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600MW超临界直流炉机组控制


追求卓越 技术第一

600MW超临界直流炉 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 Power Generation l IT Power Solutions

600MW超临界直流炉机组 超临界直流炉机组 控制特性分析

追求卓越 技术第一

华北电科院有

限责任公司 热控技术研究所 王玉山
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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% 我国一次能源以煤炭为主,火力发电占总发电量的75%

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全国平均煤耗为394g/(kWh),较发达国家高60~80g 年均多耗煤6000万吨, 6000万吨 全国平均煤耗为394g/(kWh),较发达国家高60 80g,年均多耗煤6000万吨,不 394g/(kWh) 60 80g, 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 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, 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 净效率约为37~38%煤耗 煤耗330~340g 亚临界机组 ℃ 净效率约为 煤耗 超临界机组(24MPa,538/538℃ )净效率约为 净效率约为40~41%煤耗 煤耗310~320g 超临界机组 ℃ 净效率约为 煤耗 超超临界机组(30MPa,566/566℃ )净效率约为 净效率约为44~45%煤耗 煤耗290~300g 超超临界机组 ℃ 净效率约为 煤耗 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。 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。 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 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 年美国投运第一台超临界试验机组 1986年共166 其中800MW以上的有107 800MW以上的有107台 包括9 1300MW。 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 年原苏联投运第一台超临界300MW机组, 1985年共187台超临界机组投 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 包括300MW,500MW,800MW 1200MW。 300MW,500MW,800MW, 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 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 年日本从美国引进第一台超临界600MW机组 1984年共73 投运,其中31 31台 1000MW,在新增机组中超临界占80% 80%。 投运,其中31台600MW, 9台700MW,5台1000MW,在新增机组中超临界占80%。 台700MW,
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二、目前超临界机组的发展方向

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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 提高到538/593 ℃, 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 ℃, 年代 ℃及 ℃,蒸汽压力保持在24~25MPa 容量以1000MW为多, 24~25MPa, 1000MW为多 566/593 ℃及600/600 ℃,蒸汽压力保持在24~25MPa,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。 31MPa,566/566℃的两台700MW燃气机组于1989年和1990年在川越电厂投产 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℃ 34.3MPa,649/593℃的机组 34.3MPa,649/593℃及 的机组。 目前正在研究参数为34.3MPa,649/593℃及34.3MPa,649/593℃的机组。 欧洲超临界机组参数多为25MPa,540/540℃,机组容量中等,440~600MW。 欧洲超临界机组参数多为25MPa,540/540℃,机组容量中等,440~600MW。德国 25MPa,540/540℃ 两台900MW机组于1999年投产;1998年投运的丹麦一台参数为 两台900MW机组于1999年投产;1998年投运的丹麦一台参数为 900MW机组于1999年投产 28.5MPa,580/580/580℃的二次中间再热 411MW机组的净效率达到了47% 的二次中间再热, 机组的净效率达到了47 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。 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 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 先进燃煤火电机组发展计划 40 司于1998年开始,计划用17年时间开发35MPa,700/720/ 720) 1998年开始 17年时间开发35MPa,700/720/( 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 其净效率达到50%以上。 50%以上 组,其净效率达到50%以上。 美国电力科学院(EPRI) 1986年起一直致力开发32MPa,593/593/593℃的带中 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 年起一直致力开发32MPa,593/593/593℃ 间负荷的燃煤火电机组。 间负荷的燃煤火电机组。
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二、国内500及以上超临界直流炉机组投运情况 国内 及以上超临界直流炉机组投运情况

