第二讲超超临界机组系统特点

1第二讲超临界机组系统特点2随着锅炉朝着大容量高参数的方向发展，超临界机组日益显示其诸多优点。火电机组随着蒸汽参数的提高，效率也相应地提高：●亚临界机组（16～17Mpa、538/538℃），净效率约为37~38%，煤耗330~350g；●超临界机组（24～28Mpa、538/538℃），净效率约为40~41%，煤耗310~320g；●超超临界机组（主蒸汽压力大于等于27MPa或主蒸汽温度、再热蒸汽温度高于593℃。两个条件满足其一），净效率约为44~46%，煤耗280~300g。由于效率的提高，不仅煤耗大大降低，污染物排量也相应减少，经济效益十分明显。3超临界机组数据：600MW超临界机组投入和在建约200台•超超临界机组数据：600MW超超临界机组50台，1000MW超超临界机组订货约80台投入运行：600MW超超临界机组5台，1000MW超超临界机组8台4一、超临界机组的特点1．超临界直流炉没有汽包环节，给水经加热、蒸发和变成过热蒸汽是一次性连续完成的，随着运行工况的不同，锅炉将运行在亚临界或超临界压力下，蒸发点会自发地在一个或多个加热区段内移动。因此，为了保持锅炉汽水行程中各点的温度、湿度及水汽各区段的位置为一规定的范围，要求燃水比、风燃比及减温水等的调节品质相当高。52．在超临界直流炉中，由于没有汽包，汽水容积小，所用金属也少，锅炉蓄能显著减小且呈分布特性。蓄能以二种形式存在——工质储量和热量储量。工质储量是整个锅炉管道长度中工质总质量，它随着压力而变化，压力越高，工质的比容越小，必需泵入锅炉更多的给水量。在工质和金属中存在一定数量的蓄热量，它随着负荷非线性增加。由于锅炉的蓄质量和蓄热量整体较小，负荷调节的灵敏性好，可实现快速启停和调节负荷。另一方面，也因为锅炉蓄热量小，汽压对被动负荷变动反映敏感，这种情况下机组变负荷性能差，保持汽压比较困难。63．在超临界锅炉中，各区段工质的比热、比容变化剧烈，工质的传热与流动规律复杂。变压运行时随着负荷的变化，工质压力将在超临界到亚临界的广泛压力范围内变化，随之工质物性变化巨大，这些都使得超临界机组表现出严重非线性。具体体现为汽水的比热、比容、热焓与它的温度、压力的关系是非线性的，传热特性、流量特性是非线性的，各参数间存在非相关的多元函数关系，使得受控对象的增益和时间常数等动态特性参数在负荷变化时大幅度变化。4．超临界机组采用直流锅炉，因而不象汽包炉那样，由于汽包的存在解除了蒸汽管路与水管路及给水泵间的耦合，直流炉机组从给水泵到汽机，汽水直接关联，使得锅炉各参数间和汽机与锅炉间具有强烈的耦合特性，整个受控对象是一多输入多输出的多变量系统。7热力学理论认为，在22.129MPa、温度374℃时，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，只能采用直流炉。超临界直流炉的汽水行程如图1所示。8直流锅炉没有汽包，整个锅炉是由许多管子并联，然后用联箱连接串联而成。在给水泵的压头作用下，工质顺序一次通过加热、蒸发和过热受热面。进口工质为水，出口工质为过热蒸汽。由于没有汽包，所以在加热和蒸发受热面之间，以及在蒸发和过热受热面之间都没有固定的分界线。加热区和过热区中的参数变化同自然循环锅炉相同；在蒸发区中由于流动阻力，压力有所降低，相应的饱和温度也有所下降。9（1）应有高品质的给水：进入锅炉的给水全部变为蒸汽，给水所含的盐分除少量溶于蒸汽而被带出外，其余杂质均将沉积在受热管内壁上。（2）节约钢材：采用小管径而且不用汽包，就可大量节约钢材。一般直流锅炉大约可节约20％～30％的钢材。（3）由于强制工质流动，蒸发部分的管子允许有多种布置方式不必象自然循环锅炉那样要用立置的蒸发管。但蒸发段的最后部分受热面应安置在热负荷较为温和的地区。10（4）直流锅炉不受工作压力的限制，而且更适于超高压力和超临界压力，因为随压力的提高以及水和汽的比容差的减小，工质的流动更为稳定。