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1、600MW超临界机组控制技术解析超临界机组的自动发电（AGC）控制江苏省电力试验研究院有限公司2007 年 7 月 1. 超临界机组的特性1.1 临界火电机组的技术特点超临界火电机组的参数、容量及效率超临界机组是指过热器出口主蒸汽压力超过22.129MPa。目前运行的超临界机组运行压力均为24MPa25MPa，理论上认为，在水的状态参数达到临界点时(压力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、水共存的二相区存在,二者的参数不再有区别。由于在临界参数下汽水密度相等，因此在超临界压力下无法维持自然循环，即不再能采用汽包锅炉，直流锅炉成为

2、唯一型式。提高蒸汽参数并与发展大容量机组相结合是提高常规火电厂效率及降低单位容量造价最有效的途径。与同容量亚临界火电机组的热效率相比，采用超临界参数可在理论上提高效率2%2.5%，采用超超临界参数可提高4%5%。目前,世界上先进的超临界机组效率已达到47%49%。1.2 超临界机组的启动特点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：1.2.1 设置专门的启动旁路系统直流锅炉的启动特点是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。一般高参数大容量的直流

3、锅炉都采用单元制系统，在单元制系统启动中，汽轮机要求暖机、冲转的蒸汽在相应的进汽压力下具有50以上的过热度，其目的是防止低温蒸汽送入汽轮机后凝结，造成汽轮机的水冲击，因此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。1.2.2 配置汽水分离器和疏水回收系统超临界机组运行在正常范围内，锅炉给水靠给水泵压头直接流过省煤器、水冷壁和过热器，直流运行状态的负荷从锅炉满负荷到直流最小负荷。直流最小负荷一般为25%45%。低于该直流最小负荷，给水流量要保持恒定。例如在20%负荷时，最小流量为30%意味着在水冷壁出口有20%的饱和蒸汽和10%的饱和水，这种汽水混合物必须在水冷壁出口处分离，干饱和蒸

4、汽被送入过热器，因而在低负荷时超临界锅炉需要汽水分离器和疏水回收系统，疏水回收系统是超临界锅炉在低负荷工作时必需的另一个系统，它的作用是使锅炉安全可靠的启动并使其热损失最小。常用的疏水系统有三种类型：扩容式疏水系统、疏水热交换器式系统和辅助循环泵式系统，具有不同的结构和不同的效率。1.2.3 启动前锅炉要建立启动压力和启动流量启动压力是指直流锅炉在启动过程中水冷壁中工质具有的压力。启动压力升高，汽水体积质量差减小，锅炉水动力特性稳定，工质膨胀小，并且易于控制膨胀过程，但启动压力越高对屏式过热器和再热器和过热器的保护越不利。启动流量是指直流锅炉在启动过程中锅炉的给水流量。2. 超临界机组的启动系

5、统2.1 超临界机组启动系统功能及形式2.1.1 启动系统功能超临界直流锅炉启动系统的主要功能是建立冷态、热态循环清洗、建立启动压力和启动流量、以确保水冷壁安全运行；最大可能地回收启动过程中的工质和热量、提高机组的运行经济性；对蒸汽管道系统暖管。 启动系统主要由启动分离器及其汽侧和水侧的连接管道、阀门等组成，有些启动系统还带有启动循环泵、热交换器和疏水扩容器。2.1.2启动系统形式超临界直流锅炉的启动系统按形式分为内置式和外置式启动分离器2种：外置式启动分离器系统只在机组启动和停运过程中投入运行，而在正常运行时解列于系统之外；内置式启动分离器系统在锅炉启停及正常运行过程中均投入运行。不同的是在

6、锅炉启停及低负荷运行期间汽水分离器湿态运行，起汽水分离作用，而在锅炉正常运行期间汽水分离器只作蒸汽通道。2.2 启动系统的控制外置式启动分离器系统的优点是：分离器属于中压容器（一般压力为7 MPa），设计制造简单，投资成本低。 缺点是：在启动系统解列或投运前后过热汽温波动较大，难以控制，对汽轮机运行不利；切除或投运分离器时操作较复杂，不适应快速启停的要求；机组正常运行时，外置式分离器处于冷态，在停炉进行到一定阶段要投入分离器时，对分离器产生较大的热冲击；系统复杂，阀门多，维修工作量大。内置式分离器启动系统由于系统简单及运行操作方便，适合于机组调峰要求。在直流锅炉发展初采用外置式启动分离系统，随