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我国自80年代后期开始重视发展超临界火电机组, 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 80年代后期开始重视发展超临界火电机组 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, 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43 以上的超超临界机组, 43~ 30MPa,600/600℃,600MW以上的超超临界机组,供电效率达43~45% 。 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, 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 机组运行方式均以定压运行为主, 厂,机组运行方式均以定压运行为主,后期主要以从欧洲引进技术的滑压运行 机组 目前国内已投运的500MW 500MW及以上超临界直流炉机组 目前国内已投运的500MW及以上超临界直流炉机组
机 组 国华盘山#1,2 国华盘山 伊敏电厂#1,2 伊敏电厂 国华绥中#1,2 国华绥中 石洞口二期#1,2 石洞口二期 外高桥二期#1,2 外高桥二期 华能沁北#1,2 华能沁北 常熟电厂#1,2 常熟电厂
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机组容量 500MW 500MW 800MW 600MW 900MW 600MW 600MW

投产时间 1995 1995 2001 1991/1992 2004 2004 2005
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备 注 俄供定压运行 俄供定压运行 俄供定压运行 欧供滑压运行 欧供滑压运行 欧供滑压运行 欧供滑压运行

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三、超临界直流炉的控制特点-启动系统 超临界直流炉的控制特点-

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理论上认为:在临界点( 水的汽化会在一瞬间完成, 理论上认为:在临界点(22.129MPa、温度 、温度374℃),水的汽化会在一瞬间完成,即在临 ℃),水的汽化会在一瞬间完成 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。 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, 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。 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: 超临界锅炉与自然循环锅炉相比,有以下的启动特点: 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 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, 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, 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。 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。 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。 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

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, 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。 停和调节负荷。
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三、超临界直流炉的控制特点-滑压运行 超临界直流炉的控制特点-

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现代超临界锅炉的重要特点是- 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, 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; 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。 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 机组滑压曲线 如上海石洞口二厂

如上海外高桥二厂900MW机组滑压曲线 机组滑压曲线 如上海外高桥二厂
自然滑 压曲线

滑压运行较定压运行的相对效率要高2% 滑压运行较定压运行的相对效率要高 %

修正滑 压曲线

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三、超临界直流炉的控制特点-启动系统 超临界直流炉的控制特点-
强烈的非线性是超临界机组又一主要特征 强烈的非线性是超临界机组又一主要特征

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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, 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10MPa 25MPa.之间 10MPa~ 之间。 围的变负荷运行中,压力运行10MPa~25MPa.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, 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, 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。 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。

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, 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 范围内, 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5~6倍,时间常数的变化也有 倍左右。 倍左右。 增益变化达 倍 时间常数的变化也有3倍左右
减温是临时手段,最终还要通过维持合理的煤水比来控制主汽温度。 减温是临时手段,最终还要通过维持合理的煤水比来控制主汽温度。

超临界机组控制中机、炉之间存在严重的非线性耦合。 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 在流程中每一段的长度都受到燃料、给水、 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 从而导致了功率、压力、温度的变化,直流锅炉是一个三输入 三输入/三输出相互耦合关联 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;
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三、超临界直流炉的控制特点-启动系统 超临界直流炉的控制特点-

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减温是临时手段, 减温是临时手段,最终还要通过维持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, 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 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。 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/ 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, 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,因进入 锅炉的总给水流量未改变,即燃水比未改变,稳态时锅炉出口过热汽温也不会改变, 锅炉的总给水流量未改变,即燃水比未改变,稳态时锅炉出口过热汽温也不会改变, 也就是说减温水只能改变瞬态的过热汽温。 也就是说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。 来控制。
温度
T1
C B A

T2

A 无减温水 B 有减温水 C 减温水增大

T1 喷水前温度 T2 主汽温度

流程长度
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三、超临界直流炉的控制特点-汽机调门扰动 超临界直流炉的控制特点-

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汽机扰动对锅炉的耦合特性:汽机调门开度变化不仅影响了锅炉出口压力, 汽机扰动对锅炉的耦合特性:汽机调门开度变化不仅影响了锅炉出口压力,还影响了汽水 流程的加热段,导致了温度的变化; 流程的加热段,导致了温度的变化;

