华能玉环电厂 超超临界 机组发电机组协调控制
华能玉环电厂超超临界燃煤机组锅炉用钢介绍
2006.10
中国超超临界火电机组技术协作网第二届年会
5
中国 青岛
ASME 规范案例 CC 2179-3 CC 2180-2
表6 名义成分
9Cr-2W(T92) 12Cr-2W(T122)
P92、P122 钢的力学性能 伸长率，
抗拉强度，MPa 屈服强度，MPa %
≥620(90 ksi) ≥440(64 ksi) ≥20 ≥655(95 ksi) ≥400(58 ksi) ≥20
October 2006 Qingdao, China
The Second Annual Conference of The Ultra - Supercritical Thermal Power Technology Collaboration Network
2006.10 中国 青岛
中国超超临界火电机组技术协作网第二届年会
耐热性能更好的材料。 玉环电厂工程锅炉采用内螺纹垂直管直流膜式水冷壁，最高设计压力 32.2Mpa，最高金属壁温
480℃，材质选用 T12，适用温度限 530℃，受热面积 12900m2。这种膜式水冷壁管屏不需作整屏焊 后热处理，现场安装对接焊口也不需要焊后热处理。
位置
后墙 前墙 侧墙
管子规格 mm
四级
Ф48.6Χ8.3
Super304H
629
648
656
653
3 700
3.2.3 再热器 再热器也是锅炉中服役条件较为复杂、恶劣的部件之一，需要同时满足蠕变强度、烟气侧抗腐
蚀、蒸汽侧抗氧化性以及较好的加工性能和经济性。 玉环电厂锅炉再热器总受热面积 37800m2。高温段设计压力 6.0Mpa，最高金属壁温 422-646℃，
004 1000WM超超临界机组汽机结构特点及关键技-资料 共120页
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2.上汽－西门子型1000MW汽 轮机设计和结构特点
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2.上汽－西门子型1000MW汽 轮机设计和结构特点
2.1 总体介绍
上汽1000MW汽轮机由西门子公司设计，机组的总体型 式为单轴四缸四排汽。所采用的积木块是西门子公司近期 开发的三个最大功率可达到1100MW等级的HMN型积木 块组合：一个单流圆筒型H30高压缸，一个双流M30中压 缸，两个N30双流低压缸。“HMN”组合的功率范围为 300MW至1100MW。根据排汽容积流量的大小（背压及 功率）可选配1至3个低压缸。因此该功率等级机组技术先 进、成熟、安全可靠；且所有的最新技术近期均有成功的
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2.上汽－西门子型1000MW汽 轮机设计和结构特点
低压缸结构
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2.上汽－西门子型1000MW汽 轮机设计和结构特点
2.2.6 采用全三元气动高效率叶片
第五代“T4X”叶片型线
目前在超超临界汽轮机中应用的第五代“T4X”型线不仅 叶型损失小，而且有较宽广的冲角适应范围。
变反动度叶片技术
整体自带围带结构，动应力小，抗高温蠕变性能好。
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2.上汽－西门子型1000MW汽 轮机设计和结构特点
2.2.7 汽缸落地设计
所有高中压汽缸和低压的内缸均通过轴承座直 接支撑在基础上，汽缸不承受转子的重量，变 形小，易保持动静间隙的稳定。
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2.上汽－西门子型1000MW汽 轮机设计和结构特点
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1. 前 言
