超临界火力发电机组给水系统的优化控制讲座

1、国电费县发电有限公司国电费县发电有限公司 禚昌拓禚昌拓 2011年07月 一、项目简介 二、机组减温水控制系统优化 三、凝泵变频及除氧器水位的控制优化 四、机组主汽压力优化 内容简介内容简介 1、 目前随着我国电力体制改革的深入，发电行业多元化发展和燃料行业 市场化运作，各发电企业都面临着居高不下的电煤、燃油、运输成本 带来的压力，甚至是亏损的危机。生产经营压力空前，这些因素都促 使发电厂优化运行方式，深挖机组节能潜力，节能降耗、低碳减排， 降低机组热耗及煤耗，压缩经营成本，提高机组的竞争力。结合华北 电网“两个细则”的实施，对机组AGC投入运行时间及设备的自动化 程度都提出了很高的要求。 2

2、、“对于亚临界、超临界机组，过热汽温每降低10，发电煤耗将增加约 1.0g标煤/（kWh）。再热气温每降低10，发电煤耗将增加约0.8g标 煤/（kWh）”。另有论证：“主汽温度大约每降低5，热效率会下 降1%”。对于不同容量的机组，影响情况可能会有所改变。所以对于 火力发电厂机组的给水系统的优化调节，尤为关键。 一、项目简介一、项目简介 1、 对于火力发电厂来说汽温系统是在经济性和安全性之间的平衡。主汽温 度过高，过热蒸汽管道、阀门、汽机喷嘴、叶片等设备和部件的钢材， 就会存在加速蠕变的可能。严重的超温，甚至可能使得锅炉爆管；反之 主汽温度过低，又会影响机组的经济性。机组汽温系统的优化控制对

3、机 组的安全性和经济性有很大的提高。机组气温的调节系统又包括给水控 制、过热度控制、减温水控制等。减温器过热出口温度的控制有以下几 个影响因素：。 1、末级过热器出口温度设定值和实测值之间的偏差。 2、锅炉负荷变化 。 3、二级减温器出口温度的变化对末级过热器出口温度的影响。 二、二、机组减温水控制系统优化 二、二、机组减温水控制系统优化 一级减温水逻辑控制 二、二、机组减温水控制系统优化 一级减温水逻辑控制前馈 二、二、机组减温水控制系统优化 二级减温水逻辑控制 二、二、机组减温水控制系统优化 二级减温水逻辑控制前馈 对于优化化机组给水控制系统，控制超临界机组的过热度。引入燃水比、 分离器出

4、口焓值等因素，考虑煤质的变化及锅炉燃烧热能因素的影响， 尽量将机组的过热度控制准确。降低机组的热耗率，提高机组运行的经 济性。以及超临界机组多少负荷最低对应多少过热度，这个笔者现在正 在进一步探索之中，欢迎广大专家不吝赐教指正。 超临界机组给水控制系统控制系统优化 如何控制过热度？ 1、 费县发电有限公司除氧器上水系统设计为主副两个调阀，正常运行凝泵变 频由人员手动调整凝泵转速控制，初期除氧器水位采用主副调阀分别进 行控制，只能一个调阀进行自动调节，二个同时调节易造成扰动。以后 进行了大量的控制逻辑优化工作，通过摸索，找出主阀、副阀对应指令 曲线进行除氧器水位进行控制： 。 2、 将除氧器水位

5、改为凝泵变频调节凝结水母管压力。凝泵变频原调节压力运 行人员进行手动调整，节能效果不明显，后逻辑改动为自动设定压力 （出口母管压力设定值）按照SPT=1.0*（MW/600）2+0.45+PDEA进行 组态，其中的常数1.0及0.45设置为可在线修改参数；功率信号进行滤波 处理防止其波动对给定值的扰动；对设定值进行限幅，其限幅范围为 1.15至2.70 MPa。后将常数1.0修正为0.85.但是控制效果仍然不好。 三、机组凝泵变频及除氧器水位的控制优化三、机组凝泵变频及除氧器水位的控制优化 3、 将除氧器水位控制改为凝泵变频主调压力，副调除氧器水位。凝泵变频逻 辑在原调节凝结水母管压力的情况下

