超临界直流炉机组控制.ppt

,600MW超临界直流炉 机组控制特性分析,600MW超临界直流炉机组 控制特性分析,华北电科院有限责任公司 热控技术研究所 王玉山,目录,一、国际上超临界机组的现状,三、国内500MW及以上超临界直流炉机组投运情况,二、目前超临界机组的发展方向,四、超临界直流炉的控制特点,目 录,五、引进英国巴威技术超临界机组控制现状,一、国际上超临界机组的现状,我国一次能源以煤炭为主，火力发电占总发电量的75%,全国平均煤耗为394g/(kWh)，较发达国家高6080g，年均 多耗煤6000万吨，不仅浪费能源，而且造成了严重的环境 污染，烟尘，SOx,NOx,CO2的排放量大大增加,火电机组随着蒸汽参数的提高，效率相应地提高 亚临界机组(17MPa,538/538 )净效率约为3738%煤耗 330340g 超临界机组(24MPa,538/538 )净效率约为4041%煤耗 310320g 超超临界机组(30MPa,566/566 )净效率约为4445%煤耗 290300g 由于效率的提高，污染物排量也相应减少，经济效益十分明显。,一、国际上超临界机组的现状,1957年美国投运第一台超临界试验机组，截止1986年共166 台超临界机组投运，其中800MW以上的有107台，包括9台 1300MW。,1963年原苏联投运第一台超临界300MW机组，截止1985年共 187台超临界机组投运，包括300MW,500MW,800MW,1200MW。,1967年日本从美国引进第一台超临界600MW机组，截止1984 年共73台超临界机组投运，其中31台600MW, 9台700MW，5台 1000MW，在新增机组中超临界占80%。,二、目前超临界机组的发展方向,90年代,日本投运的超临界机组蒸汽温度逐步由538/566 提高到538/593，566/593 及600/600 ，蒸汽压力保 持在2425MPa，容量以1000MW为多，参数为 31MPa,566/566的两台700MW燃气机组于1989年和1990年在 川越电厂投产。目前正在研究参数为34.3MPa,649/593及 34.3MPa,649/593的机组。,二、目前超临界机组的发展方向,欧洲超临界机组参数多为25MPa,540/540，机组容量中 等，440600MW。德国两台900MW机组于1999年投产；1998 年投运的丹麦一台参数为28.5MPa,580/580/580的二次 中间再热， 411MW机组的净效率达到了47是目前世界 上效率最高的超临界火电机组。 欧盟制定了“THERMIE”700先进燃煤火电机组发展计划，联合欧洲40家公司于1998年开始，计划用17年时间开发35MPa,700/720/（720）的超超临界机组，其净效率达到50%以上。,美国电力科学院（EPRI）从1986年起一直致力开发 32MPa,593/593/593的带中间负荷的燃煤火电机组。,三、国内500MW及以上超临界直流炉机组投运情况,我国自80年代后期开始重视发展超临界火电机组，国家确 定以河南沁北电厂作为国产化依托，将超超临界发电技术列 为国家高技术发展计划，计划开发30MPa,600/600，600MW 以上的超超临界机组，供电效率达4345% 。,我国前期的超临界机组多为从原苏联直接引进，如营口， 盘山，伊敏，绥中等厂，机组运行方式均以定压运行为主， 后期主要以从日本，欧洲引进技术的滑压运行机组,目前国内已投运的部分500MW及以上超临界直流炉机组,目前国内已投运的部分500MW及以上超临界直流炉机组,三、国内500MW及以上超临界直流炉机组投运情况,目前国内已投运的部分500MW及以上超临界直流炉机组,三、国内500MW及以上超临界直流炉机组投运情况,目前国内已投运的部分500MW及以上超临界直流炉机组,三、国内500MW及以上超临界直流炉机组投运情况,国内不同等级机组的煤耗,三、国内500MW及以上超临界直流炉机组投运情况,四、超临界直流炉的控制特点汽包炉的控制,汽包炉中，汽包把汽水流程分为加热段、蒸发段和过热段，三段受热面的位置和面积是固定不变的，在给水流量变化时，仅影响汽包水位，不影响蒸汽压力和温度。