汽机调阀增大,蒸汽流量 D急剧增加,汽压P迅速 降低,如给水压力和给水 调阀不变,给水流量会自 动增加,稍高于原来的水 平。 燃料量不变,给水流量略 有增加,主汽温t稍微降 低。从能力平衡角度,最 初当主汽流量显著增大时, 汽温应显著降低,但由于 过热器金属释放蓄热的补 偿作用,汽温没有显著的 变化。

汽压降低使锅炉金属和工质释放蓄 热,产生附加蒸发量。随后,蒸汽 流量将逐渐减少,最终与给水流量 相等,保持平衡。同时汽压降低的 速度也变缓慢,约10分钟后达到最 终的稳定值。 汽机调阀增大,蒸汽流量D急 剧增加,功率也显著上升,这 部分多发功率来自锅炉的蓄热。 由于燃料量没有变化,功率又 逐渐恢复到原来的水平。

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三、超临界直流炉的控制特点-锅炉燃料扰动 超临界直流炉的控制特点-

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锅炉燃料扰动对压力、温度、功率的影响:燃料率增加,缩短了加热段和蒸发段,使压力、 锅炉燃料扰动对压力、温度、功率的影响:燃料率增加,缩短了加热段和蒸发段,使压力、 温度、功率均增加; 温度、功率均增加;

燃料量突然增大,蒸汽流量D在短暂 迟延后将发生一次向上的波动,随后 稳定下来与给水量保持平衡。燃料变 化时,烟气侧的反应较快,蒸发量变 化的迟缓主要是传热与金属容量的影 响,波动过程超过给水量的额外蒸发 量是由于热水段和蒸发段的缩短,随 着蒸汽流量的增加,锅炉压力也逐渐 升高,故给水流量自动减少。 燃水比即使改变很小,汽温也会发生 明显的偏差,在初始阶段由于蒸发量 与燃烧放热量几乎按比例变化,再加 以管壁金属蓄热所起的延缓作用,所 以主汽温要经过一定时滞后才逐渐变 化。

蒸汽压力在短暂延迟后逐渐上述,最 后稳定在较高的水平。最初的上升是 由于蒸发量的增大,随后保持在较高 的水平是由于汽温的升高,蒸汽容积 流量增大,而汽机调速阀开度不变, 流动阻力增大所致。

汽轮机功率的变化,最初的上升是由 于蒸汽流量的增加;随后的上升是由 于新汽焓的增加。

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三、超临界直流炉的控制特点-锅炉给水流量扰动 超临界直流炉的控制特点-

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给水扰动对压力、温度、功率的影响:给水量增加,加热段和蒸发段延长, 给水扰动对压力、温度、功率的影响:给水量增加,加热段和蒸发段延长,推出一部分蒸 因此压力和功率开始是增加的,但由于过热段的缩短使汽温下降, 汽,因此压力和功率开始是增加的,但由于过热段的缩短使汽温下降,导致功率和压力下 汽温一段时间延迟后单调下降稳定在一个较低温度上。 降,汽温一段时间延迟后单调下降稳定在一个较低温度上。

给水量骤增时,蒸汽流量也会增大。 但由于燃料量不变,热水段和蒸发 段都要延长。在最初阶段,蒸汽流 量只是逐步上升,在终稳定状态, 蒸发量必将等于给水量,达到新的 平衡

过热蒸汽的压力由于蒸汽流量增加 而升高,当汽温下降,容积流量减 小时,又有所降低,最后稳定在稍 高的水平上。 由于锅炉蓄热的延缓作用,汽温的 变化与燃料量扰动时相似,在过热 器起始部分和出口端都有一定的时 滞,然后逐渐变化到稳定值。

汽轮机功率最初由于蒸汽流量增加 而增加,随后则由于汽温降低而减 少。因为燃料量未变,所以最终的 功率基本不变,只是由于蒸汽参数 的下降而稍低于原有水平 600MW超临界直流炉机组控制特性分析 超临界直流炉机组控制特性分析
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三、超临界直流炉的控制特点-汽包炉的控制 超临界直流炉的控制特点-