7、着超临界技术发展，目前大型超临界锅炉均采用内置式启动分离器系统。内置式分离器启动系统由于疏水回收系统不同，基本可分为扩容器式、循环泵式和热交换器式3种。在这里介绍哈尔滨锅炉厂生产的HG-1950/25.4-YM1 型锅炉，采用超临界压力、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构型布置的前后墙对冲燃烧方式的本生型直流锅炉，启动系统采用工质和热量回收效果好的带再循环泵的内置式启动分离器系统，其结构如图2.1所示：图2.1 HG-1950/25.4-YM1型锅炉内置式启动分离系统带再循环泵的内置式启动分离器系统由下列设备组成。1) 启动再循环泵锅炉启动时，锅炉管路冲洗和上水冲洗结束后，

8、如满足启动允许条件：循环泵冷却水流量正常、循环泵出口隔离阀关闭、最小流量隔离阀关闭、贮水箱水位正常、再循环调节阀关闭，运行人员可以手动启动循环泵。在降负荷过程中，如果负荷40%锅炉最大连续蒸发量（BMCR）、燃烧器在燃烧、且满足循环泵启动允许条件，则循环泵自动启动。 在启动循环泵一段时间内，如果最小流量隔离阀和启动再循环隔离阀都未开，再循环泵跳闸。2) 最小流量隔离阀循环泵启动后5s联锁开启最小流量隔离阀。在锅炉运行过程中，如果循环泵在运行，再循环流量大于定值时，隔离阀自动关闭；当再循环流量超过低限时，隔离阀自动打开。3) 再循环隔离阀循环泵启动后5s联锁打开再循环隔离阀，循环泵停止联锁关闭再

9、循环隔离阀。4)过冷水隔离阀为防止循环泵入口水饱和汽化，威胁循环泵安全，系统设计了一路从省煤器入口过来的过冷水到循环泵入口，以增加循环泵入口水的过冷度。 当循环泵入口水的过冷度小于20，过冷水隔离阀自动打开过冷度大于30时，过冷水隔离阀自动关闭。5)再循环调节阀调节贮水箱水位在设计范围内。6)大、小溢流阀当再循环调阀无法调节贮水箱在正常水位时，小溢流阀先打开；当水位继续升高超过某一高度时，大溢流阀也打开；当水位恢复到正常时，大、小溢流阀自动关闭。为了安全，当锅炉压力比较高时，联锁关闭溢流阀。7)大、小溢流调节阀大、小溢流调节阀对贮水箱水位进行开环调节，水位在某一个范围内变化时，溢流调节阀从0%

10、开到100%。2.3 启动系统运行2.3.1 启动过程直流之前：锅炉给水泵控制分离器水位，负荷逐渐增加，一直到纯直流负荷方式后切换到中间点焓值自动控制方式。启动之前：按照冷态、温态、热态启动方式，顺序启动锅炉相关的辅机；贮水箱水位由再循环调节阀和大、小溢流调节阀控制。启动阶段：省煤器入口的给水流量保持在某个最小常数值；当燃料量逐渐增加时，随之产生的蒸汽量也增加，从分离器下降管返回的水量逐渐减小，分离器入口湿蒸汽的焓值增加。直流点：分离器入口蒸汽干度达到，饱和蒸汽流入分离器，此时没有水可分离#锅炉给水流量仍保持在某个最小常数值。蒸汽升温阶段：给水流量仍不变，燃烧率继续增加，在分离器中的蒸汽慢慢地

11、过热，分离器出口实际焓值仍低于设定值，温度控制还未起作用。所以此时增加的燃烧率不是用来产生新的蒸汽，而是用来提高直流锅炉运行方式所需的蒸汽蓄热，到分离器出口的蒸汽焓值达到设定值，进一步增加燃烧率，使焓值超过设定值。中间点温度控制阶段：进一步增加燃烧率#给水量相应增加，锅炉开始由定压运行转入滑压运行。焓值控制系统投入运行，分离器出口的蒸汽温度由(煤水比)控制。当锅炉负荷增加至35%，锅炉正式转入干态运行。2.3.2 停机过程机组降负荷：从纯直流锅炉方式切换到启动运行方式，机组控制方式由温度控制切换到水位控制的过程。中间点温度控制阶段：锅炉负荷指令同时减少燃烧率和给水流量，焓值控制系统自动。 给水