而燃烧量变化时仅改变蒸汽流量和蒸汽压力，对蒸汽温度影响不大，因此给水、燃烧、蒸汽温度控制系统是可以相对独立的，可以通过控制给水流量、燃烧率、喷水流量分别控制汽包水位、蒸汽流量和蒸汽压力。,四、超临界直流炉的控制特点直流炉,直流锅炉没有汽包，又没有炉水小循环回路，给水是一次性流过加热段、蒸发段和过热段的，三段受热面没有固定的分界线。当给水流量及燃烧量发生变化时 ，三段受热面的吸热比率将发生变化，锅炉出口温度以及蒸汽流量和压力都将发生变化，因此给水、气温、燃烧系统是密切相关的，不能独立控制，应该作为整体进行控制。直流锅炉随着蒸汽压力的升高，蒸发段的吸热比例逐渐减少，而加热段和过热段的吸热比例增加；以及受热面管径变小，管壁变厚，因此，随着蒸汽压力的升高，锅炉分离器出口气温和锅炉出口气温的惯性增加，时间常数和延迟时间增加。,四、超临界直流炉的控制特点直流炉,理论上认为：在临界点（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汽之间不 再有汽、水共存的两相区存在，两者的参数不再有区别。由 于在临界参数下汽水密度相等，因此在临界压力下无法维持 自然循环，不能再采用汽包锅炉，直流炉成为唯一的型式。,超临界锅炉与亚临界自然循环锅炉的结构和工作原理不同， 启动方法也有较大的差异， 超临界锅炉与自然循环锅炉相 比，有以下的启动特点：,四、超临界直流炉的控制特点启动系统,设置专门的启动旁路系统 直流锅炉在锅炉点火前就必须不间断的向锅炉进水，建立足够的启动流量，以保证给水连续不断的强制流经受热面，使其得到冷却。为防止低温蒸汽送入汽轮机后凝结，造成汽轮机的水冲击，直流炉需要设置专门的启动旁路系统来排除这些不合格的工质。 配置汽水分离器和疏水回收系统 低于本生流量时，给水流量要保持恒定。因此在本生负 荷下超临界锅炉需要设置汽水分离器和疏水回收系统。 启动前锅炉要建立启动压力和启动流量,四、超临界直流炉的控制特点变负荷适应能力强,超临界直流炉，由于锅炉的蓄质和蓄热量小，因而负荷调节 的灵敏性好，可实现快速启、停和调节负荷,由于没有汽包这个巨大的厚壁金属元件，因此超临界直流炉，可以不像汽包炉受壁温升率的限制，可实现快速启、停和更快速的调节负荷。,同时正是由于没有汽包，直流锅炉的蓄质和蓄热量小，蓄热能力仅为汽包炉的1/41/3。在变负荷过程中可以利用的蓄能较少，因而机前压力波动较大,特别是在变负荷的起始阶段，由于蓄能较少，如过想要维持大的负荷变化率和较短的负荷响应时间，相对于汽包炉要困难。,四、超临界直流炉的控制特点滑压运行,现代超临界锅炉的重要特点是变压运行 现代超临界机组采用复合变压运行的方式，即在高负荷及低负荷区，负荷调节采用改变汽轮机调节阀开度的方式，而蒸汽压力保持不变；在中间负荷范围，采用变压运行，用改变锅炉主蒸汽压力的方式调节负荷。,如上海石洞口二厂600MW机组滑压曲线,如上海外高桥二厂900MW机组滑压曲线,自然滑压曲线,修正滑压曲线,滑压运行较定压运行的相对效率要高2 大范围的滑压运行不仅对控制提出了更高的要求，同时与电网对机组的具备快速负荷响应能力的要求构成了一对矛盾,四、超临界直流炉的控制特点主汽温度控制,减温是临时手段，最终由合理的煤水比来控制主汽温度 喷水减温实质上是调整工质流量在水冷壁和过热器之间分配比例，减温水量一般占额定给水流量的10，下图给出了不同的工质流量分配比例对各区段工质温度的影响。