摘要：某S209FA型“二拖一”燃气-蒸汽联合循环热电联产机组的运行特性及其在变工况过程中存在的余热锅炉减温水调节滞后的现象；基于实际运行工况下的运行数据，分析9FA型燃机负荷与排气温度间的关系，并对比分析两台锅炉在不同负荷下高压主蒸汽温度及减温水流量调节上的共性与差异，总结出准确、系统的调节策略；提出增加高压过热器减温水调阀PID调节及高压给水泵勺管自动化等改进措施。
关键词：燃机；余热锅炉；排气温度；减温水；PID
引言
某S209FA型“二拖一”燃气-蒸汽联合循环热电联产机组具有启停快捷、负荷可快速变动的特点，在夏季主要承担调峰任务；在其调峰过程中，普遍出现出现了余热锅炉减温水调节滞后的现象。
本文旨在得出该机组主汽温调节上的准确、系统的调节策略，对余热锅炉在不同负荷下高压主蒸汽温度及减温水流量调节上的共性与差异，优化其调节过程；并提出相应改进措施。
1设备概况
某厂S209FA型燃气-蒸汽联合循环热电联产机组为“二拖一”燃气-蒸汽联合循环供热机组。余热锅炉为三压、再热、卧式、无补燃、自然循环、自身除氧、全封闭的燃机余热锅炉。
2 “二拖一”燃气蒸汽联合循环热电联产机组运行特性
与常规燃煤电厂相比，燃气-蒸汽联合循环机组具有诸多优点。其最大的优势在于使用更为清洁的气体燃料，对环境污染小；而且燃机不需要大量的冷却水，机组耗水量一般情况下仅相当于同容量火电厂的1/3；其启停快捷，调峰性能好，运行方式灵活；冬季主要承担供热任务，夏季承担电网调峰任务。
该机组位在冬季按照“以热定电”原则运行，以在保证电网安全前提下，以供热负荷的大小来确定发电量，此时暂不考虑压减电量的因素，消纳风电的安排要服从于保热需要，机组较夏季较少承担调峰任务；机组在夏季进行调峰时，运行方式灵活，可由“二拖一”改为“一拖一”运行或由“一拖一”运行方式改为“二拖一”运行。机组在2017年平均2.74天启停一次，机组频繁启停对机组寿命有不利影响，机组运行承受较大压力。
3 机组在启停调峰过程中存在的问题
单台燃机荷从220下降至0MW，即燃机一次完整停机降负荷过程不超过1.53小时，停机平均负荷变动率约为：
停机平均负荷变动率= =2.71MW/min
除去符合稳定的阶段，停机最大平均负荷变动率约为：
停机最大平均负荷变动率= =9.7 MW/min
机组由“一拖一”单台燃机运行启机至“二拖一”两台燃机高负荷运行的典型负荷升降过程，即负荷从0上升至140MW。燃机一次完整启机升负荷过程约为34min，启机平均负荷变动率约为：
启机平均负荷变动率= =4.11MW/min
除去符合稳定的阶段，启机最大平均负荷变动率约为：
启机最大平均负荷变动率= =10.73 MW/min
机组的主蒸汽温度的变化较燃机排气温度变化存在滞后现象，再加上负荷变动率较大以及减温水调门和高压给水泵勺管PID动作有一定的时间，使得该机组在快速升降负荷中减温水量的调节存在明显的滞后问题。
4 锅炉高压过热器减温水量的调节策略对比分析
该机组为满足电网调峰需求频繁启停燃机，即在 “二拖一”与“一拖一”运行方式之间进行切换，其中存在以下五种典型工况。
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①“二拖一”运行总负荷680MW，燃机负荷220MW；
②“二拖一”运行总负荷640 MW，燃机负荷200MW；
③“二拖一”运行总负荷400MW，燃机负荷110MW；
④“一拖一”运行总负荷340MW，燃机负荷220MW；
⑤“一拖一”运行总负荷230MW，燃机负荷130MW；