6、，调节除氧器水位。（除氧器主副 调阀在凝泵变频投自动且除氧器水位105050mm范围内不进行调节。） 因除氧器水位是个敏感量，变动频繁，凝泵变频改变输出直接反应在凝 泵出口压力的改变，由于凝泵变频主调节压力，造成调节的冲突和扰动， 在电厂1机组经过多次调试后未能成功。 成功控制方案成功控制方案 2、 经过多次探索和尝试，最后成功的改为凝泵变频调节除氧器水位。应用 及效果反响很好，节能效果非常明显。具体控制方案为：凝泵变频调节 水位，根据负荷定主副调阀开度，调阀自动调节水位，只是在变频投自 动时，调阀开度强制输出是机组负荷的函数，这个曲线函数同样需要由 运行实验观察以保证任何负荷段阀门开度均保证

7、凝结水压力；当变频自 动解除时，输出强制取消，调阀自动调节除氧器水位。变频自动投入时， 调阀自动输出与强制切换加速率限制块，防止对水位扰动过大，且阀门 根据负荷强制输出时，加滤波延时块，防止频繁扰动。变频自动控制除 氧器水位，增加凝结水压力低于0.8MPa或者水位高于1250mm闭锁调阀 打开。凝泵变频自动时主副调阀强制开度与机组对应线性函数，这个函 数可以在机组运行期间进行摸索优化调试；凝泵跳闸或备用泵联启后主 副调阀强制开度与机组对应线性函数，以保证凝水压力和机组运行的安 全性和稳定性。 三、机组凝泵变频及除氧器水位的控制优化三、机组凝泵变频及除氧器水位的控制优化 三、三、机组凝泵变频及除

8、氧器水位的控制优化 凝泵变频控制逻辑图 三、三、机组凝泵变频及除氧器水位的控制优化 除氧器水位控制逻辑图 三、三、机组凝泵变频及除氧器水位的控制优化 除氧器水位主副调阀控制 1、 主汽压力系统属于协调控制系统之内。由于其系统的重要性，同时涉及给 水系统、锅炉燃烧系统和汽轮机做功系统。主汽压力控制不好，轻则降 低机组运行的经济性，重则还会影响到整个机组的安全性。 2、 费县发电有限公司在AGC协调控制期间以锅炉跟踪为基础的协调控制系 统（简称BFCC），在“BFCC”方式下，协调控制系统汽机侧稳定工况闭 环调节功率，在机前压力偏差超死区时还设计有压力拉回控制作用。锅 炉侧闭环调节主蒸汽压力，以负

9、荷指令以及反映汽机对锅炉能量需求的 能量平衡信号PSP1PT作为锅炉侧的负荷前馈指令。 四、机组主汽压力优化四、机组主汽压力优化 3、 我厂主汽压力控制主要采用的是能量平衡公式理论为主的主汽压力控制方 式，在机组负荷和煤质变化不大的情况下控制比较平稳，但是如果投入 AGC或者滑压运行，机组压力会出现大幅波动。笔者通过摸索和优化主 汽压力控制策略，加强了微分控制，引入自适应煤质变化协调控制策略 以及汽轮机汽轮机压力变化趋势做为锅炉能量需求的前馈，更好的控制 机组主汽压力及相关参数的稳定。基本负荷运行时控制波动范围在0.2 Mpa内，协调或者AGC方式运行时控制波动范围在0.3 Mpa以内。在锅 炉跟踪给煤量输出指令逻辑中使用了给煤机实际测量煤量，中间添加了 滤波及闭锁模块，可以有效的防止给煤机断煤及蓬煤造成的主汽压力波 动现象，甚至可以在机组启停磨期间有效的保持住主汽压力的稳定性。 TPeTPePT/1PPSULDBD 四、机组主汽压力优化四、机组主汽压力优化 协调控制协调控制CCS原理逻辑图原理逻辑图 四、机组主汽压力优化四、机