减温水量的变化改变了进入省煤器和水冷壁的给水量，这一区段的热量/水量比值随之改变，因而区段内工质温度发生了相应变化。但无论减温水有多大的变化，如总给水流量未改变，即燃水比未改变，稳态时锅炉出口过热汽温亦不变，减温水只能改变瞬态的过热汽温。显然最终的主汽温度的控制还需要燃烧比来控制。,四、超临界直流炉的控制特点非线性耦合系统,强烈的非线性是超临界机组又一主要特征 超临界机组采用超临界参数的蒸汽,其机组的运行方式采用滑参数运行，机组在大范围的变负荷运行中，压力运行10MPa25MPa.之间。超临界机组实际运行在超临界和亚临界两种工况下，在亚临界运行工况给水具有加热段、蒸发段与过热段三大部分，在超临界运行工况汽水的密度相同，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控制特性，是复杂多变的被控对象。,四、超临界直流炉的控制特点非线性耦合系统,超临界机组是被控特性复杂多变的对象，随着机组负荷的变化，机组的动态特 性参数亦随之大幅度变化。如燃水比调节的温度对象，在负荷变化50-100%范围内，增益变化达56倍，时间常数的变化也有3倍左右。,超临界机组控制中机、炉之间存在严重的非线性耦合。直流锅炉在直流运行状态汽水之间没有一个明确的分界点 ，在流程中每一段的长度都受到燃料、给水、汽机调门开度的扰动而变化，从而导致了功率、压力、温度的变化，直流锅炉是一个三输入/三输出相互耦合关联极强的被控对象；,四、超临界直流炉的控制策略 压力控制,压力控制是直流锅炉控制系统的关键环节 压力的变化对机组的外特性来说将影响机组的负荷，对内特性来说将影响锅炉的温度。因为直流炉蓄热较小，调门变化时引起的负荷变化较小，而且压力变化较大，对机组的负面影响较大 ，所以国外的资料中更推荐在超临界机组中采用机跟炉为基础的协调方式，协调锅炉与汽机的控制。但是在该方案的设计中应该充分考虑利用锅炉的储能加快机组对负荷的响应。,四、超临界直流炉的控制策略温度控制,在超临界机组中要保证主蒸汽温度的稳定，对机组的长期安全、稳定运行尤为重要。 必须要控制汽水流程，控制蒸发点。一般通过控制煤水比来粗调主蒸汽温度，通过过热喷水减温来细调主蒸汽温度。理论和实践证明要保证直流锅炉汽温的调节性能，维持特定的燃水比来控制汽水行程中某一点焓（分离器出焓）为负荷的函数是切实有效的手段。当给水量或燃料量扰动时，汽水行程中各点工质焓值的动态特性相似；在锅炉的燃水比保持不变时（稳定工况），汽水行程中某点工质的焓值保持不变，对于滑压运行锅炉，故采用微过热蒸汽焓替代该点温度作为燃水比校正信号。,四、超临界直流炉的控制策略,对于超临界直流锅炉来说，压力控制固然重要，但是温度控制更为关键，对于变压运行直流炉而言，可以允许压力在一定的范围内波动，但对温度波动的范围要比汽包炉要严格。,根据锅炉厂提供的技术资料，超临界锅炉的允许波动 压力波动范围：-1.01.0MPa 温度波动范围：-55度,四、超临界直流炉的控制策略给水控制,分离器出口焓（中间点焓）值对燃水比失配的反应快，系统校正迅速；,焓值代表了过热蒸汽的作功能力，随工况改变焓给定值不但有利于负荷控制，而且也能实现过热汽温（粗）调正。,焓值物理概念明确，用“焓增“来分析各受热面的吸热分布更为科学。它不仅受温度变化影响，还受压力变化影响，在低负荷压力升高时（分离器出口温度有可能进入饱和区），焓值的明显变化有助于判断，进而能及时采取相应措施。 因此，静态和动态燃水比值及随负荷变化的焓值校正是超临界直流锅炉给水系统的主要控制特征。