当负荷稳定于680MW、大气温度由26℃下降至23℃，#1机排气温度由618℃下降至616℃，#2机排气温度由614℃下降至612℃；#1炉高过减温水量由14t/h下降至13t/h，#2炉高过减温水量由9t/h下降至7t/h。大气温度对减温水量的影响为大气温度每下降1℃，排气温度下降1℃，减温水量下降1t/h。大气温度变化较缓慢且趋势可预测，在负荷稳定过程中，不需要就大气温度进行手动干预。二拖一总负荷680MW，燃机负荷220MW、大气温度25℃情况下，#1高过减温水流量14 t/h、#2高过减温水流量8 t/h。
#1炉负荷从110MW到120MW过程中排气温度呈线性增长，速率一定，此时应适当加大勺管，预先将高过减温水调阀设定为较低温度，调节减温水量由24升至29t/h；120MW为一重要拐点，排气温度达到最高，后趋势平缓，约650℃，此时减温水量基本保持不变，减温水量稳定在30t/h；在165MW，排气温度开始下降，直至负荷至225，应适当减小勺管，预先将高过减温水调阀设定为较高温度，这段高过减温水量调节至17t/h；最后负荷又有一段下降，从225MW降至219MW，这是因为在投入CCS情况下，为满足负荷要求，由升负荷速率较快的燃机先涨至高负荷，后汽机负荷逐渐升至高值，燃机负荷有所下降，排气温度回升部分，但趋势较小，高过减温水量变化1t/h，应预先将高过减温水调阀设定为正常值567℃。
#2炉负荷从110MW到117MW过程中排气温度呈线性增长，速率一定，此时应适当加大勺管，预先将高过减温水调阀设定为较低温度，调节减温水量由22升至27t/h；117MW为一重要拐点，排气温度达到最高，后趋势平缓，约650℃，此时减温水量基本保持不变，减温水量稳定在28t/h；在160MW，排气温度开始下降，直至负荷至225MW，应适当减小勺管，预先将高过减温水调阀设定为较高温度；最后负荷从225MW降至220MW，高过减温水量也变化1t/h，应预先将高过减温水调阀设定为正常值567℃。
5 改进措施
综上所述，为保证机组在变负荷过程中主汽温不出现超温现象，现主要采取以下措施使主汽温在可控范围内。
①在调节主蒸汽温度过程中提前进行干预，如改变减温水调阀设定值或改变高压给水泵勺管开度。运行人员需熟悉两台锅炉在不同负荷下高压主蒸汽温度及减温水流量调节上的共性与差异，根据趋势及经验进行提前调整。
②调整过程中在DCS上做温度曲线，如主汽温度、减温器后温度等曲线，选取较小区间及较高精度，根据实时曲线进行调节，力求调节的快速性及准确性。
为了进一步满足快速升、降负荷下余热锅炉主汽温度调节的准确及快速性要求，防止出现超温现象，提出如下改进措施：
①调节减温水调阀及高压给水泵勺管PID，使其在设定值与反馈值偏差不大的情况也能够快速动作。
②现余热锅炉高压汽水系统调节方式为高压给水调阀调节高压汽包水位，高压给水泵勺管调节给水差压，存在着高压给水泵勺管调节速度慢、影响减温水量调节速率的问题。由于调阀比勺管动作迅速且汽包水位可调域度较大，可考虑将二者的被调量互换，即修改逻辑使高压给水泵勺管调节高压汽包水位，高压给水调阀调节给水差压，以满足余热锅炉主汽温度调节的准确及快速性要求。
6 结语
本文分析得出了9FA型燃机负荷与排气温度间的关系，并两台锅炉进行了横向对比，分析了两台锅炉在不同负荷下高压主蒸汽温度及减温水流量调节上的共性与差异，得出了该机组余热锅炉主蒸汽温度调节上的准确、系统的调节策略；最终就该机组在快速升降负荷中减温水量的调节存在明显的滞后问题提出了切实可行的改进措施。
作者简介：
刘勇，（1985－）男，河北人，本科，主值班员，从事燃气发电厂集控运行工作与管理工作。
论文作者:刘勇
论文发表刊物:《电力设备》2019年第3期
论文发表时间:2019/6/10
标签：负荷论文; 温水论文; 温度论文; 机组论文; 高压论文; 锅炉论文; 蒸汽论文; 《电力设备》2019年第3期论文;