1000MW超超临界机组给水控制优化方案

发布：2018-12-18 | 点击：人次

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超临界机组与亚临界机组显著的区别是锅炉采用直流炉）直流锅炉的显著特点是没有汽包。直流锅炉是一个多输入、多输出的控制对象，为满足直流锅炉动态响应快、惯性小的特性，锅炉侧控制采用并行前馈小偏差调整的控制策略。即锅炉主控的输出并行送到各燃料、风量、给水各子调节系统，在此基础上进行偏差调整，保证锅炉稳态时的无偏差调节。给水控制是超超临界锅炉主要控制难点，与亚临界有很大区别。给水控制系统的控制任务是在低负荷时保持给水流量不低于锅炉zui低要求给水流量，在锅炉进入直流运行方式时，保持适当的燃水比。下面以华电国际邹县电厂四期工程2台1000Mw超超临界燃煤汽轮发电机组为例，介绍超超临界给水控制系统。

一、给水控制对象

锅炉给水系统配置有2台50%容量的汽动变速给水泵，1台25%BMCR（锅炉zui大连续蒸发量）容量的变速电动给水泵作为备用。汽动给水泵设计有高低压两路汽源，自动切换，其中高压汽源为冷再热蒸汽，低压汽源为四段抽汽，厂用辅汽作为启动和调试汽源，小机排汽至主机凝汽器。给水泵控制采用DCS和西门子WOODWARD505控制器联合进行控制，505控制器接收DCS送来的遥控转速信号，控制高低压调门开度，调节小机转速，满足系统给水要求。给水流量的闭环控制在DCS内实现，WOODWARD505控制器实现水泵转速的闭环控制。WOODWARD505控制器采用单505运行方式，并将505操作面板的部分运行人员的操作功能在DCS中做专门操作画面，实现远方操作，信号传输采用硬接线和通信2种方式。505输出控制高、低压汽源的2个调门。机组正常运行时使用四抽来汽，当低压调门全开，四抽汽源不能满足小机运行需要时，高压调门开启，引入冷再热蒸汽。高压调门在系统布置上位于小机主汽门前面。在主汽门前高、低压气源混合再经过低压调门进入汽机。

电动给水泵通过调整液力偶合器的勺管位置从而改变给水泵的转速来改变泵的性能曲线，使工作点移动，从而达到调节水泵流量的目的。转速控制单元勺管调速机构采用电液伺服机构。勺管根据控制信号动作，通过曲柄和连杆带动扇形齿轮轴旋转，扇形齿轮与加工在勺管上的齿条啮合，带动勺管在工作腔内作垂直方向运动，改变液力偶合器内的冲油量，实现输出转速的无级调节。勺管操作方式采用电液伺服机构，电液伺服系统由1个电磁执行器、1个双作用液压缸和1个位置检测器组成。电磁执行器接收4－2OmA的控制信号，并由此信号控制执行器的位置，电液伺服系统的位置由1个内部定位器电磁阀控制。信号触发磁力控制器动作。电磁力是通过控制多向液压阀的活塞来进行控制的。位置检测器能检测位置差，并将信号反馈到定位器，使系统能够精确而迅速地进行操作。这样就可使偶合器进行"软启动"。