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汽包炉中,汽包把汽水流程分为加热段、蒸发段和过热段, 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 加热段 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。 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、 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、 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。 控制汽包水位、蒸汽流量和蒸汽压力。

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三、超临界直流炉的控制特点-直流炉 超临界直流炉的控制特点-

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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、 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。 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, 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。 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, 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, 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。 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。

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四、超临界直流炉的控制策略

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压力控制是直流锅炉控制系统的关键环节, 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, 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, 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。 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。 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。 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 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。 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。 控制煤水比来粗调主蒸汽温度 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, 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 分离器出口焓)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, 焓(分离器出口焓)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), 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, 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,其优点在于: 该点温度作为燃水比校正信号,其优点在于: 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; 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, 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( 调正。 也能实现过热汽温(粗)调正。
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四、超临界直流炉的控制策略

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焓值物理概念明确, 焓增 来分析各受热面的吸热分布更为科学。 焓增"来分析各受热面的吸热分布更为科学 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( 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。 ),焓值的明显变化有助于判断 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 因此, 统的主要控制特征。 统的主要控制特征。 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 ~ 分钟 分钟。 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2~4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, 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。 煤水控制参数的动态补偿。 超临界直流炉的设计中风煤比的控制在静态平衡的前提下要考虑动态下的风煤交叉, 超临界直流炉的设计中风煤比的控制在静态平衡的前提下要考虑动态下的风煤交叉, 保证动态过程中风大于煤,确保锅炉燃烧的稳定。 保证动态过程中风大于煤,确保锅炉燃烧的稳定。 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, 在超临界直流炉 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 逻辑设计中需要充分考虑分离器出口温度 工况下有合适的煤水比。 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。 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 强非线性 要大量采用变参数 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 要大量采用变参数 ,变结构控制策略, 好的效果
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四、超临界直流炉的控制策略-启动系统 超临界直流炉的控制策略-

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对于具有内置式启动分离器的超临界机组,具有干式和湿式两种运行方式。 对于具有内置式启动分离器的超临界机组,具有干式和湿式两种运行方式。在启动 过程锅炉建立最小工作流量 蒸汽流量小于最小给水流量,锅炉运行在湿式方式, 最小工作流量, 过程锅炉建立最小工作流量,蒸汽流量小于最小给水流量,锅炉运行在湿式方式, 此时机组控制给水流量,利用疏水控制启动分离器水位, 此时机组控制给水流量,利用疏水控制启动分离器水位,启动分离器出口温度处于 饱和温度,此时直流锅炉的运行方式与汽包锅炉基本相同。 饱和温度,此时直流锅炉的运行方式与汽包锅炉基本相同。控制策略基本是燃烧系 统定燃料控制、给水系统定流量控制、启动分离器控制水位、温度采用喷水控制。 统定燃料控制、给水系统定流量控制、启动分离器控制水位、温度采用喷水控制。 当锅炉蒸汽流量大于最小流量,启动分离器内饱和水全部转为饱和蒸汽, 当锅炉蒸汽流量大于最小流量,启动分离器内饱和水全部转为饱和蒸汽,直流锅炉 运行在干式方式,即直流控制方式。此时锅炉以煤水比控制温度、燃烧控制压力。 运行在干式方式,即直流控制方式。此时锅炉以煤水比控制温度、燃烧控制压力。

