张秋生

 （神华国华（北京）电力研究院有限公司，北京  100025）

摘  要：热工自动,控制系统在火力发电厂节能中发挥着重要的作用、通过对热T.自动控制系统进行优化的研究，得出如下结论：优化主、再热汽温自动控制能够提高平均温度，减少热耗；通过优化汽轮机滑压定值和凝结水节流控制能够减少节流损失，提高机组经济性；适当降低汽包水位能够在不用增加煤耗的前提下增力口电功率  最后提出，为满足新编写的电力行业标准中对与机组节能相关的自动控制指标提出的更严格的要求．热工自动控制系统对火电厂节能的评估宜以统计的方式体现。

关键词：热工自动控制；火电厂节能；滑压优化：凝结水节流；汽包水位；优化控制导则

中图分类号：TK223；TM621  DOI：10.11930/j．issn．1004-9649.2016.06.006.04

0引言

 常规观念认为热控专业与火力发电厂节能降耗无关，本文定量论述了汽温、汽压、功率、汽包水位等自动控制指标和测量技术在节能降耗中的作用，如果对这些控制指标和测量技术综合采用，能够挖掘节能潜力，争取经济效益。

1  汽温优化控制系统的投入对机组经济性的影响

  通过对各类300 MW以上容量典型机组分析计算得出，主蒸汽温度降低10C，汽轮机热耗率升高约0.032%，相当于2.5  kJ/( kW．h)。研究表明．机组容量越大，主蒸汽温度对汽轮机热耗率的影响越大。

 为了降低汽轮机的热耗，需要提高主蒸汽温度和再热汽温自动控制的精度，并减少超测量，这样才能将设定值提高，使得主、再热汽温“压红线”运行。

 自动调节品质的改善对机组效率的影响幅度较小，有研究表明，优化控制系统能够提高机组效率0.050～0.20%，由于不能用实测法进行煤耗的测量与对比，因此采用较长一段时间内的参数统计法进行优化控制系统投入前后经济性的分析。

 某亚临界600 MW机组，除了投运过热和再热汽温优化控制系统外，没有进行任何热力系统和控制系统的改进，对该优化控制系统进行了投入前后1年各3个月的主要参数的对比及其对机组经济性影响的分析（见表1），以及主、再热汽温变化对机组平均经济指标的影响分析（见表2）。

 由表2可以看出，该600 MW亚临界机组在主、再热汽温自动优化后机组热耗率降低0.140%、效率提高0.141%、发电煤耗降低0.418 g/(kW .h)。

2主蒸汽压力变化及节流优化对机组热效率的影响

  典型的亚临界300、600  MW和超临界600MW机组主蒸汽压力对热耗率的影响约为29～38kJ/(kW . h)/M Pa。

 主蒸汽压力的定值与负荷的关系一般设置为“定一滑一定”的关系，在定压方式，为了降低机组的热耗，需要提高主蒸汽压力自动控制的精度，并减少超调量，这样才能将设定值提高，使得主蒸汽压力“压红线”运行。

 滑压运行方式对机组的节能影响较大，按照汽轮机的结构分带喷嘴顺序阀节流调节和不带喷嘴调节的全周进汽两种方式。

2.1  带喷嘴顺序阀节流调节的汽轮机滑压定值曲线的优化

 对机组在复合滑压运行方式的变压力运行方式．升负荷时，同时增加压力，即增加锅炉的蓄热。为了克服滑压运行时变负荷速度慢的缺点，在升负荷时，开大汽轮机调节门，利用锅炉的蓄热，提高变负荷的速度。因此，在滑压运行时．汽轮机调节门也参与调节，但在稳态，汽轮机调节门基本保持不变，即保持在节流损失最小的位置。这种方式又称为联合控制滑压方式，这种控制方式既保持了在高负荷区的较高热效率，又防止了在低负荷区的水循环恶化和经济性的过多下降，同时保持了机组对负荷指令响应的快速性．目前在国内广泛使用。

 滑压的基本依据在于两方面的因素：在低负荷工况下，一是需通过高压调节门节流来限制进入汽轮机的蒸汽流量，产生节流损失，增大热耗：二是降低主蒸汽压力可减小高压调节门节流程度．但主蒸汽压力降低造成循环效率降低。因此，两种因素共同作用下，必有一最佳效率点．最佳运行点组成的与主蒸汽压力相关的曲线就是机组的定滑压运行曲线。