二、控制方案

现代大型单元机组都采用变速泵来控制给水流量，邹电四期超超临界1000MW机组采用2台汽动变速泵做为主给水泵，1台电动给水泵作为启动给水泵，并作为系统的备用泵使用。各种类型的变速泵都有自己的安全工作区，为防止泵的汽蚀和提高泵的工作效率，在控制变速泵时要通过改变转速\压力和流量时，要保证泵工作在安全工作区内。泵的安全工作区与压力有关，当压力高时，安全区范围较宽，压力低时安全区的范围变窄。为确保泵工作在工作区，采取措施为:①在低负荷时，当泵的流量低于zui小流量时，再循环门自动开启，增加泵体内的流量，从而使低负荷阶段的给水泵工作点也在上限特性曲线内。②当流量高于某一值时，再循环门将自动关闭。量较大时，若安全工作区较窄，则工作点可能下限特性区之外。为防止该现象的发生，采用的方法是提高上水管道的阻力，即关小泵出口的流量控制阀门，以提高泵的出口压力，使工作点重新移入安全区内。采用变速给水泵的给水系统主要有2种基本方氛案，即两段式控制和一段式方案，本工程采用的为一段式方案。低负荷时，使用给水旁路调节阀调节给水流量，电泵将以恒速运行，随着负荷的增加，旁路阀达到全开状态，系统由控制阀门的开度而平稳地转换为控制泵的转速。此时要进行阀门转换，将旁路阀关闭，打开主给水控制阀，以尽量减少节流损失，系统进入完全调泵状态。给水控制系统的主要控制回路为:

（1）给水流量总指令设定回路:由锅炉主控输出相应的函数对应值，并经油煤混燃比例进行修正后，再经过与燃料晕的交叉限制产生。同时要确保好zui小流量。在启动时，当给水控制系统在手动时，zui小给水流量设定值跟踪实际给水流量;当给水控制系统在自动时，zui小给水流量设定值将按预定比率升到锅炉zui小给水流量（25%ECR）。当检测到给水流量大于锅炉zui小给水流量时，给水量不再增加。

（2）给水主控增益补偿回路:给水泵的给水指令由实际给水流量和此指令的偏差产生，并行送到运行的给水泵控制回路。信号分配随着给水泵自动操作数量而变化，通过自动增益平衡模块实现自动调整，使回路增益不变。

（3）防止省煤器沸腾回路:因为这台锅炉为变压运行单元，当减负荷时压力从全压（临界压力）状态快速下降，省煤器流体温度超过此压力下的饱和温度时冶煤器里的流体有可能蒸发。如果省煤器出口温度高于"分离器储水箱压力下的饱和温度边际值（10℃）"，为了防止沸腾，需要增加给水流量来降低省煤器流体温度。另外，省煤器沸腾防止操作时，为了避免，博况恶化，负荷减少闭锁。

（4）分离器储水箱液位补偿给水回路:在锅炉循环操作（湿态方式）下，锅炉循环水流量的快速下降将对给水流量控制产生扰动，给水流量有可能低于zui小给水流量。因为锅炉循环水流量是根据汽水分离器储水箱水位来程控的，可以通过检测汽水分离器储水箱水位的变化来防止给水流量的下降，给水流量指令增加补偿。

（5）电泵的控制回路:在低负荷时（负荷小于22OMW或给水流量控制调节阀开度小于78%时），电泵在恒速运转，为确保泵的安全性，通过给水旁路调节阀调节给水压力，确保泵出口和省煤器入口差压在一定范围内。当负荷大于22OMW或给水流量控制调节阀开度大于78%时，进行给水阀切换，主给水阀全开，给水旁路调节阀关闭，切换到流量控制，通过调节泵转速来调节给水流量以满足运行工况的需要。

（6）过热器喷水流量包含在省煤器入口给水流量。与锅炉输入指令相应的给水流量要与主蒸汽流量平衡。因此，使用省煤器入口给水流量作为给水流量反馈信号。

三、控制保护回路优化

保护是控制安全稳定的基础，控制和保护是相辅相成的，是一个有机整体。成熟的给水泵组的控制和保护一般是成套提供的，邹四工程的给水泵组的保护和控制也是延续惯例，独立于DCS系统。但现在机组设计都是将其纳入DCS，这样就存在一个接口间题。同时因为小机保护成熟做法都为反逻辑，接口的增加就增加了无谓的故障点。7号机组在试运期间曾发生一次莫名其妙的跳闸，首出原因为"跳闸按钮"动作，但在随后的检查中没发现有异常现象发生，初步怀疑为跳闸按钮接线有松动现象。为减少中间接口，对保护回路进行如下优化:

