600MW超临界机组控制技术

超临界机组的自动发电〔AGC〕把握江苏省电力试验争论院2023年7月超临界机组的特性临界火电机组的技术特点超临界火电机组的参数、容量及效率超临界机组是指过热器出口主蒸汽压力超过22.129MPa。目前运行的超临界机组运行压力均为24MPa~25MPa，理论上认为，在水的状态参数到达临界点时(压力22.129MPa、温度374.℃)，水的汽化会在一瞬间完成，即在临界点时饱和水和饱和蒸,成为唯一型式。提高蒸汽参数并与进展大容量机组相结合是提高常规火电厂效率及降低单位容量上提高效率2%～2.5%，承受超超临界参数可提高4%～5%。目前,世界上先进的超临47%～49%。超临界机组的启动特点异，超临界锅炉与自然循环锅炉相比，有以下的启动特点：设置特地的启动旁路系统流量，以保证给水连续不断的强制流经受热面，使其得到冷却。求暖机、冲转的蒸汽在相应的进汽压力下具有50℃以上的过热度，其目的是防止低温统来排解这些不合格的工质。配置汽水分别器和疏水回收系统过热器，直流运行状态的负荷从锅炉满负荷到直流最小负荷。直流最小负荷一般为25%~45%。20%30%意味着在水冷壁出口有20%的饱和蒸汽和10%的饱和水，这种汽水混合物必需在水冷启动前锅炉要建立启动压力和启动流量动过程中锅炉的给水流量。超临界机组的启动系统超临界机组启动系统功能及形式启动系统功能组的运行经济性；对蒸汽管道系统暖管。启动系统主要由启动分别器及其汽侧和水侧启动系统形式2分别器只作蒸汽通道。启动系统的把握外置式启动分别器系统的优点是：分别器属于中压容器〔7MPa，设计制造简洁，投资本钱低。缺点是：在启动系统解列或投运前后过热汽温波动较大，难以把握，对汽轮机运行不利；切除或投运分别器时操作较简洁，不适应快速启停的要对分别器产生较大的热冲击；系统简洁，阀门多，修理工作量大。承受内置式启动分别器系统。内置式分别器启动系统由于疏水回收系统不同，根本可分为扩容器式、循环泵式和热交换器式3种。在这里介绍哈尔滨锅炉厂生产的HG-1950/25.4-YM1型锅炉，承受超临界压力、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊构造π型布置的前后墙对冲燃烧方式的本生型直流锅炉，启动系统承受2.1所示：2.1HG-1950/25.4-YM1型锅炉内置式启动分别系统带再循环泵的内置式启动分别器系统由以下设备组成。启动再循环泵调整阀关闭，运行人员可以手动启动循环泵。在降负荷过程中，假设负荷<40%锅炉最大连续蒸发量〔BMCR、燃烧器在燃烧、且满足循环泵启动允许条件，则循环泵自动启动。在启动循环泵一段时间内，假设最小流量隔离阀和启动再循环隔离阀都未开，再循环泵跳闸。5s假设循环泵在运行，再循环流量大于定值时，隔离阀自动关闭；当再循环流量超过低限时，隔离阀自动翻开。再循环隔离阀5s联锁翻开再循环隔离阀，循环泵停顿联锁关闭再循环隔离阀。过冷水隔离阀来的过冷水到循环泵入口，以增加循环泵入口水的过冷度。当循环泵入口水的过冷度20℃，过冷水隔离阀自动翻开30℃时，过冷水隔离阀自动关闭。再循环调整阀调整贮水箱水位在设计范围内。大、小溢流阀安全，当锅炉压力比较高时，联锁关闭溢流阀。大、小溢流调整阀0%100%。启动系统运行启动过程切换到中间点焓值自动把握方式。位由再循环调整阀和大、小溢流调整阀把握。焓值增加。