600mw机组凝结水节流试验研究

600mw机组凝结水节流试验研究

目前，大型机组采用复合滑压操作模式（固定-倾斜），这一方法对很大影响到机组的运行条件、协调系统中频率修正电路的输入和运行速度、执行机构的动作速度和速度变动率、缓冲区、锅炉蓄水等。各发电企业期望机组负荷响应速度能达到(2%~5%)Ne/min(Ne表示机组额定负荷),但大部分机组与这一目标存在差距。而机组在复合滑压运行方式下调节负荷时,为保证足够的调节余度,高压调节门大部分负荷下处在节流过程中,降低了机组的经济性。“凝结水节流”(以下简称节流)通过快速减少低压抽汽的方式,提高机组中、低压缸的做功能力,从而快速缩短机组的负荷响应时间和提高一次调频能力。本文即对节流技术在内蒙古岱海发电有限责任公司(以下简称岱海电厂)600MW机组上的试验数据进行分析,为该技术的推广应用提供参考。1频率引擎和快速处理1.1加热器抽汽量和壳侧压力之间的关系凝结水流量减小,加热其所需总热量减少,而抽汽量暂时不变,因而导致加热器管侧出口水温上升,进而使壳侧饱和温度与压力上升,汽轮机抽汽压力与加热器内壳侧饱和压力之间的偏差减小,加热器从汽轮机中抽汽量减小,流经汽轮机蒸汽量增加,使机组电功率增加。由于加热器内温度变化量较小,因此可以假设,在节流过程中,各加热器管侧和壳侧工质的比焓保持不变,可以得到加热器抽汽量同凝结水流量成比例变化这一结论。除氧器温度升高,在凝结水流量变化过程中也有减少抽汽量的作用,但几乎可以忽略不计,主要是除氧器水位有较大变化。1.2调节时长对agc负荷的影响电网对一次调频的要求是:当电网频率出现偏差时机组既能够快速地响应,在短时间内起到调频作用,满足一次调频的需求;又能够通过PID调节精确、平缓地稳定在目标负荷。对于AGC机组,从接收指令到完成调节,其调节过程比一次调频用时长得多。同样,从调节状态进入保持某一AGC值不变的状态,也需要1个调节的过程。一般认为,AGC的调节周期为20s~5min,对于一些变动较大的AGC指令,其调节时间可达到10min,通过燃料调整改变机组负荷的惯性延迟时间为1~3min。全滑压可分为4阀全开和3阀全开2种方式。全滑压运行使DEH侧的一次调频功能丧失,而节流导致机组功率增加这一过程的惯性时间为10~20s,可以满足调频要求。节流在初期对机组负荷响应调整起促进作用,到恢复期又起抑制作用,虽然抑制程度可以根据锅炉侧的负荷响应时间做相应的调整,但对于连续的负荷调整,这2个过程的配合又对机组安全控制提出了更高的要求。2基本组成条件2.1轴、四缸数对式中主门岱海电厂一期机组采用上海汽轮机厂生产的型号为N600-16.7/538/538的汽轮机,单轴、四缸四排汽、亚临界、一次中间再热、双背压、反动式、凝汽式,有2个可调节高主门、4个可调节高调门、2个开关式中主门及4个可调节中调门。锅炉型号为B&WB-2028/17.5-M,亚临界参数、自然循环、一次中间再热、单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢构架的π型单汽包锅炉。2.2泵送过程图1为抽汽凝结水流程示意图。3定压运行方式3阀全开滑压试验数据见表1。机组负荷为600MW时,最佳主汽压力为额定压力,汽机相对内效率较高;540MW时,采用定压运行比滑压运行的热耗小146kJ/kWh,说明该负荷下滑压运行不经济,而定压运行方式下,GV1、GV4、GV2(GV表示高调门)开度为90%,GV3开度0%,调门节流损失很小;520MW时,偏离额定负荷较小,主蒸汽压力为15.1MPa,热效率较高,热耗率较低,可采用滑压运行方式;300MW时,主汽压力从16.5MPa滑压到8.5MPa,汽机热耗率随主汽压力的降低先减后增,到270MW时热耗值明显上升,汽机汽耗增大,在此区间可采用3阀全开全滑压运行方式;270MW以下时,热耗值明显上升,属于低负荷启动阶段,考虑机组的经济性和安全性,采取定压运行更合理经济。机组压力运行曲线如图2所示,负荷指令与阀门开度对应关系曲线见图3。4主电源的开口试验4.1稳定时间及稳定工况的确定岱海电厂600MW机组节流试验数据见表2。从本次试验数据看出,节流负荷响应时间都在3~6s,15s内能达到调整要求的90%,稳定时间为3min以上。3min后通过调节燃料又能起到调节负荷的作用,所以节流完全可以满足调频速率的要求,可以缓解加减燃料造成的主汽参数波动,提高供汽品质。另外,从试验数据可以看出,凝结水流量变化量与负荷变化量成正比(见图4);凝结水流量变化速度与负荷响应的速度成正比,且低负荷时受到流量限制,负荷可调范围减小。4.2防过调和过调水位(1)节流方法虽然可行,但除氧器和凝汽器水位波动较大,对安全运行构成了一定的威胁。这就要求水位控制逻辑起到快速调节的作用,既满足调频调整要求,又能控制水位在正常范围(时间应为1~2min)。一般采取过调的方式迅速恢复水位,这样会加剧反向调节作用。因此可将此过程合理、安全地延长或推迟到DCS侧调频起主要作用后的时刻。(2)节流的时间局限性。除氧器的有效容量为235m3,可用焓降大约为2000MJ。600MW负荷下当凝结水停运时,除氧器水位达到给水泵运行最低允许值需50~60s,节流时间被限制。(3)节流的最大调节限制使负荷的响应量受到限制。由于各低压加热器水位在试验过程中出现虚假高II值报警,因此建议取消水位开关,采用模拟量3取2进行水位保护;优化低加水位保护定值,避开虚假水位。5优化一次调压门通过试验分析看出,节流充分利用了除氧器蓄热,弥补了汽包蓄热的不足,负荷响应速度远远快于DCS侧,可完全满足电网调节需求。但在AGC自动投入的情况下,凝结水上水调门和凝泵变频的频繁动作对设备的寿命和可靠性有影响,在今后的运行中还应考虑改造低加抽汽门或增加抽汽调整门,或通过高加的抽汽进行配合调整,以弥补低负荷情况下低加调整负荷量的限制,通过调节抽汽和节流相结合的方式,优