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五、超临界直流炉给水控制的典型方案

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六、三井巴布科克 超临界直流炉协调控制思想

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协调控制系统CCS,是指通过控制回路协调汽轮机和锅炉的工作状态,同时给锅炉自 ,是指通过控制回路协调汽轮机和锅炉的工作状态, 协调控制系统 动控制系统和汽轮机自动控制系统发出指令,以达到快速响应负荷变化的目的, 动控制系统和汽轮机自动控制系统发出指令,以达到快速响应负荷变化的目的,尽最 大可能发挥机组的调频调峰能力,同时还要稳定运行参数。 大可能发挥机组的调频调峰能力,同时还要稳定运行参数。协调控制系统的运行方式 大致有炉跟机方式、机跟炉方式、协调方式和手动方式四种, 大致有炉跟机方式、机跟炉方式、协调方式和手动方式四种,根据单元机组的不同的 工况和运行要求,以及锅炉主控BM和汽轮机主控(TM)所具备的不同的控制方式及 和汽轮机主控( ) 工况和运行要求,以及锅炉主控 和汽轮机主控 组态,可构成多种不同的单元机组协调控制系统的运行方式。 组态,可构成多种不同的单元机组协调控制系统的运行方式。 超临界机组是高参数、大容量的被控对象,机组的变负荷率应满足锅炉的运行要求。 超临界机组是高参数、大容量的被控对象,机组的变负荷率应满足锅炉的运行要求。 目前制造厂对超临界直流锅炉的变负荷率限制在1%/分。在满足机组负荷变化率的 目前制造厂对超临界直流锅炉的变负荷率限制在 分 要求下,为稳定机组压力, 要求下,为稳定机组压力,对超临界机组来说以机跟炉为基础的协调控制系统不失 是一个好的控制方案。 是一个好的控制方案。 协调控制系统和协调控制方式, 协调控制系统和协调控制方式,不同厂商根据不同的机组需要设计有不同的控制策 略。下图为三井巴布科克超临界直流炉协调控制原理图 。

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三井巴布科克直流炉协调控制系统原理图

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AGC负荷指令 燃烧响应

压力调节器

功率调节器 压力定值微分前馈

功率微分前馈 压力限制

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6.1、 协调控制画面 、

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6.1A、 直流炉给水系统图 、

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6.1B、给水控制系统原理图1 、给水控制系统原理图

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锅炉主指令 省煤器入口焓值

微过热点焓值 温差控制器

焓值调节器

炉主控前馈

本生流量 省煤器入口给 水流量定值 循环流量

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6.1B 、给水控制系统原理图 给水控制系统原理图2

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负荷指令

省煤器入口 给水流量 电泵勺管 控制

平衡算法块

旁路调节阀

A泵转速定值

B泵转速定值

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6.2A 、锅炉启动系统图

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6.2B 、锅炉给水再循环和分离器水位原理图

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限制流量模式下 给水流量保护 再循环阀

大溢流阀(锅 炉厂已取消)

小溢流阀

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6.3A 、直流炉风量控制系统

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6.3B 、氧量及过量空气系数控制原理图

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燃料量给定

主汽流量

理论空气量 Λ调节器

燃烧器区过量 空气系数

过量空气系数 未工作燃 烧器风量 O2调节器 总OFA风量给定 工作燃烧器区过 量空气系数

OFA总站

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6.3C 、过燃风(OFA)控制原理图 过燃风( )

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后墙OFA控制

前墙OFA控制

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6.3D 、燃烧器二次风控制系统原理图

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A磨给煤量

A磨一次风量

A磨总二次量

氧量校正

过量空气 系数校正

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6.4A 、一级减温水控制原理图

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负荷的微分 前馈 蒸汽过热 度保护

焓值校正

温差调节器 定值

变PID参数

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6.4B 、二级减温水控制原理图

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负荷的微分 前馈 屏过出口温 度设定值 焓值校正 蒸汽过热 度保护

变PID参数

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谢谢! 谢谢! 欢迎批评指正!
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6.1C、给水控制系统原理说明1 、给水控制系统原理说明