上汽—西门子型、东汽—日立型、哈汽—东芝 型汽轮机都是吸取其技术支持方成熟的结构设计 、先进的通流技术、高温材料和长叶片技术基础 上优化组合有良好运行实践的最新技术，设计制 造了具有容量大、效率高、安全可靠、运行灵活 和维护方便等特点的新一代超超临界汽轮机。本 文将分别对三种机型的关键技术及特点进行分别 介绍。
超超临界汽轮机旁路系统的选型
专题专家论坛热点聚焦新成果与技术应用讨论与建议技术监督经验交流可靠性技术标准与修订国际电力您的位置： 热点聚焦 >超超临界机组汽轮机旁路系统的选型[返回目超超临界机组汽轮机旁路系统的选型张新春,刘 郁（华电国际邹县发电厂，山东省 邹城市 273522）摘 要： 介绍了超超临界机组汽机旁路系统的功能及类型，对华能玉环电厂4×1 000 MW超超临界机组与华电国际邹四期2×1 000 MW超超临界机组的汽轮机旁路系统的设置方案进行了比较。
前者选用的是高、低压两级串联旁路系统，后者一级大旁路系统，他们在旁路系统的设置上有较大不同，但专家论证认为这2种旁路系统均是可行的。
文章还对旁路系统选组启动、运行方式、控制造价2个方面进行了说明。
关键词： 火力发电厂；超超临界机组；汽轮机；锅炉；旁路系统；机组启动中图分类号： TK26华能玉环电厂、华电国际邹县电厂四期扩建工程，均为1 000 MW等级的超超临界机组，是我国目前正在建单机容量最大、参数最高的大型燃煤火力发电机组，分别由华东电力设计院和西北电力设计院承担电厂的总体计。
在旁路系统的选型中进行了广泛的调研后，分别选用了高、低压两级串联旁路和高压一级大旁路，对我国超临界大容量机组旁路系统的选型具有一定的借鉴意义。
1 超超临界机组汽机旁路系统型式目前国际上超临界和超超临界机组的可靠性已达到相当高的水平。
超超临界机组已在欧洲和日本得到广泛用。
大容量超超临界机组旁路系统的应用情况从目前的欧洲和日本应用来看主要可分为4种类型：三用阀旁路系一级大旁路系统、三级旁路系统和两级串联旁路系统。
这4种类型的旁路系统，在我国正在运行的亚临界参数机均有使用业绩，但超超临界机组设备主要选用高压一级大旁路系统和高、低压两级串联旁路系统。
下面对这2种分别进行介绍。
1.1 高压一级大旁路系统图1 高压一级大旁路系统简图高压一级大旁路系统简图如图1所示。
当此种旁路系统投运时主蒸汽经减压减温后快速直接排入凝汽器。
013 1000MW超超临界机组汽轮机启动调试-李续军.
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图3-1
汽轮机总体布置图
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图3-2
玉环电厂汽轮机视图
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图3-3
玉环电厂汽轮机正视图
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3.2
高压缸技术特点
高压缸采用单流、双层缸设计共14 级。外缸为轴 向对分桶形结构, 内缸为垂直纵向平分面结构。由 于缸体为旋转对称, 避免了应力集中, 使得机组在 启动、停机或快速变负荷时缸体的温度变化梯度 很小，热应力保持在一个很低的水平。圆筒型高 压外缸(见图4) 有极高的承压能力,安全可靠性高 。用于玉环机型的高压缸积木块H30的设计压力 达到30MPa。
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2.2 汽轮机及其系统
玉环电厂汽轮机是上海汽轮机有限公司引进德国西门子技术生产的 1000MW超超临界汽轮发电机组。型号为N1000-26.25/600/600 （TC4F）。汽轮机型式是超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四 排汽、双背压、凝汽式、采用八级回热抽汽。 主蒸汽管道采用双-单-双连接方式，再热蒸汽采用二根平行管道供汽。 每台机组设置一套高压和低压两级串联汽轮机旁路系统，机组的旁路 容量按40%BMCR设置。 调节系统采用西门子T3000数字电液调节系统。 汽轮机保安系统不设计机械式超速保安装置，只设计两套电子式超速 保安装置，通过危急跳闸ETS系统危急遮断，能确保机组在设备出现 危险工况时快速有效的执行汽轮机跳闸命令，保障设备的安全。 汽轮机配用一套EH高压抗燃油系统。