,采用晗值控制的优点：,四、超临界直流炉的控制策略,但在目前国内超临界机组的实际使用中，采用焓值控制的不多，大唐三门峡，浙江兰溪，上海外高桥等电厂采用焓值控制大部分电厂仍采用中间点温度控制,大部分电厂仍采用中间点温度控制而不采用焓值控制的原因有： 所采用的控制系统无法进行焓值的实时和精确计算 用中间点温度作为被控量，比较简单明了，运行人员容易掌握和操作。,四、超临界直流炉的控制策略,在超临界直流炉RB逻辑设计中需要充分考虑分离器出口温度，即必须考虑在事故工况下有合适的煤水比。,由于超临界直流炉的强非线性，常规的控制策略难以达到良好的控制效果。因此需要大量采用变参数PID，变结构控制策略，以保证在各个负荷点上控制系统具有良好的效果,注意微过热点焓值对燃料率和给水量的响应较慢，响应时间达24分钟。由于燃烧对温度的动态响应要比给水对温度的动态响应慢的多，因此控制方案设计中要考虑煤水控制参数的动态补偿。,五、引进英国巴威技术超临界机组控制现状,大唐国际乌沙山发电厂4600MW机组，DCS为福克斯波罗公司的 IA serise系统，控制逻辑为我所设计、组态,大唐国际宁德发电厂2600MW机组，DCS采用西屋公司的Ovation控制 系统,控制逻辑为我所设计、组态,大唐国际潮州发电厂2600MW机组，DCS采用北京日立公司的 HIACS-5000M控制系统,控制逻辑为我所设计、组态,江苏利港发电厂2600MW机组，DCS采用西屋公司的Ovation控制系统, 控制逻辑为智深公司设计、组态,中国大唐三门峡发电厂2600MW机组， DCS采用北京日立公司的 HIACS-5000M控制系统，我院分公司调试,华北电科院热控所2006年相继完成了12台600MW超临界 直流炉机组的调试,五、引进英国巴威技术超临界机组控制现状,我所设计的大唐国际南方三个电厂600MW超临界机组协调控制系统主要 包括机主控（TM）、炉主控（TM）、负荷指令设定、压力设定、协调 方式切换、辅机故障减负荷（RUNBACK）、频率校正等功能回路。,图1 600MW超临界机组协调控制系统示意图,五、引进英国巴威技术超临界机组控制现状-协调系统,负荷设定回路接受运行人员手动设定的目标负荷或中调自动发电（AGC）指令，经速率限制，负荷上、下限限制和负荷指令闭锁增、减运算后分别送往机、炉主控等回路；频率校正回路把频差信号转换为负荷偏差信号，叠加到负荷指令上；压力设定回路提供定压/滑压两种机前压力设定值，滑压设定值为负荷的函数。,五、引进英国巴威技术超临界机组控制现状,锅炉主控回路:超临界机组直流炉的蓄热相对汽包炉比较小，利用调门变化机组负荷的能力相当有限，负荷调节主要由锅炉承担，因此提高机组负荷响应速度的重点应放在锅炉主控回路。对于直吹式制粉系统，锅炉的给煤量由给煤机控制。由于从原煤到煤粉有一个较长的制粉过程，所以给煤量变化到煤粉量变化有一个纯延迟时间和一定的惯性， 且纯延时时间和惯性时间会随磨煤机的运行工况变化，难以测定，尤其是连续雨天，煤较时湿，会明显增加。因此在设计锅炉主控回路时，要考虑采用各种措施来克服锅炉侧的延迟，充分利用直流炉的蓄热，以提高机组的负荷适应能力。,五、引进英国巴威技术超临界机组控制现状,在滑压运行方式下，压力定值一般取自以经速率限制的输入信号为机组负荷指令的滑压函数，该速率限制通常设为0.20.3MPa/min。实际上主汽压力对于燃料的阶跃响应特性曲线是一个典型的多阶过程，为此应将压力定值生产回路改进，在滑压函数的输出增加三阶惯性环节，这样不仅可以满足机组滑压运行的要求，而且不会对机组的AGC投入品质造成大的影响。,五、引进英国巴威技术超临界机组控制现状,锅炉主控回路的输出作为锅炉主指令去燃水比控制回路，同时控制燃烧量和给水量，保证机组在负荷变化时始终具有合适的燃水比，同而保证主蒸汽温度的稳定性。 