直流点：分别器入口蒸汽干度到达，饱和蒸汽流入分别器，此时没有水可分别#锅炉给水流量仍保持在某个最小常数值。分别器出口实际焓值仍低于设定值，温度把握还未起作用。所以此时增加的燃烧率不是用来产生的蒸汽，而是用来提高直流锅炉运行方式所需的蒸汽蓄热，到分别器出口的蒸汽焓值到达设定值，进一步增加燃烧率，使焓值超过设定值。中间点温度把握阶段：进一步增加燃烧率#给水量相应增加，锅炉开头由定压运行转入滑压运行。焓值把握系统投入运行，分别器出口的蒸汽温度由(煤水比)把握。当锅炉负荷增加至35%，锅炉正式转入干态运行。停机过程换到水位把握的过程。开头有水分别出。直流点：蒸汽过热度完全消逝，流入分别器的蒸汽呈饱和状态。中开头积水，水位把握开头动作，再循环调整阀和大、小溢流调整阀自动调整水位。超临界机组的协调与AGC把握CCSAGC把握中的难点机、炉之间耦合严峻〔水、湿蒸汽与过热蒸汽〕物理性能的差异，可以主汽阀开度发生变化，影响了机组的功率，同时也直接影响了锅炉出口末端阻力特性,锅炉的影响。猛烈的非线性超临界机组承受超临界参数的蒸汽，其机组的运行方式承受滑参数运行，机组在大范围的变负荷运行中，压力运行在10MPa～25MPa.超临界运行工况汽水的密度一样，水在瞬间转化为蒸汽，因此在超临界运行方式和亚临界运行方式机组具有完全不同的把握特性，是特性简洁多变的被控对象。因此在设计均到达满足的品质。机组蓄热力气小、锅炉响应慢与AGC运行方式下要求快速变负荷的冲突控参数的大幅波动。发给各机组的AGC1.1是2023年6月8日17:30～19:00江苏电网调度EMS系统对华能太仓#4机组〔600MW〕的AGC指令曲线，从图中可看出AGC指令每隔2～3分钟即会变化一次，成运行的不稳定。图3.1 600MW机组AGC指令变化曲线国内外目前把握方案介绍DCS厂家的原设计，以下分DCS公司的协调把握方案技术特点：FOXBOROBFCCSTFCCS两种协调把握方式〔见3.2BF-CCS经过惯性环节后才进入汽机功率调整器，以在变负荷初始阶段减缓汽机侧的动作速度，防止由于锅炉的的大惯性而使指控参数消灭大幅波动，锅炉侧调压并承受负荷指令和汽机调门等效开度的DEBTF-CCS时锅炉侧调功并引入负荷指令信号作前馈，汽机调压回路引入功率偏差，利用锅炉蓄能，削减功率波动，可称作综合型协调把握。3.2FOXBORO超临界机组协调把握方案煤水比把握〔见图3.3〕上首先依据燃料量指令计算对应的设计给水流量，并依据量，以使机组工作于效率较高的工况下。3.3FOXBORO公司超临界机组煤水比把握方案日立公司把握方案FOXBOROBFCCS较类似，只不DEBUD经超前滞后处主汽压力偏差修正负荷指令的方法防止主汽压力波动过大。〔3.4PID动。3.4日立公司煤水比修正把握方案西门子公司把握方案西门子公司在超临界机组协调把握上〔3.5〕承受汽机侧纯调功，锅炉侧调压大偏差：续动作而使参数更加恶化。变负荷时机组负荷指令经过几阶惯性环节后再进入汽机功率调整器，适当延缓汽机侧的动作速度以等待锅炉侧响应。负荷指令经滑压曲线后也经过几阶惯性环节后再进入锅炉压力调整器，这样在变负荷时压力慢上几拍再变，防止同时升/降负荷和压力时锅炉侧负担过重，从而消灭参数的较大波动。3.5西门子公司超临界机组协调把握方案〔温差把握器、分别器出口焓与设计值偏差〔焓差把握器〕的两级校正后计算出过热器入口焓的期望值，最终由下式得出省煤器入口流量指令：省煤器入口流量指令=水冷壁的总吸热率/〔过热器入口焓期望值-省煤器出口焓〕动的同时也通过微分信号转变燃料量，这相当于是“锅炉指令变动时燃料量通过惯性环额外扰动。