12、流量逐渐减少，达到最低直流负荷流量。蒸汽降温阶段：给水流量仍不变，燃烧率继续减小，在分离器中蒸汽过热度降低，开始有水分离出。直流点：蒸汽过热度完全消失，流入分离器的蒸汽呈饱和状态。启动阶段：进一步减小燃烧率，给水流量不变，分离器入口蒸汽湿度增加，贮水箱中开始积水，水位控制开始动作，再循环调节阀和大、小溢流调节阀自动调节水位。3. 超临界机组的协调与AGC控制3.1 超临界机组CCS及AGC控制中的难点3.1.1 机、炉之间耦合严重超临界机组控制难点之一在于其非线性耦合，使得常规的控制系统难以达到优良的控制效果。由于直流锅炉在汽水流程上的一次性通过的特性，没有汽包这类参数集中的储能元件，在直流运

13、行状态汽水之间没有一个明确的分界点，给水从省煤器进口开始就被连续加热、蒸发与过热，根据工质（水、湿蒸汽与过热蒸汽）物理性能的差异，可以划分为加热段、蒸发段与过热段三大部分，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发生变化，从而导致了功率、压力、温度的变化。直流锅炉汽水一次性通过的特性，使超临界锅炉动态特性受末端阻力的影响远比汽包锅炉大。当汽机主汽阀开度发生变化，影响了机组的功率，同时也直接影响了锅炉出口末端阻力特性,改变了锅炉的被控特性。由于没有汽包的缓冲，汽机侧对直流锅炉的影响远大于对汽包锅炉的影响。3.1.2 强烈的非线性超临界机组采用超临界参数的蒸汽，其机组的运行方式采

14、用滑参数运行，机组在大范围的变负荷运行中，压力运行在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，在亚临界运行工况工质具有加热段、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，是特性复杂多变的被控对象。因此在设计控制方案时若不考虑自适应变参数控制，将使自动控制系统很在机组整个协调负荷范围均达到满意的品质。3.1.3 机组蓄热能力小、锅炉响应慢与AGC运行方式下要求快速变负荷的矛盾 超临界机组蒸发区的工质贮量与金属质量相比同参数的汽包炉要小得多，因而其变负荷时依靠降低压力所释

15、放的能量较少，而锅炉侧多采用直吹式制粉系统，存在较大的延迟特性，使得在快速变负荷时机、炉两侧能量供求的不平衡现象尤为严重，易造成主控参数的大幅波动。但对于电网控制而言，为了用电侧频繁变化下维持频率和联络线交换功率的稳定，发给各机组的AGC指令也是频繁波动的，并要求机组实际负荷能以较快的响应速度跟随调度指令。图1.1是2006年6月8日17:3019:00江苏电网调度EMS系统对华能太仓#4机组（600MW）的AGC指令曲线，从图中可看出AGC指令每隔23分钟即会变化一次，而且经常来回反向动作，如果机组协调控制系统设计得不好，在这种负荷扰动下极易造成运行的不稳定。图3.1 600MW机组AGC指

16、令变化曲线3.2 国内外目前控制方案介绍目前，国内大型火电机组的控制系统多为国外进口，协调控制方案或按照国外厂家的设计做部分改进，或参照国内同类机组控制方案进行设计，对于直流炉机组由于应用在国内时间较短，在协调控制策略上基本上都沿用了国外DCS厂家的原设计，以下分别分析各家DCS公司的协调控制方案技术特点：1) FOXBORO公司设计了基于BF的CCS和基于TF的CCS两种协调控制方式（见图3.2），其中BF-CCS时机侧同时调功和调压以防止压力偏差过大，并将负荷指令 经过惯性环节后才进入汽机功率调节器，以在变负荷初始阶段减缓汽机侧的动作速度，防止由于锅炉的的大惯性而使指控参数出现大幅波动，锅炉侧调压并采用负荷指令和汽机调门等效开度的DEB指令做前馈