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省煤器入口给水流量加减温喷水流量必须与蒸汽流量相适应。这个基本要求还通过过热汽 温控制来调节,以维持负荷变化后在分离器出口的焓。蒸汽和给水及喷水流量会使炉膛内 系统的蒸发点移动。 由模块37到模块58设置了额定给水流量的设定值,作为负荷的函数。几个修正量被加到 这个需求中。在设计的BMCR稳态运行工况下,给水需求与理论上的需求相适应。当蒸汽 或水回路偏离设计条件时这个需求指令需作调整。其中,首先要考虑的是蒸气温度的变 化。 调整给水流量来控制分离器出口焓和一级减温器前后的温度降。对于一个稳定的蒸气流 量,增加给水流量的速率将使蒸发点移动,从而减少了分离器出口焓,伴随着一级过热 器出口温度和焓的减少,一级减温器前后的温差将增加。 如果一级过热器出口温度太低,那么调节器就要求增加分离器出口的焓以恢复这一点的 温度。温度调节器的输出与负荷指数前馈信号在模块29里相加作为焓值调节器模块30的 设定值。

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6.1C、给水控制系统原理说明2 、给水控制系统原理说明
焓值解耦回路

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焓值控制器的输出的任何变化将会立刻影响给水量,而后由于锅炉入口和出口焓值的改 变将需要改变燃烧率。这将依次改变水蒸汽回路的焓值,而且可能会出现不稳定的工况。 这个焓值解耦逻辑把这种影响减到最小。

省煤器出口和一级过热器入口之间吸热量的计算
通过水/汽和水冷壁管金属质量的吸热模型,计算给水和热量需求的变化,以满足负荷需 求的变化,然后按给水和金属部件所吸收的热量添加燃料。同时还可以保证给水调节系 统运行在本生负荷以下时,给水流量一定(本生流量),由于加热器的退出导致给水温 度偏低,上面逻辑可以通过计算水冷壁入口焓的变化,及时调整给水流量。

启动给水调节原理
在低负荷时,调整电泵的速度以维持启动阀两端的差压为一固定值(约5-9bar)。启动 时,当给水启动调节阀关闭时,电动给水泵以最小转速运行。在负荷增加而且开始产汽 时,给水阀将开启以维持流过省煤器的本生流量。

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6.1C、储水箱液位控制原理说明 、
工作原理

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汽水混合物进入分离器容器,蒸汽流向过热器,水流向储水箱。在负荷非常低时,水没有被蒸发而全部进入储水箱, 然后利用一台循环泵把水泵回到省煤器入口。循环流量的变化是储水箱液位的函数。在启动期间,水膨胀在储水箱里 会造成很高的液位,靠两个排放阀的连续排放,排掉一些水。随着负荷的增加,更多的水转化成蒸汽,储水箱的液位 降低。这个过程通过减少循环流量来相互配合,直到液位低时水泵跳闸为止。在本生负荷点以上,所有水都转化成蒸 汽。在减负荷时应采取一些特殊的措施以防止不必要的水排放。 循环流量 要求的循环流量在F(x)模块24上设定。在稳定状态或缓慢变化工况下,这个信号成为流量调节器的设定值。水位和流量 控制系统在动态时互相不受影响。延迟模块27防止容器液位小的变化时液位和流量控制系统之间的相互作用。然而在 液位快速变化期间,循环流量设定值是立即变化的。在循环流量控制和主给水控制系统之间存在着相互作用的风险。 这种相互作用可以通过控制循环阀和溢流阀的开启速率来减少。在循环泵已启动和流量调节阀处于自动调节状态并且 储水箱处于高液位时,必须要避免循环流量突然增加,因为这种增加会造成锅炉当前条件下给水流量不正确的减少。 “限制流量方式”逻辑对于避免上面问题很有效。 溢流阀 溢流阀的功能就是将循环泵和循环调节阀正常运行而不能排除的储水箱多余水排掉。溢流阀的开度由储水箱液位和压力 决定。压力高时禁止溢流阀的开启。在持续高负荷运行期间,储水箱可以充以暖泵管道来的水,此时必须防止循环阀 和溢流阀的开启,因此设置循环流量低于80%本生流量,禁止开溢流阀逻辑。 600MW超临界直流炉机组控制特性分析 超临界直流炉机组控制特性分析 Power Generation l IT Power Solutions 36
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6.3E 、直流炉风量控制系统原理说明 直流炉风量控制系统原理说明1a

