一、岱海电厂做该试验的背景：

内蒙古岱海电厂一期机组负荷调节方法是在以锅炉跟随为基础的CCS协调方式下，锅炉维持机前压力，汽轮机开关高压调节汽门改变进入汽轮机的蒸汽量来调节发电机功率。虽然经过研究、试验，已经实现了汽轮机顺序阀控制，取得了显著的经济效益，但在不同机组负荷下，仍有部分调汽门用来调节汽轮机进汽量，仍然存在一定的节流损失。为了提高机组效，深挖节能潜力，能否完全实现汽轮机进汽几乎完全没有节流损失呢?经过研究，带凝结水节流调整的新协调控制系统是一项经济效益较好的新技术。

该项技术最初是来源于西门子的COT技术，据有关资料介绍：西门子公司的凝结水节流控制模块(COT)软件包价格虽高达约人民币200万元，但采用该软件包可提高机组热效率0.5%～1.0%。该软件包在德国Mannheim电厂(480 MW机组)、韩国Hadong电厂(3×500 MW机组)等多个电厂都已成功运行。目前COT模块以整合到西门子优化控制PROFI系统中，作为一个模块使用。主要思路是：当机组负荷指令突变时，PROFI机组控模块控制通过凝结水节流控制提供一份热能，可以提高机组对负荷变化的快速响应性能，也就是说可以改善由于锅炉侧的响应迟延给整个机组带来的影响。具体方法就是通过控制凝结水流量调节阀〔或变速凝泵转速〕以减少来自凝汽器冷端进入低加的凝结水量，从而也控制了低缸抽汽进入低加的抽汽量，这部分抽汽可以在低缸中再做功，这样就可以获得更多的机组出力。经验证：一般可以提高机组最大出力〔MCR〕的4～6个百分点。

在上海某电厂三期建设前，提出汽轮机高压调整门全部打开运行的设计，负荷调整通过凝结水节流技术实现，随后组织电厂人员参照西门子的思路自己进行设计和试验，目前已经投入运行。该厂1000MW超超临界汽轮机是引进SIEMENS技术，无调节级且纯滑压运行，为了保证机组最优的经济性，机组运行中汽机调门始终全开。

二、岱海电厂进行的前期工作

岱海电厂一期汽轮机采用八段抽汽，分别用于4 台低加(分别为#5、#6、7A、7B、8A、8B)、1 台除氧器、3 台高加(分别为#1、#2、#3)及小汽机、热网等的加热汽源。

实施该项目，必然带来对除氧器水位和凝汽器水位的频繁调整，对机组运行的安全性有所降低;同时凝结水节流相当于利用的是汽机的蓄热，需要检验其能力是否满足负荷调整的要求;我们的机组已经按照顺序阀方式运行，节流损失已经较小，需要检验此项技术的潜力。为此，需要进行下列试验，评估凝结水节流带来的负荷变化能力，该项试验需要在不同负荷段分别进行，确定不同工况下的负荷变化能力。如果凝结水节流改变抽汽能够达到20MW(该数据是参照准格尔的试验数据估算得到)以上的负荷变化能力，才可以进行下一步的改造试验。

三、岱海电厂凝结水节流试验过程及数据分析

本次试验是摸索#1机在不同负荷运行时，汽轮机三阀全开方式下凝结水节流对机组负荷的影响关系。每一负荷下做以下三项试验：

解除除氧器水位自动，调节除氧器上水调门改变凝结水流量，观察机组负荷响应时间及变化范围;

解除除氧器水位自动，通过改变凝泵变频器指令输出来改变凝结水流量，观察机组负荷响应时间及变化范围;

切除#5、#6低压加热器汽侧，直接改变抽汽量，观察机组负荷响应时间及变化范围。

1.试验准备工作：

活动除氧器上水调门旁路电动门，保持旁路电动门可用，防止除氧器上水调门故障时旁路电动门不可用导致锅炉断水。

为防止有关保护误动，退出下列保护：

除氧器水位相关保护:除氧器水位低跳前置泵、给水泵保护，水位高联开事故疏水和跳四段抽汽保护;

退出各低加水位保护;

解除凝结水流量低开凝结水再循环及流量低跳泵保护;

解除除氧器水位自动。

退出精处理系统运行;