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图2 锅炉燃烧器实际燃烧图
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锅炉A层PM燃烧器浓侧改为等离子燃烧器，配用烟台龙源科技公司等离子 点火装置。 锅炉设内置式启动系统，由启动循环泵、启动分离器、贮水箱、疏水扩容 器、水位控制阀（WDC阀）、凝结水疏水泵等设备组成。 采用PM-MACT型八角反向双切圆布置的摆动燃烧器。燃烧器布置见图1和 图2。 BMCR工况锅炉主要设计参数： 2953 t/h 锅炉最大蒸发量 27.46 MPa 主蒸汽压力 605 主蒸汽温度 ℃ 6.14/5.94 MPa 再热蒸汽(进/出口)压力 377/603 再热蒸汽(进/出口)温度 ℃ 2446 t/h 再热蒸汽流量 298 给水温度 ℃ 129.4 排烟温度(未修正) ℃ 93.68 锅炉效率（BRL工况） ％
华能玉环电厂1000MW超超临界机组工程电缆敷设质量工艺控制
最底层 为 暖通 消防就 地 电缆 。这样使 得进 盘 电缆无 交叉 ，排列 紧密整
齐 ，弧度一致 。 ３２ ．热控 电子 间 电缆夹 层
２概 况 ．
本 工程对 电缆 工程 的要求 比较严 格 ，大部 分 电缆采用 Ｃ 阻然 电 类 缆 ，对公用 重要 回路 电缆 （ 直流 电源 、消 防 、报 警 、应 急 照明 、 如 保 安 电源 等重要 回路 ）采用 Ａ 耐 火 电缆 （ Ｈ— Ｊ 一 ．／ｋ 类 Ｎ Ｙ Ｖ ０６ ｌ Ｖ，ＮＨ —
管 理 观 察 Ｉ
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华能玉环 电厂 １０ ＭＷ超超 临界机组工程 电缆 敷设 质量工艺控制 ００
赵志 勇
天 津 电 力 建 设 公 司
摘 要 ：电缆是 发电厂整个机组 电气专业 的经络 ，其安 装质量工艺的 高低 直接影 响着电气其他 系统的 正常运行与否 ，影响 着其他 系统 的运行 质 量高低 ，从而影响着整个机 组的运行质量 的高低 ，所 以电缆安装 工程是发 电厂施 工 中较重要 的一 个单位工程 。电缆进盘 、异径桥 架 中电缆敷设 、 不同类电缆 的分层 以及敷设过程 中对电缆 的保护等是 直接 影响工艺质量的关键。 关键 词 ： 百 万机 组 电缆 敷 设 电缆 进 盘 电 缆 夹 层 异 型 桥 架
纸会审和现 场核查 ，采用 了多种敷设 方式和 电缆敷设 过程 中的保护措 通 消防就地 电缆 ，为 了进 盘电缆 的工艺 美观 ，在 竖井 口处进行分 层 ，
施 ，有效地解 决 了问题 ，达到 了工艺 质量双赢 的 目的 ，获得监 理单位 把 最上层 划分 为 ３ ０ ８ Ｖ电力 电缆进 盘 电缆 ，次一 层 为进 盘控制 电缆 ，
华能玉环电厂4×1000MW超超临界燃煤发电机组协调控制系统
华能玉环电厂4×1000MW超超临界燃煤发电机组协调控制系统浅析摘要：锅炉是设计的超超临界变压运行直流锅炉,采用п型布置、单炉膛、低nox pm 主燃烧器和mact 燃烧技术、反向双切园燃烧方式,炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、循环泵启动系统、一次中间再热、调温方式除煤/水比外,还采用烟气分配挡板、燃烧器摆动、喷水等方式.关键词：变压运行协调控制1．概述玉环电厂4×1000mw 超超临界燃煤火力发电机组:锅炉是设计的超超临界变压运行直流锅炉,采用п型布置、单炉膛、低nox pm 主燃烧器和mact 燃烧技术、反向双切园燃烧方式,炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、循环泵启动系统、一次中间再热、调温方式除煤/水比外,还采用烟气分配挡板、燃烧器摆动、喷水等方式.锅炉采用平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构,设计煤种为神府东胜煤,校核煤种为晋北煤,锅炉最大连续蒸发量2953t/h,主蒸汽额定温度为605ºc,主汽压力27.56 mpa,再热蒸汽额定温度为603ºc,再热压力5.94 mpa.