǔn)確，可以用來確定凝汽器背壓．
4.5優(yōu)化滑壓曲線的效果和應(yīng)用
優(yōu)化的滑壓方式是在500-1 000 MW負(fù)荷時(shí)．高壓調(diào)節(jié)汽門開度45%采用該方式運(yùn)行，同時(shí)修正協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)的負(fù)荷前饋的微分作用．強(qiáng)化負(fù)荷變化加煤加水，從而補(bǔ)充調(diào)節(jié)汽門裕量不足，具體方法如下：引入負(fù)荷微分前饋，可以補(bǔ)償鍋爐動(dòng)態(tài)特性的延遲和慣性，加快負(fù)荷響應(yīng)速度：同時(shí)．將汽輪機(jī)、鍋爐控制指令和功率信號(hào)作為前饋信號(hào)構(gòu)成一定的靜態(tài)關(guān)系，并將前饋信號(hào)作為汽輪機(jī)鍋爐控制指令的基本組成部分，保證機(jī)組的輸入能量和能量需求的平衡，在變負(fù)荷時(shí)，前饋控制起到粗調(diào)的作用。除了修正協(xié)調(diào)前饋的作用．還修改了給水焓值控制的靜態(tài)煤水比和動(dòng)態(tài)補(bǔ)償回路（見圖5）。
5結(jié)語
針對(duì)寧海電廠汽輪機(jī)的特點(diǎn)，通過試驗(yàn)數(shù)據(jù)對(duì)比．在確保AGC和一次調(diào)頻功能的前提下，通過保留機(jī)組的調(diào)節(jié)裕量、修改滑壓曲線的設(shè)定值，使機(jī)組在運(yùn)行時(shí)調(diào)節(jié)汽門的開度保持在45%左右，達(dá)到最佳節(jié)能效果。同時(shí)針對(duì)季節(jié)性環(huán)境溫度的變化．修改真空對(duì)主蒸汽壓力的影響，最終將調(diào)節(jié)汽門開度控制在45%．使優(yōu)化后的機(jī)組供電煤耗平均降低約0.83 g/(kW-h)，達(dá)到預(yù)期效果。