（1）制作并安装控制室控制柜、就地控制柜和505控制盘手动跳闸按钮的防护罩，防止误碰触发小机跳闸信号。

（2）增加电源的可靠性，将环线两头均接至母线（原仅一根）。由于小机保护回路为失电跳闸，容易由于接线松动导致误动。现将保护回路的卡口接线方式改为螺丝端子。

（3）现手动按钮有3个分别位于:505、就地及电子间控制柜。其中，就地及电子间控制柜按钮各用7副接点:6副接点（2接点串接，共3组）进硬保护回路分别动作3个跳闸电磁阀;1副接点到DCS跳机同时送到历史追忆系统。现将保护硬回路中的6副接点改为3副，即三取二动作跳闸，同时将到DCS跳闸回路的接点改为2副接点并联后送到DCS，防止由于一路接线松动或接点故障导致小机误跳闸。

（4）轴向位移保护:现轴向位移探头安装位置在同一平面，保护为单点保护，任一轴位移大即跳机;现改为两个轴向位移均达到跳闸值后跳闸小机，即将两个轴位移大信号并联后接入跳闸回路。

（5）超速保护:现超速保护共有3路，分别是505内部的超速保护（5420r/min），超速保护系统送到保护硬回路的三取二信号，以及超速保护系统送到DCS软逻辑的三取二跳闸信号（为三取二），超速保护通道故障三取二也单独跳小机。现决定取消超速保护系统输出到DCS的信号，保留硬回路三取二跳闸。

（6）温度测点现经过温度变送器送到温度设定开关后再进入DCS驱动保护回路;现改为将温度元件直接接入DCS，从模拟量上做出开关量参与保护，同时加入温度点的质量判断与速率保护，速率保护按照5℃/S执行。

（7）精简中间继电器，简化控制回路，将中间部分不必要的继电器和光电隔离器去掉，使一次元件警接进入DCS，减少中间环节故障引发的保护误动。

系统的优化保证了机组的安全。系统保护回路优化后，保证了给水保护系统安全可靠，随后的运行中没有发生任何故障和误动。给水调节系统调节稳定，满足各种工况下的自动调节。

四、需要进一步优化问题

（1）在小机的控制方面主要需要优化的为升速率回路。在505控制单元实现的转速控制回路中升速率是固定的，但在DCS中还是按照常规全部由DCC实现来设计的，即也设计了升速率控制回路，运行人员可以根据实际情况来改变，这样就便两侧产生了冲突，但是从安全考虑还是应该取消DCS中升速率的控制。因为这个升速率的选择不是随意可以设定，505内设定的应该是合乎设计要求的。邹县电厂600MW机组小机控制模式与1000MW机组控制模式一样，也使用了505，但DCS内没有升速率选择，因此取消DCS内升速率选择应该是完全可行的。

（2）505的冗余配置问题。10OOMW机组小机转速控制是505控制单元实现的，但只有一个505控制单元，在该装置发生故障时将迫使小机停运。邹县电厂60OMW机组小机控制模式与l000MW机组控制模式一样，但505是冗余配置，是可以互为备用和切换的，这样就增加了控制的可靠性。从60OMW机组10多年运行情况看，该控制单元可靠性还是很好的，至今未发生问题，但是从机组的安全可靠性和经济性考虑，还是冗余配置更可靠。

五、结束语

超超临界机组在燃烧率低于40%BMCR时，锅炉处于非直流运行方式，分离器处于湿态运行，给水系统处于循环工作方式，主要是控制分离器水位，类似汽包锅炉;在燃烧率大于40%BMCR后，锅炉逐步迸大直流运行状态，给水控制系统主要是燃/水比调节，根据燃料量及时调节给水流量，保证汽温的稳定，从而保证锅炉负荷的需要。给水控制系统是超超临界机组控制的核心，在保证控制对象安全可靠的基础上，需要不断优化控制参数，协调控制适应外界的变化，确保给水系统的控制精度。

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1000MW超超临界机组给水控制优化方案