搜索
超超临界直流炉超超临界直流炉控制特性介绍1.超超临界直流锅炉由于没有储能作用的汽包环节，汽水容积小，锅炉蓄能小。一方面由于蓄能小负荷调节的灵敏性好，可以实现机组的快速启停和负荷调节；另一方面由于蓄能小，在外界负荷变动时汽压反映很敏感。因此机组变负荷性能较差，保持汽压困难。超超临界直流控制炉特性介绍2.在汽水流程没有汽包，在直流运行状态汽水之间没有一个明确的分界点，给水从省煤器进口就开始被连续加热、蒸发与过热。这造成燃料量、给水量、汽机调门开度发生变化时均会导致机组负荷、主汽压力、主汽温的变化，各个参数之间存在复杂的耦合关系，可以认为直流锅炉是个三输入/三输出复杂多变的控制对象。超超临界直流炉控制特性介绍超超临界直流炉主参数耦合关系特性超超临界直流炉控制特性介绍3.一般超超临界直流炉采用超超临界参数的蒸汽，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8.5MPa~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，由于超临界和亚临界间工质物性的差异，以及锅炉燃烧率下锅炉蒸发点迁移等因数的影响，使超超临界机组出现出很强的多参数非线性特性超超临界直流炉控制特性介绍超临界机组水汽工质状态及参数变化超超临界直流炉控制特性介绍4.由于循环工质总质量下降，循环速度上升，工艺特性加快，这就要求控制系统的实时性更强，控制周期更短，控制的快速性更好，从汽机‘锅炉协调控制的角度分析，要求协调控制更及时、准确。超超临界直流炉控制特性介绍5.在直流炉工艺结构中，一般均采用直吹式制粉系统，从给煤、制粉、送粉到燃烧环节，具有大的纯迟延和大的滞后特性，因此燃烧系统成为机组的又一个控制难点几种控制方式当下列条件满足时，机组控制方式为“CC（干态）”：锅炉处于干态运行方式水燃比自动投入。煤主控自动投入。给水控制自动投入。无RB信号。汽机主控自动投入。功率信号和主汽压信号正常几种控制方式当下列条件满足时，机组控制方式为“BF（干态）”锅炉处于干态运行方式煤主控自动投入。水燃比自动投入。给水控制自动投入。无RB信号。汽机主控不在自动。功率信号和主汽压信号正常。几种控制方式当下列条件满足时，机组控制方式为“BI（干态）”锅炉处于干态运行方式。不在“BF（干态）”方式。不在“CC（干态）”方式。给水控制自动投入。汽机主控可以在自动或手动几种控制方式当下列条件满足时，机组控制方式为“BH（干态）”锅炉处于干态运行方式。给水控制自动未投入（所有给水泵自动未投入）。汽机主控可以在自动或手动负荷设定值处理AGC运行设定速率限制f（负荷指令）运行设定一次调频Σ高低限制锅炉惯性延时负荷设定Σ实发功率滑压设定f1（x）蓄热补偿延时Σ主汽压设定实际汽压Σ死区Δp汽机主控调节器RB环节锅炉输入指令Σ主汽压调节器负荷设定与实发功率偏差负荷设定燃料量设定f2（x）T/HΣ锅炉输入变化率指令燃水比控制输出Σ一过出口温度限制分布减少燃水比燃水比调节器ΣΣΣ各级温度偏差加权数校正末过出口温度校正实际过热度分离器温度分离器压力理论过热度运行设定偏差水/煤/风交叉限制再热器保护限制Σ油折算的煤量给煤主控制器燃料量指令实际总煤量*BTU至各给煤机延时煤/水/风交叉限制锅炉输入变化率指令给水设定f3（x）锅炉输入指令ΣΣ给水附加偏量f(燃料）减温水流量限制Σ省煤器汽化偏置给水指令给水流量电泵旁路阀控制器电泵勺管控制器汽泵总操控制器各汽泵MW超超临界机组协调控制策略原理示意图速率限制实际工况修正协调控制策略1.负荷设定回路及变速率处理机组负荷速率限制有2个来源(二者取小)，一个是基于实发功率的函数值;另一个来自运行人员设定。后者受到主汽压偏差的修正，当压力偏差超限时降低负荷变化率。2.汽压设定值处理：由负荷设定产生滑压曲线，经过实际工况修正、锅炉延时蓄热补偿、速率限制后送人压力Pl调节器。实际工况修正主要针对高压加热器退出的工况，依据省煤器人口温度和锅炉负荷(燃料需求指令)对压力设定值进行修正。3.汽轮机主控PI调节器：汽轮机主控(P1调节器):设定值以负荷设定经延时(锅炉惯性时间)的信号为主，加上么Δp超限后的修正值，这使得汽轮机调门在响应功率指令的同时兼顾了汽压变化，加速机组趋于稳定。