《650MW超临界火力发电机组给水优化系统.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《650MW超临界火力发电机组给水优化系统.doc（6页珍藏版）》请在金锄头文库上搜索。
1、650MW超临界火力发电机组给水优化系统 禚昌拓1 何元先2（国电费县发电有限公司 山东临沂费城镇 273425）【摘要】本文简要介绍了国电费县发电有限公司一期2X650MW超临界火力发电机组给水系统的优化控制情况，其中包括机组主气压、主气温控制，通过针对机组运行中存在的主汽压力及温度控制不稳定因素，甚至影响AGC投入等问题进行了简明扼要的分析，提出了解决方案并在实际中取得了较好的效果。对其他同类型火力发电机组有一定的借鉴作用。【关键词】火力发电 给水系统 AGC 自动 优化控制一项目简介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、
2、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。“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。本项目主要针对现
3、火力发电厂超临界机组AGC投入，主汽压力及温度控制不稳定问题进行了探讨研究，对给水系统部分控制策略进行优化调整，安全可靠，经济可行。有明显的节能降耗减排效益，具有一定的推广借鉴价值。二机组主汽压力优化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。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
4、负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。锅炉主控、汽机主控的输出指令分别可表示为：锅炉输出指令：汽机输出指令：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
5、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。2.1协调控制CCS原理逻辑图：2.2汽机能量DEB需求逻辑图：2.3控制前馈BMFF逻辑图：风险分析及控制：改变机组控制策略和逻辑前要保存好原控制逻辑，必要时可以在线恢复，同时调节优化PID参数需要做好原始记录，并且有经验丰富的人员监护。调节系数最好填写在机组运行时方便改写的寄存器中，在优化参数注意机组压力的变化，必要时设定上下限，调整完毕及时进行恢复，以保证机组运行的安全和稳定。三 机组减温水控制系
6、统优化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：3.1末级过热器出口温度设定值和实测值之间的偏差调节回路的核心是按照末级过热器出口温度设定值和实测值之间的偏差同方向地改变二级减温器出口温度设定点来消除偏差，并采用末级过热器出口温度的微分信号作为调节回路的动态
7、前馈。而过热器出口汽温的偏差和过热器入口汽温（二级喷水减温器出口蒸汽温度）的改变量之间在热力学上存在着一定的定量关系，可以通过过热器进口蒸汽比热与出口蒸汽的比热予以确定。在不同的负荷或压力下，相同的出口汽温改变量需要不同的进口汽温改变量。由于运行压力的增加使蒸汽的比热有所改变，这意味着在较高压力下，过热器入口温度只需要一个较小的变化就可以在末级过热器出口产生与较低压力下相同的温度变化。在控制回路中就是利用这一原理来根据末级过热器出口压力对末级过热器出口温度偏差进行修正，将其转换为减温器出口温度的变化量。3.2锅炉负荷变化锅炉负荷前馈信号是一个有适当比例的微分信号。负荷增加时导致产生更多的蒸汽，
8、要求更多的冷却，通过负荷前馈信号减少减温器出口温度定值从而增加喷水量。3.3减温器控制逻辑的优化：笔者在实际应用中发现可以有效的引入减温器前后及给水、末过出口温度的测点变化情况，引入减温水PID控制的前馈，可以进行减温水的有效调节。我厂汽温自动调节系统主要包括机组给水自动调节系统、一次汽温和二次汽温自动调节系统。汽温控制系统又分为：一级过热减温系统两套，二级过热减温系统两套，再热减温系统两套。我厂过、再热器减温水调阀与喷嘴接入蒸汽管道存在近20米的距离，对于控制系统来说需要超前控制，存在很大的困难。过热器出口温度控制原理基于前馈单回路控制，而不是常规的串级调节系统。二级减温器入口温度设定点回路
9、（而不是传统的主调节器）基于与锅炉响应特性匹配的前馈控制。而二级减温器入口调节回路基于常规的单回路PID调节器（其特性类似于主/副串级调节回路中具有较快响应特性的副调节器）。末级过热器出口温度设定值采用运行人员手动设定和系统自动设定两种方式。在自动设定方式下，低负荷时温度设定值为经过焓值解耦回路修正的锅炉主控信号的函数，当前末级过热器出口温度以及经过速率限制的当前末级过热器出口温度三者中的小选值，当温度设定值逐渐升高到距离额定温度5范围内时，设定值自动切换到额定温度，并保持不变，MFT时恢复到先前的方式。过热一级减温控制二级减温器入口温度到要求值。二级减温器入口温度设定值采用用运行人员手动设定
10、和系统自动设定两种方式。在自动设定方式下，二级减温器入口温度设定值以经过三阶惯性环节的二级减温器出口温度信号与期望的二级减温器温度差（焓值解耦回路修正的锅炉负荷的函数）之和为基础，并受锅炉负荷允许的二级减温器入口温度的限制。这种二级PID串回路控制，机组正常运行较为稳定，一旦出现煤质或者机组负荷发生变化很难控制稳定，经常超温。通过将分离器出口温度，减温水前后级温度，汽温目标温度设定值以及汽温变化及速率都加入减温水调阀控制的前馈，可以有效的将机组主汽温度的变化控制在3以内，每台机组过热器减温水流量减少20吨/小时。将再热汽温度的变化控制在5以内。每台机组减温水流量减少10吨/小时。 一级减温水逻
11、辑控制： 一级减温水逻辑控制前馈： 二级减温水逻辑控制： 二级减温水逻辑控制前馈：再热器控制同此原理，通过优化逻辑，可以减少减温水量并且有效的控制了机组的温度。四 机组给水控制系统优化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。五 结束语本文根据华北区域发电厂并网运行管理实施细则和华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则的要求，结合国电费县发电有限公司给
12、水系统自动化控制的情况，重点对机组的主汽压力及主汽温度、再热器温度控制的优化，提供了比较好的建议。通过优化调整机组控制策略和优化运行方式，有明显的节能降耗、节支减排效果，并且对机组的安全性和经济性有很大的提高。具有一定的推广借鉴价值。由于笔者水平有限，经验不足，对于其中不足及疏漏之处，欢迎广大专家批评指正。以在生产实践过程中不断总结完善。作者简介： 禚昌拓1:(1978)，男，工程师，1999年毕业后一直从事热控生产技术管理工作。联系电话：0539-5792170，邮箱：gdfx_; 何元先2:(1970)，男， 1994年毕业后从事运行及生产技术管理工作。联系电话：0539-5792115，邮箱：工作单位：山东国电费县发电有限公司；单位地址: 山东费县费城镇国电费县发电有限公司；邮政编码：273425