3.6西门子公司超临界机组煤水比把握方案把握方案的比较分析及优化国外DCS公司设计策略的实际投用效果从上述几家DCS公司所设计的超临界机组协调把握方案在国内电厂的实际应用效果来看，均存在着确定的问题。FOXBORO公司对其设计的协调方案在直流炉上推举承受TF-CCS方式，在江苏镇江#5、#6机组〔600MW〕使用后，机组运行较稳定，主汽压力偏差不大，但未能很好的解决锅炉侧调整功率大滞后的问题。变负荷时的响应很慢，AGC测试速率仅为1.2%左右，而且消退静差的力气也较差，负荷指令与实发功率常常有10MW左右的静态偏差满足要求。日立公司的把握策略在上海外高桥电厂900MW超临界机组应用后，实际运行中仅能牵强到达1.0%的AGC速率，其缘由主要在于锅炉侧仅承受功率指令作为燃料量、给成，对于大滞后对象，只有PID参数整定得很慢才能保证其稳定性，但同时就造成被调量的动态偏差较大，而汽机侧承受经压力偏差修正的功率指令，一旦压力消灭大偏差则转而校正压力，从而影响了变负荷速率。同时由于汽机侧在牺牲负荷的前提下保证压力又反过来造成锅炉侧不能准时增加燃料量，相当于两个耦合回路相互等待，最终的结果就是实际变负荷率与设定值相差很大。加惯性环节仅能在变负荷时起到有效作用，锅炉侧本质上还是靠一个单回路在调整压的调整。该策略在华润常熟600MW机组上试投用时，由于机组制粉系统承受的是双进不稳定现象。优化方案分析以上几种把握方案品质不佳的根本缘由，在于没有很好的解决机、炉间的非线性耦合特性，还是承受常规汽包炉的把握思路来设计协调规律。常规协调把握系统属于多变量把握系统，在把握策略设计中，必需考虑到单元机组汽压和功率两个把握回路是相互关联的，它们有共同的特征方程式、稳定裕度和衰减率，假设其中一个系统不稳定，则为了使汽压和功率把握回路相对自己的给定值为无差调整系统同时对非己方的给定值信号不产生静态偏差，要求两回路的调整器都含有积分项，为了使系统有足够的稳定裕度，必需将两回路的调整器的参数设置得很迟钝，而把握品质变差，所以单元机组汽压质要差。大区分的，在汽包锅炉中，调整给水流量对锅炉的蒸发量与过热蒸汽温度并没有什么影响；而在直流锅炉中，给水流量却与蒸发量，过热汽温有亲热关系。这说明，在直流锅炉中，各被调量之间的相互干扰是很大的，例如：给水流量的变化直接影响主汽压力与主汽温度的变化，而锅炉燃烧率的变化，同样也会使主汽压力和主汽温度两个方面受到影响。所以，在直流锅炉中，要调整主汽压力就确定要同时调整燃烧率，燃烧量与空气这就说明当汽机调门扰动时，对于汽包炉而言假设没有设计很好的解耦方案，锅炉侧没有提前快速响应，由于系统容量较大，还可以牺牲一些蓄热来补偿机、炉间动态特性的差异，机组工况也还不会消灭过大的波动；但对于直流而言却承受不了这样的牺牲，结果即会造成主汽压力偏差过大，调整不稳定。由于目前电网对各机组较高的AGC功率，锅炉调整压力的基于BF方式的CCS，此时如何保证机组的稳定运行，主控参数不大幅越限就成为了机组协调把握系统的关键问题。我院在总结了多台600MW超临界机组的热控调试及试验阅历后，从以下几点动身对超临界机组的CCS把握进展了优化：压力把握是直流锅炉把握系统的关键环节，压力的变化对机组的外特性来说将影响〔补偿煤〕才转变给水流量指令，这样虽在变负荷时对汽温影响较小，但却增加负荷的快速性，通过这些手段可将煤-水两回路之间的耦合特性减小的最低程度。