燃油备用正常，等离子系统恢复热备用。

负荷降至450MW稳定后，汽轮机由顺序阀切单阀运行且稳定后，热控人员配合将高压调汽门GV3强制至全关，然后解除机组AGC及CCS，DEH切为阀位方式，手动输入阀位指令将GV1、GV2、GV4至全开，锅炉侧保持煤量不变。在全开GV1/GV4/GV2三个调门过程中：#1机负荷增大后恢复，由446MW增大至475MW后又恢复447MW，波动了29MW，主汽压力由14.7 MPa持续降低，最终稳定在12.3MPa。负荷波动主要因为短时的进汽变化引起的，由于煤量未变，此时由调门节流引起的变化非常微小。

同时监视各轴承温度及主机TSI参数变化。

在该负荷下只做改变除氧器上水调门对负荷的影响的试验，之后再在不同负荷下重复试验，观察机组负荷响应情况及除氧器、低加液位响应情况。

2.试验参数分析：

1) 第一次试验过程：

稳定负荷446MW，主汽压力稳定在12.3MPa。

初次试验除氧器上水调门对负荷的影响情况，选择由60%开度降低至50%的较小幅度，凝结水流量由1073t/h降低至813t/h，降低了260t/h，负荷由446MW升至452MW，增加了6MW。除氧器水位由2144mm最低降至2047mm，历时180秒降低了97mm。各低压加热器水位变化正常，无发生液位开关高I值、高II值液位报警。如表一所示：

2) 第二次试验过程：

稳定负荷443MW，主汽压力稳定在12.3MPa。

为了试验除氧器上水调门近乎最大变化时响应机组负荷的情况，选择由60%开度降低至20%的较大幅度，凝结水流量由1091t/h降低至246t/h，降低了845t/h，负荷由443MW升至458MW，增加了15MW。除氧器水位由2268mm最低降至1713mm，历时348秒降低了555mm，降幅较大。#6低压加热器水位高II值液位开关闪发报警，后恢复正常。如表二所示：

3) 第三次试验过程：

将负荷由450MW升至550MW，选择由65%开度降低至25%的大幅度，凝结水流量由1327t/h降低至345t/h，降低了982t/h，负荷由549MW升至567MW，增加了18MW。除氧器水位由2215mm最低降至1705mm，历时252秒降低了510mm，降幅较大。#6低压加热器水位高II值液位开关闪发报警，后恢复正常。如表三所示：

4) 第四次试验过程：

负荷550MW，将除氧器上水调门全开，通过减小变频凝泵频率改变凝结水量试验响应机组负荷的情况，选择由36.3HZ降低至30.1HZ的较大幅度，凝结水流量由1314t/h降低至814t/h，降低了500t/h，负荷由547MW升至559MW，增加了12MW。除氧器水位由2196mm最低降至1800mm，历时372秒降低了396mm，降幅较大。#6低压加热器水位高II值液位开关闪发报警，后恢复正常。如表四所示：

5) 第五次试验过程：

负荷550MW，除氧器上水调门全开，通过增加变频凝泵频率凝结水量试验响应机组负荷的情况，选择由35.7HZ提高至44.3HZ的较大幅度，凝结水流量由1259t/h增大至1639t/h，增大了380t/h，负荷由552MW降低至542MW，降低了10MW。除氧器水位由2010mm最高升至2416mm，历时348秒升高了406mm，升幅较大。各低压加热器水位变化正常，无发生液位开关高I值、高II值液位报警。如下表所示：

6) 第6次凝结水节流试验过程：

负荷600MW，除氧器上水调门全开，通过增加变频凝泵频率凝结水量试验响应机组负荷的情况，选择由38HZ提高至46HZ的较大幅度，凝结水流量由1408t/h增大至1639t/h，增大了231t/h，负荷由594MW降低至584MW，降低了10MW。除氧器水位由1996mm最高升至2415mm，历时336秒升高了419mm，升幅较大。各低压加热器水位变化正常，无发生液位开关高I值、高II值液位报警。如表六所示：

7) 切除#5低压加热器汽侧试验过程：

负荷493MW，切除#5低压加热器汽侧后，机组负荷由493MW升至497MW，增加了4MW。#5低压加热器水位降低，打开抽汽电动门后水位回升。水位由之前的325mm最低降至273mm后升至397mm，后恢复至正常水位。#5低压加热器水位高II值液位开关报警3分钟后恢复正常。#5低压加热器水侧出口温度由之前的127℃降低至104℃，降低了23℃。

