1000MW超超临界机组控制介绍

目录目录一、国际上超临界机组的现状及发展方向二、国内500MW及以上超临界直流炉机组投运情况三、超临界直流炉的控制特点四、1000MW超（超）临界机组启动过程五、1000MW超（超）临界机组的控制方案一、国际上超临界机组的现状及发展方向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60~80g，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¾亚临界机组(17MPa,538/538℃)，净效率约为37~38%，煤耗330~340g¾超临界机组(24MPa,538/538℃)，净效率约为40~41%，煤耗310~320g¾超超临界机组(30MPa,566/566℃)，净效率约为44~45%，煤耗290~300g（外三第一台机组2008.3.26投产，运行煤耗270g）由于效率提高，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及发展方向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%。

一、国际上超临界机组的现状及发展方向¾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。

目前正在研究参数为34.3MPa,649/593℃机组。

二、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，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三、超临界直流炉的控制特点 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。

¾汽包炉的控制三、超临界直流炉的控制特点理论上认为：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：三、超临界直流炉的控制特点¾直流炉控制特点一：启动系统¾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。

¾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。

¾启动前锅炉要建立启动压力和启动流量三、超临界直流炉的控制特点¾直流炉控制特点二：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1/4~1/3。

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。

三、超临界直流炉的控制特点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。

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，浙能兰溪，上海外高桥，宁海二期等电厂采用焓值控制。

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：（1）所采用的控制系统无法进行焓值的实时和精确计算；（2）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。

三、超临界直流炉的控制特点在超临界直流炉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主指令总燃料量定值北京国电智深控制技术有限公司四、1000MW超（超）临界机组启动过程国电北仑电厂三期工程位于电厂一期工程北侧的原电厂海涂渣场内，建设规模为2台1000MW超（超）临界燃煤发电机组，同步建设脱硫、脱硝装置,第一台机组于2008年12月投产，第二台机组计划2009年5月投产。

北仑电厂三期工程#6、#7机组锅炉由东方锅炉（集团）股份有限公司制造，采用日本巴布科克‐日立公司技术。

汽轮机由上海电气集团股份有限公司和西门子联合设计制造，超超临界、一次中间再热、凝汽式、单轴、四缸四排汽汽轮机。

发电机由上海电气集团股份有限公司和西门子联合设计制造的，水氢冷却、无刷励磁汽轮发电机。

¾（一）启动阶段：锅炉点火到汽机冲转完成启动阶段：旁路控制投入自动，机组由高压旁路来控制主蒸汽压力，由低旁来控制再热汽压力。

旁路的自动启动过程是指从锅炉点火到汽机接收所有蒸汽。

高旁启动有以下几个过程：最小阀位－〉最小压力－〉设定阀位－〉升压－〉冲转压力。

当主蒸汽压力达到冲转压力，高压旁路退出启动模式(STARTUP)，进入定压模式(FIX)。

当汽轮机进汽冲转、并网后，高旁阀门逐渐关闭，进入跟踪模式（FOLLOW）。

高压旁路压力控制：¾（二）并网带初负荷：锅炉点火到汽机冲转完成汽机冲转参数要求：主蒸汽温度380℃~400℃，压力8.3MPa 在并网带初负荷阶段：机组由高压旁路来控制主蒸汽压力，汽机处于本地功率方式。

带上初负荷到15万左右，投入F磨，B、F磨运行。

在并网带初负荷后，给水投入自动，做扰动实验。

此时，仅一台汽泵运行，电泵出口门关闭，旋转备用。

¾（三）湿转干：锅炉由湿态转入干态随着机组由15万负荷逐渐升到20万左右负荷时：316阀逐渐关小至全关，让锅炉产生的蒸汽全部进入汽轮机。

汽机由本地功率方式切换到初压方式。

目的是稳定机组主蒸汽压力，从而稳定分离器入口处蒸汽的饱和温度，方便锅炉由湿态转入干态，否则容易出现干/湿态来回转换。

湿转干过程：机组由20万负荷逐渐升高，在接近30万左右负荷时，可以进行湿转干，此时：（1）分离器过热度为0度左右，煤95 t/h，水850 t/h。

机组处于BASEDRY方式，BID指令随着实发功率变化而变化（2）通过缓慢增加燃料，或减少给水，或既加燃料又减少给水，逐渐提高分离器入口的过热度，稳定将机组由湿态转入干态。

若过快增加燃料量，或者过快减少给水量，容易造成壁温超温。

（3）随着机组负荷升高，分离器入口的过热度不断增加，储水箱水位不断降低，当水位低于0.5m，自动停运BCP。

此时标志机组进入干态运行。

注：BCP泵停运后，需要保持分离器入口过热度，燃料加至130 t/h，机组稳定一段时间后，开始加水、加煤升负荷。

防止加水过程中过热度降低，又转回湿态。

北仑#6机组湿转干过程曲线：¾（四）给水切主路随着机组转入干态运行后，燃料主控投入自动，机组进入TFDRY 方式，BID指令由运行手动设定。

由30万负荷逐渐升到50万左右负荷时（1）当机组转干后32万负荷，投入第二台汽泵，并泵(标准)。

（2）40万负荷，燃料主控投入自动。

（3）机组由初压方式方式切换到本地功率切主路：当45万左右负荷时，先逐渐开启旁路阀，当旁路阀全开时，打开主给水电动门，然后再逐渐关闭旁路阀，当旁路阀全关时，此时给水切至主路运行。

注：当切到主路运行时，由于给水管路阻力变小，给水流量调¾（五）协调控制投入随着给水切到主路后，一级、二级减温控制投入，一级减温控制一级减温水流量维持3%的给水流量，二级减温器控制末过出口温度一级、二级减温控制投入后，水/燃比控制投自动，通过控制屏过出口温度，来维持水和煤的平衡。

当水/燃比控制投自动后，机组自动进入BFDRY方式,此时BID 指令由锅炉主汽压控制。

汽机处于本地功率方式。

当机组自动进入BFDRY方式后,在DEH侧（或CCS侧）发负荷遥控请求指令，将DEH切远方功率方式，此时机组进入CCDRY方式。

五、1000MW超（超）临界机组控制方案¾（一）启动给水控制1000MW超(超)临界直流炉启动给水系统图¾（四）水/燃比控制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（水燃比）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，屏过出口）的焓值（温度）为负荷的函数是切实有效的手段。

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（温度）就保持不变。