（5）锅炉储存的热量少。当外界负荷变化较快而燃烧和给水调整赶不上时，汽压和汽温的波动较大。但是正因为储热少，对调节的反映也快，如配有灵敏的调节设备，可适应外界负荷变动。（6）直流锅炉的起动和停炉的时间较短，一般不超过1小时。汽包锅炉由于汽包壁很厚，为减少由于汽包壁内外和上下温差而引起的热应力，在起动和停炉时常需缓慢进行，要用3～10小时之久。11超临界机组直流炉机组与亚临界汽包炉机组的主要区别在锅炉本体部分。超超临界机组较超临界机组而言，只是工艺参数相对高一些，但在热控设计方面两者基本上没有大的差别。汽包炉机组超临界直流炉机组机组发电量控制独立控制回路（含MW、一级压力和频率参量）独立控制回路（含MW、一级压力和频率参量）锅炉指令经过蓄能和滑压动态补偿后的压比信号，由燃料偏差和风量偏差进行保护性限制经过蓄能和滑压动态补偿后的压比信号，加上主汽压偏差的调节修正，由燃料偏差、风量偏差和给水量偏差进行保护性限制蒸汽负荷和主汽压燃烧率控制燃烧率和给水量并行控制燃烧率锅炉指令控制由锅炉指令形成燃水比指令控制燃料量测量热量信号经过磨煤机模型的给煤机转速风量控制燃烧率指令乘风燃比燃烧率指令乘风燃比过热汽温控制减温喷水燃水比协调减温喷水给水量控制控制汽包水位（三冲量）锅炉指令形成燃水比指令，加上对燃水比的修正12直流锅炉动态特性从控制特性角度来看，直流锅炉与汽包锅炉的主要不同点表现在燃水比例的变化，引起锅炉内工质储量的变化，从而改变各受热面积比例。影响锅炉内工质储量的因素很多，主要有外界负荷、燃料流量和给水流量。对于不同压力等级的直流锅炉，各段受热面积比例不同。压力越高，蒸发段的吸热量比例越小，而加热段与过热段吸热量比例越大。因而，不同压力等级直流锅炉的动态特性通常存在一定差异。13燃料量主汽流量过热汽温主汽压力给水流量主汽流量过热汽温主汽压力汽机调门开度主汽流量过热汽温主汽压力功率功率功率14直流锅炉微过热汽温动态特性过热蒸汽温度能正确反映燃水比例的改变，但存在较大的迟延，通常为400s左右；因此不能以过热蒸汽温度作为燃水比例的控制信号，通常采用微过热汽温作为燃水比例的校正信号。在这个意义下，微过热汽温的动态特性具有特殊的重要性。（a）燃料量扰动；（b）给水流量扰动；15微过热汽温的选择图.蒸汽等温线的焓值与汽压的关系16以微过热汽温作为燃水比的校正信号时，其过热度的选择是非常重要的。从控制系统品质指标的角度考虑，所取的微过热汽温过热度越小，迟延越小。然而，若焓值小于2847kJ／kg（680kcal/kg），则图中虚线以下，曲线进入明显的非线性区，汽温随焓值变化的放大系数明显减小，而受汽压变化的影响很大，变得不稳定。这影响微过热汽温对于燃水比例关系的代表性。经验证明，微过热蒸汽的焓值在2847kJ/kg左右时，其特性比较稳定。17按照反应较快和便于检测等条件，通常在过热段的起始部分选取一个合适的地点，根据该点工质温度来控制燃水比。这一点称为中间点，中间点汽温变化的时滞应不超过30～40s。但应说明，在不同负荷时，中间点的汽温不是固定不变，而是机组负荷的函数。图微过热汽温推荐值与压力的关系18超临界机组控制特点：（1）超临界机组是一个多输入、多输出的被控对象，输入量为给水量、燃料量和主调门开度，输出量为主汽压力实发功率、汽温；（2）负荷扰动时，主汽压力反应快，可作为被调量；（3）超临界机组工作时，其加热区、蒸发区和过热区之间无固定的界限，汽温、燃烧、给水相互关联，尤其是燃水比不相适应时，汽温将会有显著的变化，为使汽温变化较小，要保持燃烧率和给水量的适当比例；（4）从动态特性来看，微过热汽温能迅速反应过热汽温的变化，因此可以该信号来判断给水和燃烧率是否失调；（5）超临界机组的蓄热系数小对压力控制不利，但有利于迅速改变锅炉负荷，适应电网尖峰负荷的能力强。19•采用内螺纹管改进型垂直水冷壁，加装了中间混合集箱及两级分配器，进一步减少了水冷壁偏差，并将节流管圈装于水冷壁下联箱外面的水冷壁管上以便于调试、简化结构。