协调好煤水之间的匹配关系后，剩下的关键问题如何消退机、炉之间的相互耦合关率而造成的持续扰动。直接能量平衡把握策略〔DEB〕早期即是为直流锅炉把握而提出机能量需求计算的具有自校正性质的机组指令。DEB策略中承受能量平衡信号Ps*(P1/Pt)P1/Pt代表汽机第一级压力与主确定的线形特性，Ps代表主蒸汽压力定值，在机组稳态时Ps=Pt，P1即代表进入汽机的Ps*(P1/Pt)在时间上仍略慢于机组的功率指令UD，因此较好的方案是承受UD作静态前馈和能量平衡信号的微分叠加共同产生锅炉侧的前馈信号，这样动作准时反响到锅炉侧，提前增减燃料量和给水流量以保证压力的稳定。煤水比校正回路的修正功能应当是针对全负荷范围内的工况而不是单一工况点的，点的过程中，煤水比校正回路就可不用重计算而保持不变。当前面介绍的几家公司的〔焓值设定值〔温度调整器输出的做法，这样在变负荷过程中焓值〔温度〕调整器仍需不停计算以获得下一个工况点的参数，增加了额外的不必要扰动。因此煤水比把握回路应通过中间点焓值〔温度〕的偏差计算出的。超临界机组在协调负荷〔通常在40%～100%Pe〕范围内其压力、温度等机组运行统设计中假设承受一样的策略和特性参数必定造成在某一工况下把握效果很好而在另一〔如超温、超压、启停磨〕应用超驰把握快速消退扰动，从而保证机组在各种负荷和工况下的把握稳定。优化把握方案投运效果：由我院研发的超临界机组把握策略到目前为止已在十几台600MW超临界机组上成2%Pe/min速率下的AGC各主要参数把握状况良好。450MW～600MW负荷段AGC试验数据实际值工程设定值考核值最大正偏差最大负偏差图3.7和3.8是国电常州#2机组在450MW～600MW负荷段AGC试验数据实际值工程设定值考核值最大正偏差最大负偏差AGC速率〔%〕2.02.2～2.42.0变负荷初始纯延时N/A<40秒<90秒负荷动态偏差〔%〕N/A<1.5%<5.0%负荷稳态偏差〔%〕N/A<0.5%<1.5%23.60～24.20.39-0.61N/A氧量〔%〕3.3～4.60.7-0.3±1.5〔℃〕570.45-2±10〔℃〕570.65-3±10图图3.7 国电常州#2机组AGC试验450MW～600MW负荷段〔BASEO**模式〕负荷、压力、煤水变化曲线图图3.8 国电常州#2机组AGC试验450MW～600MW负荷段〔BASEO**模式〕主汽温度、氧量变化曲线580MW→480MW负荷段AGC试验数据实际值工程设定值考核值最大正偏差最大负偏差3.93.10是扬州其次发电厂#42023580MW→480MW负荷段AGC试验数据实际值工程设定值考核值最大正偏差最大负偏差AGC速率〔%〕2.02.32.0变负荷初始纯延时N/A<20秒<90秒负荷动态偏差〔%〕N/A<1.5%<5.0%负荷稳态偏差〔%〕N/A<0.5%<1.5%24.2→21.50.37-0.27N/A氧量〔%〕2.90.7-0.3±1.5炉膛负压〔Pa〕-12090-130±200甲侧主汽温度〔℃〕5414-1±10乙侧主汽温度〔℃〕54160±10图3.9 扬二#4机组AGC试验580MW～480MW负荷段〔BASEO**模式〕负荷、压力、煤水变化曲线图3.10 扬二#4机组AGC试验580MW～480MW负荷段〔BASEO*