汽轮机由上海汽轮机厂(德国西门子公司提供技术支持)设计的一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机, 额定参数26.25mpa/600ºc/600ºc.发电机由上海发电机厂(德国西门子公司提供技术支持)设计,额定参数 1056mva/27kv/1000mw,冷却方式水-氢-氢.dcs 采用艾默生公司的ovation 系统,deh 采用西门子公司sppa-t3000 系统.单元机组采用协调控制.2. 超超临界燃煤火力发电机组协调控制系统我厂机组协调控制系统根据锅炉侧控制对象总的分为机炉协调、锅炉跟随、锅炉输入和锅炉手动四种运行方式,同时锅炉有湿态方式(汽水循环工况)和干态方式(直流工况)两种运行方式,实际细分为八种运行方式:机炉协调湿态、锅炉跟随湿态、锅炉输入湿态、锅炉手动湿态和机炉协调干态、锅炉跟随干态、锅炉输入干态、锅炉手动干态.每种运行方式的逻辑判断详见图4(控制方式判断逻辑).2.1 负荷指令处理负荷变化率设定:负荷速率由运行手动给定或由负荷产生自动的负荷变化率.负荷变化率的限制加在目标负荷信号上,以消除负荷需求信号的突然变化.可以用手动或自动的方法设定负荷变化率.在自动方式情况下,给出了由功率需求指令或锅炉输入指令所形成的自动负荷变化率.在手动方式情况下,运行人员在画面上手动设定负荷变化率.作为速率限制条件还要考虑汽机应力情况,由汽机应力所引起的负荷率的上限送给负荷目标信号.2.2 机炉协调控制回路2.2.1 锅炉主控回路在锅炉输入方式(bi)下,锅炉输入需求指令可由操作人员通过bid 设定器来设定.当发生了rb 工况时,锅炉输入需求指令是根据预先设定的rb 目标负荷和负荷变化率产生的.在锅炉手动方式(bh)下,锅炉输入需求指令在干态运行时根据给水流量(mw 偏置)生成,而在湿态运行时根据实际功率生成.锅炉采用滑压运行方式,在各种工况下严格按照负荷-压力曲线运行,一般情况下不允许运行人员干预汽压设定.当机组负荷指令在0-310mw 之间为定压方式,压力定值为8.4mpa; 当机组负荷指令在310-900mw 之间为滑压方式,压力定值为8.4-27.56 mpa 之间; 当机组负荷指令在900-1000mw 之间为定压方式,压力定值为27.56 mpa.即在低、高负荷段为机组安全运行考虑,采用定压方式;在负荷中间段为机组运行经济性考虑,采用滑压方式.函数发生器f(x)根据负荷需求指令或锅炉输入指令整定出对应的压力定值,为防止压力定值变化过快,设置速率限制模块和迟延环节.2.2.2 汽机主控回路当主汽压力偏差在协调控制运行期间超出了预先确定的范围(+/-0.7mpa)时,汽机主控将控制主汽压力而不是功率,以稳定锅炉输入与汽机输出之间的平衡.这就是汽机调速器的超驰控制.在锅炉输入(bi)或锅炉手动(bh)方式下,通过单独的主汽压pi 调节器,控制主汽压以改进控制性能.2.3 协调控制方式2.3.1 机炉协调方式(cc)这是机组正常运行方式.把机组负荷需求指令(就是功率需求)送给锅炉和汽机,以便使输入给锅炉的能量能与汽机的输出能量相匹配.汽轮发电机控制将直接跟随mw(功率)需求指令.锅炉输入控制在干态方式时跟随经主蒸汽压力偏差修正的mw 需求指令,在湿态方式运行时直接跟随mw 需求指令.期望在这种方式下能稳定运行,因为汽机调速器的阀门能快速响应mw 需求指令,因此也会快速改变锅炉负荷.这种控制方式可以极大地满足电网的需求.2.3.2 锅炉跟踪方式(bf)汽机主控在协调控制方式(cc)运行期间切换到手动时,运行方式就会从cc 方式切换到bf方式.在这种运行方式下,机组负荷由操作人员手动设定,锅炉的需求指令由逻辑自动生成.锅炉主控在干态方式时控制主蒸汽压力(这个主蒸汽压力信号是用实际的mw 信号修正的),并且实际的mw 信号跟踪mw 需求信号;湿态时bid 跟随mwd(速率限制).水燃料比(wfr)控制在干态时为水分离器入口温度(twsi)过热.2.4 协调控制系统的安全保护功能我厂协调控制系统设计了rb 和负荷闭锁功能.2.4.1 负荷闭锁增减负荷增/减闭锁功能的作用就是维持机组稳定运行,它是机组控制系统保护功能的一部分.