华北电科院热控技术研究所

总的风量指令与(1-BZλ)的 乘积是燃烧器区域风量欠缺或 多出的部分,它和燃烬风总量 的基本值相加得到燃烬风总量 给定值 总的风量指令与燃烧 器区域的风燃比相乘 得到燃烧区域的总风 量,它减去油和煤燃 烧器未投入运行的各 层二次风量之和以及 炉膛漏风得到从工作 燃烧器进入炉膛的风 量,此风量与总的风 量指令的比值即为工 作燃烧器风燃比 (WBZλ)。同时 WZλ有最小值限制。 600MW超临界直流炉机组控制特性分析 超临界直流炉机组控制特性分析 燃烧器区理论空气系数

BZλ 0.97
工作燃烧器区理论空气系数

在锅炉中有三个区域的 风燃比很重要,它们是 省煤器出口、燃烧器区 域、工作中的燃烧器。 省煤器出口λ是一个全 面的指征,包括所有的 燃烧风和所有的燃料。 典型的在BMCR工况下, 它可能是1.19,过剩空 气比是0.19。燃烧器区 域λ(BZλ),它计算 燃烬风入口以下所有进 入炉膛的燃料和空气。 包括风箱漏风。工作中 的燃烧器λ(WBZλ) 计算的是从燃烧器进入 的燃料和空气,不包括 风箱漏风。

WBZλ 0.917
省煤器出口λ 省煤器出口 1.19

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6.3E 、直流炉风量控制系统原理说明 直流炉风量控制系统原理说明1b
氧量修正控制

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氧量调节器的输出调整过燃风和二次风系统,使烟气的含氧量恢复到设定值。氧量调整系数修正量(0.85-1.15)对过 燃风和二次风挡板都起作用,以保证锅炉在正确的过量空气量下运行。

OFA过燃风控制 过燃风控制
逻辑计算所需的总空气量,给出了设计的省煤器出口的过剩空气量。逻辑还计算提供给炉膛的二次风量,以实现正 确的燃烧器区的理想配风。从总风量中减去二次风量得出所需的过燃风量。 在风量控制方案设计中充分考虑了风燃比(λ)的概念。在锅炉中有三个区域的风燃比很重要,它们是省煤器出口、 燃烧器区域、工作中的燃烧器。省煤器出口λ是一个全面的指征,包括所有的燃烧风和所有的燃料。典型的在BMCR工 况下,它可能是1.19,过剩空气比是0.19。燃烧器区域λ(BZλ),它计算燃烬风入口以下所有进入炉膛的燃料和空 气。包括风箱漏风。工作中的燃烧器λ(WBZλ)计算的是从燃烧器进入的燃料和空气,不包括风箱漏风。 总的风量指令与燃烧器区域的风燃比相乘得到燃烧区域的总风量,它减去油和煤燃烧器未投入运行的各层二次风量 之和以及炉膛漏风得到从工作燃烧器进入炉膛的风量,此风量与总的风量指令的比值即为工作燃烧器风燃比(WBZλ)。 同时WZλ有最小值限制。 总的风量指令与过剩空气系数相乘得到燃烬风总量的基本值,总的风量指令与(1-BZλ)的乘积是燃烧器区域风 量欠缺或多出的部分,它和燃烬风总量的基本值相加得到燃烬风总量给定值。 前墙和后墙的OFA风箱的控制是相同的。燃烬风控制的目的是降低NOX 的排放。 600MW超临界直流炉机组控制特性分析 超临界直流炉机组控制特性分析 Power Generation l IT Power Solutions 38
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6.3E 、直流炉风量控制系统原理说明 直流炉风量控制系统原理说明2