8) 切除#6低压加热器汽侧试验过程：

负荷494MW，切除#6低压加热器汽侧后，机组负荷由494MW升至496MW，增加了2MW。#6低压加热器水位由于一直存在疏水不畅的现象，所以水位几乎未降低，在打开抽汽电动门后水位升高。水位由之前的351mm最高升至436mm，后恢复至正常水位。#6低压加热器水位高II值液位开关报警1分钟后恢复正常。#6低压加热器水侧出口温度由之前的99℃降低至90℃，降低了9℃。

四、试验总结

通过改变凝结水量来调节负荷的方法基本能满足AGC方式下，机组负荷变化率12MW/min的要求。上海某电厂三期使用该项技术，机组负荷变化率只能够达到1.2%，华北电网要求大于1.5%。

改变凝结水量来调节负荷的方法虽然具有一定的可行性，但由此导致除氧器水位波动较大，也对机组的安全运行构成了一定的威胁。除氧器的水位上升或下降持续能力可以根据除氧器容积、凝结水与给水流量变化情况、系统阀门等设备动作时间、保护配置情况等等进行计算，在此不再赘述。凝结水节流调节负荷是有时间局限性的，如岱海电厂最大持续能力不应超过5分钟，否则将使除氧器水位升高或者降低至危险值，威胁机组安全。上海某电厂三期的一个有利的条件是除氧器容量设计较大,通过PROFI机组控制模块计算出的对应于凝结水节流的能量指令以一个校正信号的形式传送至凝结水流量调节回路，这样也相应地调节着凝液器热水井的水位。而除氧器水位设定值是由凝结水控制回路中的协调控制数学模型确定的，这样也可以确定整个控制回路的实际能量的裕量，当凝汽器热井水位或者凝补水水位或除氧器的实际水位接近其限制值时，那么对应的能量校正信号将降低甚至设置为0，这样的话作用于凝结水节流控制回路的调节偏差和调节裕量将不再存在。

凝结水量变化越大负荷变化量也越大;凝结水量变化越小，负荷变化量也越小。如图一和图二所示：

凝结水流量变化的越快，响应负荷的速度也越快。理想的模式是负荷变化初期，凝结水节流的功效先发挥，随后锅炉变化对负荷的影响随后跟上，保持负荷平稳变化，且满足1.5%以上的变化速率和0.5%以内的动态偏差。但是凝结水节流技术只能够解决变负荷初期的负荷响应，能够改善由于锅炉侧的滞后而产生的的负荷响应的延时，但最终的负荷响应仍然需要锅炉侧燃烧率的变化，所以锅炉侧的协调控制策略仍然十分重要，而且需要与凝结水节流技术相配套。其间采用的最主要的技术包括：

1) 燃料和给水的智能超调，即变负荷时燃料和给水的超调量和超调持续时间都是根据当时的热力参数的变化来智能判断的。

2) 利用分离器出口温度允许的温度变化，加快给水流量的响应，大量的实践证明直流锅炉给水对负荷的响应远比燃料对负荷的响应快(注：岱海电厂一期两台炉为自然循环汽包炉)。

3) 计算凝结水系统中的能量变化，并利用锅炉指令的超调来及时补偿。

PROFI机组控制模时刻在预估锅炉的实际蓄热量〔通过蒸汽温度、压力等参数〕以及当时工况下机组凝结水节流可利用的热能。这样当机组负荷指令增加时，可以不用或较少地增加锅炉燃料设定值，而通过利用上述预估的能量，就可以满足了机组负荷指令的要求。

汽轮机三阀全开是可以带满负荷的，但此时主汽压力及调节级压力相比较顺序阀时是会降低的，初参数降低，汽轮机效率也将降低，但降低初参数所损失的汽轮机效率相比较是小于阀门全开提高的效率，所以是值得的。

汽轮机三阀全开，汽轮机调门不再调节负荷，所以机组协调控制逻辑可能需要进行大手术的修改。主汽压力变化了，所以机组协调方式下的滑压曲线也应进行逻辑修改。

由于凝结水节流调节对除氧器水位扰动最大，所以除氧器水位自动调节逻辑也需要进行优化。试验过程中，凝汽器的水位变化也是比较大的，所以凝汽器水位的调节自动也需要继续优化。

各低压加热器水位在试验过程中曾出现高II值报警，凝结水短时的大量变化会造成低压加热器虚假水位。

凝结水节流调节，如果除氧器水位控制得当，对锅炉汽包水位的影响是比较小的。

锅炉侧总煤量稳定时，凝结水节流调节过程对主汽压力的影响是比较小的。

五 结束语

岱海电厂通过试验，凝结水节流改变抽汽以响应负荷变化的能力能够达到华北电网的要求，所以已考虑进行下一步的改造试验。