4.锅炉输入指令：粗调信号来自（1）负荷设定、（2）负荷设定与实发功率偏差，使煤量大幅、快速响应负荷指令;细调信号来自压力Pl调节器的输出，保证输人与输出能量的精确平衡，使工况趋于稳定。锅炉输入指令和负荷设定有直接的关联协调控制策略5.燃料-给水解耦控制：由于锅炉分离器出口过热度对煤量、给水量时间响应的不一致性，燃水比调节器的修正指令作为燃料需求指令的微分前馈信号，加快了燃料量对过热度偏差的动态响应，减弱了煤/水的藕合干扰。6.燃料指令：燃料控制回路：锅炉输入指令（BID）经函数得出的燃料指令与燃水比输出指令以及锅炉输入变化率指令对燃料量的微分前馈三者相加，经风量、水量、再热器保护的交叉限制后形成燃料量指令，该燃料量指令作为给煤主控制器的SEPT，实际总煤量*BTU作为给煤主控制器的PV，给煤主控制器的输出至各给煤机控制煤量7.给水指令：锅炉输入指令（BID）经函数得出的给水指令与锅炉输入变化率指令对给水量的微分前馈及给水附加偏置相加，经燃料量和减温水总量的交叉限制后再与省煤器汽化偏置相加得到一给水指令，给指令分别送至电泵和汽泵的控制回路中8.热值校正回路(BTU):根据汽机第一级压力推算出需要的标煤，然后减去实际给煤量与BTU的乘积，其差值作为PID计算的过程量,PID输出的结果就是煤种校正系数BTU,并设置BTU高低限为1.2和0.8。实际上就是将实际煤种修正为锅炉设计煤种。该协调控制系统的特点1.给水量的控制上：AGC----负荷设定-----锅炉输入指令----给水指令。也就是说多少负荷就对应多少给水是一定的。2.燃料量的控制上：AGC----负荷设定-----锅炉输入指令加燃水比控制输出----燃料量指令。也就是说多少负荷就对应多少煤量是不一定的，它根据中间点温度情况是变化的，也就是说中间点温度是通过煤量来调节的。通过上面的分析：负荷一定时，给水量就一定，给水量一定，汽压就相对稳定，汽压稳定汽机调门开度就基本不变，对汽温的交叉扰动就少。而通过煤量的改变就可以改变中间点温度，就可以调节主汽温，就可以人为控制减温水量。这样当负荷稳定时各参数时稳定可以实现对负荷等各项参数的精确控制，该协调控制系统的特点3在燃水控制回路上采用中间点过热度作为燃水比的控制的对象，就出现下列问题：当较大幅度加负荷时，煤量和水量增加并超调，负荷和汽压增加，分离器压力也增加，相对应的分离器出口蒸汽的饱和温度也上升，但由于直吹式制粉系统的惯性较大，给水的延时环节不够，中间点温度在加负荷初期增加有限，这样就会产生加负荷时中间点温度增加但过热度下降的局面，而燃水比控制器在中间点过热度下降就增加煤量以维持过热度，这反而进一步增加煤量的超调，煤量的进一步超调导致主汽温的进一步超调，使变负荷时主汽温波动范围大。减负荷是个相反的过程，主汽温的波动范围也大。该协调控制系统的特点针对上面的问题：我们可以用另一种中间点温度的控制对象：分离器的出口焓（h=u+p.v).当较大幅度加负荷时，煤量和水量增加并超调，负荷和汽压增加，分离器压力也增加，相对应的分离器出口蒸汽的饱和温度也上升，分离器出口焓就增加，而燃水比控制器输出就维持合适的煤水比，不会引起煤量的进一步超调导致主汽温的进一步超调，使变负荷时主汽温波动范围小。减负荷是个相反的过程，主汽温的波动范围也小。关于分步减少燃水比在燃水比控制回路中存在一个分步减小燃水比回路，该回路的目的是当水冷壁金属温度高或分离器出口过热度高时燃水比输出以当前燃水比输出减去2t（10秒的脉冲）作为燃水比控制器的输出,如果3min后温度仍然高，则再次按照上述方式减煤，但在分步减少燃水比动作时原来的燃水比控制回路就失去作用。并且由于分布减少燃水比回路的积分饱和作用，燃水比输出会一直减煤，直到低限。投产至今已多次发生分布减少燃水比动作的问题（分离器出口过热度高）影响到正常的燃水比调节。对此建议进行修改，在水冷壁金属温度高或分离器出口过热度高切换逻辑中增加与门，消除分步减少燃水比回路的积分饱和作用，一旦温度高条件失去燃水比控制立即切为正常调节。关于煤量变化引起的风量变化风量指令均是根据煤量指令形成的，煤量的波动必然导致风量的波动，因为煤量的超调风量波动均较大，这也是汽温波动的一个重要原因。建议在风量调节回路充分考虑煤量超调对风量的影响。以减少汽温的波动。