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燃烧器二次风量控制
根据给煤机的煤量指令确定的磨总风量定值减去磨一次风量定值后得到磨二次风设定值,再经氧量 微调系数的修正后作为磨二次风量给定,并最低不得低于最小二次风量限值。 逻辑中设有风煤交叉连锁逻辑,以保证升负荷时先增加二次风量,后增加煤量;而在减负荷时,先 减煤量,后减二次风量。有一点是很重要的,即对交叉系统裕度只能作较小的调整,裕度太大可能会使 交叉限制系统失控进而导致炉膛爆炸。因此较大的裕度不得由运行人员来调整。 在锅炉点火和低负荷运行期间,所有二次风挡板将吹扫位或根据磨组里已燃烧的燃料量在调节状态。 当锅炉负荷增加时,运行的磨煤机组退出运行后,进入炉膛的二次风对燃烧过程可能是不利的,允许关 闭二次风挡板。 如果由于失去风机而使MFT动作,那么就不会执行点火后清扫动作。二次风挡板会在MFT后缓慢打 开,提供一个从负压吸入口到烟囱的畅通的通道。

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6.4C 、喷水减温控制原理说明1 喷水减温控制原理说明
过热器喷水的控制原理基于两回路控制,而不是串级调节系统。 过热器喷水的控制原理基于两回路控制,而不是串级调节系统。

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外层慢速回路(而不是主调节器)基于前馈与锅炉响应的匹配。而内层快速回路基于常规的PID调节器 控制(如同主/副串级调节回路中的副调节器)。这个回路要比串极控制回路调试容易。

外回路预测所要求的二级减温器出口所需的温度(末级过热器入口) 外回路预测所要求的二级减温器出口所需的温度(末级过热器入口)以维持所要求的末级 过热器出口蒸汽温度。 过热器出口蒸汽温度。

末过设定点与测量的蒸汽温度之间的误差
设定值的增加导致喷水量的减少,这使得减温器出口的温度增加。当末级过热器出口温度升高时,模块8 的输出减少,通过相应增加模块3的输出来适应这个变化。因此,这使得调节器模块14的设定值很稳定。 为了协调这个控制回路,设置在模块3里的延时必须与实际过热器热延迟相匹配,实际值在现场试验期间 确定,而且对不同的蒸汽量会有所改变。因此必须改变每一个时间延迟模块中作为蒸汽流量的函数的时 间常数T。

与负荷有关的前馈分量
负荷的前馈信号是一个微分脉冲、有适当比例和受约束的信号。负荷增加时导致产生更多的蒸汽,要求 更多的冷却,增加喷水量从而降低过热器入口温度。

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6.4C 、喷水减温控制原理说明2 喷水减温控制原理说明

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焓值校正
我们假设末过温度的设定值增加5℃会要求末过入口的设定值增加相同的5℃。由于运行压力的增加使蒸 汽的焓值和比热有所改变,这意味末级过热器入口温度需要一个较小的变化使在末级过热器出口得到一 个相同的温度变化。这个校正由模块10和61来完成。

饱和度的限制
末级过热器出口压力通过选择模块13来确定饱和温度极限,其值用于控制器模块14的设定值。该限值是 由蒸汽的饱和温度加上一个与压力有关的温度裕度得出的。理论上,模块62应当包含可查找的蒸汽表。 即使在第二级蒸汽真的发生了饱和,那也没有什么风险。但这种保护作为标准的一部分,也考虑了在低 负荷时降低非饱和的过热汽温度以匹配再热器出口温度这种不正常的工况。

锅炉设计成能控制跨越二级减温器的温度降
这作为负荷的一个函数已被编制好。这个?Τ装在模块53里,然后在模块4里与已延迟的二级减温器出口 温度信号相加,作为屏式过热器出口温度控制回路的设定值。

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