由于要保证动态过程的燃水比，给水调节系统中设有给水量对燃料量的延迟环节，使给水流量要等燃料量变化一段时间后才开始变化，给水又不能快速变化，导致锅炉的变负荷性能比较差。因此在机组主汽温变化允许的前提下，适当减小给水的延迟时间，提前变化给水流量，能有效改善锅炉侧的变负荷性能。,五、引进英国巴威技术超临界机组控制现状,机、炉解耦的设计：锅炉侧对负荷指令的响应远慢于汽轮机侧，故用三阶惯性环节即来匹配两者之间的动态特性，即压力定值生产回路中在滑压函数的输出增加三阶惯性环节，PT3代表从机组负荷指令变化到新蒸汽产生的动态过程。,汽机主控为CCS和DEH之间的接口，在机炉协调控制方式下其被调量为实发功率。机前压力和机前压力设定值的偏差乘以具有死区和限幅的压力修正函数（“压力拉回”回路）加上通过三阶惯性环节后负荷指令，最终产生汽机主控指令来控制机组负荷。,五、引进英国巴威技术超临界机组控制现状,大唐国际宁德电厂3#机组负荷变动试验曲线,炉跟机协调控制方式下300MW450MW负荷变动趋势图（负荷变化率设定:12MW/MIN）,实际负荷,实际负荷指令,总煤量,压力定值,压力,最大压力偏差0.35MPa,大唐国际宁德电厂3#机组负荷变动试验曲线,炉跟机协调控制方式下400MW300MW负荷变动趋势图（负荷变化率设定:12MW/MIN）,实际负荷,实际负荷指令,总煤量,压力定值,压力,最大压力偏差0.28MPa,在直流炉中给水变成过热蒸汽是一次完成的，锅炉的蒸发量不仅决定于燃料量，同时也决定于给水流量。因此超临界机组的负荷控制与给水控制、燃料控制密切相关；而维持燃水比有时保证过热汽温的基本手段。因此燃料量指令和给水流量指令的产生与负荷指令成一定比例关系： （1）燃料量指令锅炉主指令微过热点温度调节的动态解耦信号； （2）给水量指令三阶惯性环节PT3迟延后的锅炉主指令燃水比函数微过热点温度调节器的输出（0.71.2）。 总之，给水量指令与燃料量指令构成比值控制回路。 由于制粉系统的大迟延特性，燃料量的变化相比给水量的变化对锅炉负荷的影响是一个慢速过程；另外，微过热点温度对燃水比失调反映迅速。因此代表锅炉热负荷（燃料量）动态特性的三阶惯性环节PT3和微过热点温度调节的动态解耦信号被应用到燃料量控制和给水控制的解耦设计中。,锅炉干态运行时的给水控制方案,在超临界机组中要保证主蒸汽温度的稳定，必须要控制汽水流程，控制蒸发点。一般通过控制燃水比来粗调主蒸汽温度，通过过热减温水来细调主蒸汽温度。理论和实践证明要保证直流锅炉的过热汽温的稳定，维持一定的燃水比并且通过控制汽水流程中某一点（通常取分离器出口处）的焓值为负荷的函数是切实有效的手段。由于该点位于整个汽水流程的前部，因此该点焓值（温度）对燃水比失调的反应快，惯性和迟延时间均较小。当给水量或燃烧率扰动时，汽水流程中各点工质温度的动态特性相似；在锅炉的燃水比保持不变时（稳定工况），汽水流程中某点工质的焓值就保持不变。对于定压运行锅炉，由于压力一定，微过热点的温度就可以代表该点的焓值。对于滑压运行机组，由于压力变化范围很大（上述机组5090负荷间对应的压力变化为15.324.2MPa）,应采用微过热点焓值作为燃水比校正信号。,五、引进英国巴威技术超临界机组控制现状,锅炉转直流运行稳定后，给水控制系统根据锅炉主指令和燃水比计算出给水流量定值，它代表不同负荷下对给水流量的要求；微过热温度（中间点温度）控制器输出给水流量校正系数（0.81.2）及时微调给水流量，最后给水控制器通过两汽泵转速控制和电泵勺管控制省煤器入口流量，最终保证中间点温度具有一定的过热度，且在允许范围内变化。分离器出口压力经一阶惯性环节后由计算出微过热温度定值。考虑实际工程设计中