 通过汽轮机阀位单点优化和滑压寻优．有效减少了汽轮机的节流损失，可降低机组发电

煤耗约0.8 g/( kW .h)。

2.2不带喷嘴调节的全周进汽型凝结水节流调节

 近年来以600 MW和1000 MW汽轮机为代表的全程滑压、超超临界汽轮机机组在国内得到了日益广泛应用。对于不带喷嘴调节的全周进汽型汽轮机，在调节门全开工况下节流损失最小．但是机组变负荷初期无蓄热可用，仅仅靠锅炉来调节不能满足AGC和一次调频的需要，因此常用的方法是汽轮机调节门部分节流。在当前大型机组普遍参与电网调峰运行的环境下，为满足AGC

  快速负荷响应的要求，高压调节门通常留有较大

  的机组负荷调节余量。由此使机组变负荷运行时．在低负荷阶段高压调节门节流损失较大，对运行经济性造成明显不利影响。

 若需要兼顾机组运行经济性和调峰调频性能．必须开发和设计全新的协调控制系统。

 某1000 MW超超临界机组首次成功投用了汽轮机调节门全开、基于凝结水调负荷的高效节能型协调控制系统。

 凝结水调节负荷的原理是：在增加负荷时．关凝汽器出口调节门，减小凝结水流量，从而减小低压加热器的抽汽量，增加蒸汽做功的量，使机组负荷增加。在减负荷时，开凝汽器出口调节门，增加凝结水流量，从而增加低压加热器的抽汽量，减小蒸汽做功的量，使机组负荷减小。该技术本质上是一种利用汽轮机同热／加热系统q1蓄能的技术。

 在机组年平均负荷率75%条件基础上，采用此控制方式后，供电煤耗可下降约0.8 g/( kW .h)。

3汽包水位高低位运行对锅炉热效率的影响试验研究

 当汽包水位由+100 mm降低到0后，在人炉煤量不变的情况下，使机组出力增加约2.08%，从而改善机组的经济性。

 为了验证汽包水位的高低对锅炉热效率的影响，选取了1台450 t/h循环流化床锅炉和1台100 MW单元机组进行了汽包水位变水位运行对机组功率的影响试验。试验过程巾将DEH遥控退出、电功率回路切除、锅炉主控切手动，给煤量不变，汽包水位自动状态，通过改变汽包水位的设定值使水位在-50 mm～+50 mm变化了5次．试验过程中的机组主要参数变化见表3．主要参数变化曲线见图1所示。

 从表3可以看出：当汽包水位降低100 mm后，在总燃料量不变的前提下，机组有功功率增加了1～2 MW、主蒸汽流量增加了7～10  t/h、主蒸汽温度降低了1～2℃、汽包压力增加0.10～0.14 M Pa，获得了比较好的经济效益。汽包高水位降低锅炉热效率的原因大致体现在以下几方面：

 (1)高水位运行增加饱和汽湿度，增加的水分必然在过热器中吸收汽化潜热而汽化，使过热蒸汽温升降低，过热器效率下降。

 (2)高水位运行会增加旋风分离器阻力，降低水循环速度。高水位运行使汽包内水位几乎淹没分离器进口管，当汽水混合物切向进入分离器进口管时，旋转体的质量随着汽包水位的升高而增加，加速压力降也随之增加，使锅炉水循环有效压头减少，循环流速降低。

 (3)在炉膛负荷不变的情况下，严重高水位运行增加分离阻力，使循环流速降低，减少产汽量并降低汽包压力。

 由于循环流化床锅炉的大惯性和燃烧的稳定性，在试验期间燃烧的扰动可以忽略不计，可以认为主蒸汽流量和机组有功功率等参数的变化只与汽包水位的数值有关。上述试验验证了“降低汽包水位可以获得无煤耗功率”的结论。

4新的电力行业标准对自动调节指标的要求

 由于汽温、汽压、有功功率的自动调节品质与机组的经济性有着密切的关系，新编的电力行业标准DL/T 1492.2-2016《火力发电厂优化控制系统技术导则第2部分：协调及汽温优化控制系统验收测试》提出了比DL/T 657-2006《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》更严格的动态和静态调节品质指标（见表4）。

5结论

 (1)汽温、汽压、功率自动调节品质提高与增加机组的经济性有着密切的关系，因此提倡将闭环优化控制系统作为提高经济性的一个手段，并按照新编电力行业标准《火力发电厂优化控制系统技术导则第2部分：协调及汽温优化控制系统验收测试》进行验收。

 (2)自动控制系统对机组经济性的评估应以统计数据的方法实现。

 (3)对于带喷嘴节流调节的机组，采用阀点滑压设定回路、对于无喷嘴全周进汽机组，采用凝结水节流证明是有效的改进经济性的手段。

 (4)适当降低亚临界机组的汽包水位定值能够获得无煤耗功率。