•采用低NOx的改进型PM主燃烧器，分级燃烧技术。•采用墙式布置切圆燃烧方式。同时A-A的偏转角度可现场调节。以获得均匀的炉内空气动力场和热负荷分配，降低炉膛出口烟气温度场和水冷壁出口工质温度的偏差。•采用较大的炉膛截面和容积，较低的炉膛断面热负荷、容积热负荷和炉膛出口烟温；因采用双切圆使燃烧器数目成倍增加，降低了单只燃烧器热功率，这些均对防止结焦有利。超超临界机组主要特点20•过热汽温调温方式为煤水比加三级喷水，再热汽为烟气挡板调温、燃烧器摆动并装有事故紧急喷水。•过热器采用四级布置，再热器为二级布置。为了降低超超临界锅炉因主汽/再热汽温提高到605℃/603℃所导致的高温级管子的烟侧高温腐蚀和内壁蒸汽氧化问题，采用了经过长期运行考验的25Cr20Ni奥氏体钢。•采用带有再循环泵的启动低负荷系统，能回收启动阶段的工质和热量并增加了运行的灵活性。21超超临界锅炉水冷壁系统22过热器、再热器系统布置特点•过热器采用四级布置：低温过热器、分隔屏过热器、后屏过热器、末级过热器。•过热器调温以煤水比调节为主，另辅以三级喷水，每级喷水均设置左右两点，喷水设定值为7%。•再热器采用两级布置：低温再热器和高温再热器。•再热器采用挡板调温，还有燃烧器摆动，并设有事故喷水减温器。23机组保护与常规设计相同，机组保护主要包括锅炉主燃料跳闸保护（Masterfueltrip,MFT）和汽机保护（ETS）两部分。锅炉主燃料跳闸保护（MFT）逻辑由DCS的FSSS子系统中一对独立的控制器完成，ETS由汽轮机制造厂配套提供，采用独立的控制装置完成。在设计过程中，百万千瓦超临界机组的锅炉MFT和汽机ETS保护内容还是值得一提。24由于超临界直流炉对给水的严格要求，锅炉主燃料跳闸保护中主要增加了锅炉断水保护。此外，为了防止汽机进水、以及确保给水指令为零，MFT逻辑中增加了MFT动作后给水泵跳闸的要求。25汽机ETS保护的主要内容较常规设计增加不少，如发电机定子冷却水流量低低（4～20mA，3取2保护动作）、发电机定子线圈进水温度高（Pt100，3取2保护动作）、发电机A侧漏液液位高（开关量信号，3取2保护动作）、发电机B侧漏液液位高（开关量信号，3取2保护动作）、发电机冷氢A温度高（Pt100,3取2保护动作）、发电机冷氢B温度高（Pt100,3取2保护动作）、发电机励磁机热风温度高（Pt100,3取2保护动作）、发电机汽端轴瓦温度高（T分度热电偶,3取2保护动作）、发电机励端轴瓦温度高（T分度热电偶,3取2保护动作）、发电机励磁机轴瓦温度高（T分度热电偶,3取2保护动作）。262.6RB（Runback）和FCB（FastCutBack）技术随着火力发电机组的大容量化，电力系统发生事故或者机组辅机发生故障时的控制就变得重要起来。以下介绍RB和FCB技术。2.6.1RB技术每当机组的主要辅机（如风机、给水泵等）故障时，控制系统将自动执行RB功能。即快速限制机组出力，将所带负荷减小到符合剩余辅机的能力，以维持机组稳定运行。这是建立在机炉协调控制系统稳定投入的基础上，确保运行工况能平稳过渡。27机组正常运行时，如果主要辅机发生故障，使机组的需求出力与允许出力之间不能平衡，这时将发生快速减负荷（RUNBACK），其目的是将机组的负荷需求限制在机组允许负荷范围内，在降低负荷过程中，为保证机组的安全，必须维持一定的降负荷率。快速减负荷（RUNBACK）产生条件包括汽动给水泵跳闸、电动给水泵跳闸、引风机故障、送风机故障、空预器故障、磨煤机故障、一次风机故障。各种故障所产生快速减负荷（RUNBACK）值不同，各种故障所产生RUNBACK减负荷速率不同，当需求负荷与设备允许负荷差值在允许范围内时，设备故障并不立即产生快速减负荷（RUNBACK）。28机组正常运行时，当煤主控、给水控制、送风控制、引风控制设定值与实际值偏差超限，产生RUNDOWN（迫降）或RUN