如果某些子控制回路(如汽机调速器、给水、燃料和风)的指令输出在协调控制方式/锅炉控制输入方式下超过了其控制范围的限制值,那么机组就不能稳定运行，当负荷增/减闭锁条件存在时,负荷变化率被强制设置为零,并且闭锁负荷增减.直到相关的子控制回路回复到其控制的范围内,闭锁功能才复位,此时才允许机组增减负荷.2.4.2 rb 功能机组运行时,当主要辅机突然发生故障,造成机组承担负荷能力下降,要求机组的负荷指令处理装置将机组的实际负荷指令迅速降到机组所能承担的水平,这种辅机故障引起机组实际负荷指令的快速下降称为快速减负荷,简称rb(run back).rb 功能使机组在主要辅机跳闸,出力达不到设定负荷要求时,自动将负荷快速稳定地降到机组允许的负荷设定点上,从而使机组在一个较低的负荷点维持安全稳定地运行,避免停机或设备损坏事故的发生.rb 负荷返回的速率以及所应返回到的新的负荷水平与发生故障的辅机有关.3. 在调试中应注意的问题(1)在调试前应严格按照厂家的设计原理仔细检查控制系统组态:检查功率形成回路、负荷变化率回路、负荷高低限回路及闭锁增减逻辑;检查主蒸汽压力设定点变化速率回路、负荷压力曲线;检查系统工作切换逻辑等.并确认现组态逻辑与设计的完全吻合.(2)在静态试验时应注意的问题:静态参数整定,检查各功能块的静态参数、高低报警设置、偏差报警限值.开环试验,检查信号流程和方向、调节器方向、手自动无扰切换、跟踪、动作方向、连锁、越限报警、工作方式之间的无扰切换.必须保证上述逻辑的正确无误. (3)要以全局的观点看待协调控制系统的投入.在投入协调控制系统之前,必须逐步投入各控制子回路,如给水、燃料、水燃比、风、炉膛负压、主汽温、再热汽温等控制,并且确保这些回路自动控制系统工作稳定,才允许逐步进行带负荷的deh 特性试验、燃料量变动试验、系统的整定和投入,最终进行变负荷的协调控制系统试验.。
玉环电厂调研报告[1]1
![玉环电厂调研报告[1]1](https://img.taocdn.com/s3/m/b4e638bedd3383c4bb4cd290.png)
华能玉环电厂调研报告7月15日至16日，我与达拉特电厂的5名同志去浙江华能玉环电厂进行调研，调研内容为检修管理、运行管理、节能管理、环保管理、燃料管理、输上煤系统高分子聚乙烯托辊使用情况。
现将调研情况进行汇报。
一、玉环电厂基本情况玉环电厂位于浙江省台州市玉环县大麦屿开发区，电厂三面环山，一面临海。
隶属华能集团公司下属的华能国际电力股份公司，规划容量6台百万级千瓦机组。
截至2007年11月已建成投产4台100万千瓦超超临界机组。
2008年7月被环保部授予“国家环境友好工程”称号。
锅炉由哈尔滨锅炉厂供货，日本三菱技术支持。
汽轮机和发电机分别由上海汽轮机厂和上海汽轮发电机厂供货，由德国西门子公司提供技术支持。
部门设置少（共7个），正式职工不足400人。
日常维护、检修除输煤、脱硫的检修外其他均外包给浙江火电下属的检修公司。
全年合同款5000万元，包括四台机组的日常维护、设备定检、消缺以及职工食堂、绿化、生产、生活设施的维护等。
机组大、中、小修另外招标，不包含在大合同内。
四台机组中有一台机组通过改造实现了向大气零排放，其他机组将陆续进行改造。
二、文明生产管理1、厂区环境玉环电厂倡导文明生产，和谐环境，打造花园式企业。
厂区内采用自然植被绿化厂区，供水区主要种植耐荫、耐湿的常绿物种;储煤及输煤区种植具有抗酸、吸收二氧化硫气体和吸尘滞尘习性的常绿乔木，目前整个厂区绿化面积达40万平方米，占总面积的54%。
厂区及生产现场的路面，马路道牙及沟盖板无破损现象。
厂区的井圈、井盖完整齐全并与地面齐平接缝严密且标识齐全、合理。
外墙全部采用化妆板，便于清理。
厂区外观整体布置有序，整洁无杂物，环境优美，道路比较清洁，草坪松软翠绿。
最吸引人的是办公楼前的展现职精神状态的立柱电子显示屏，工作时间不间断播放，展现职工的生活和工作状态。
从而增强职工的自豪感和归属感，起到很好的凝聚人心作用。
(厂房外观)（厂区道路）（厂区草坪）（厂区灌木）（厂区鱼池）（办公楼前展示屏）2、现场环境（1）锅炉、汽机厂房环境由于良好的基建条件和精心的设备维护和检修，现场设备跑、冒、滴、漏现象基本杜绝，电动给水泵油档、密封油系统、磨煤机油站无明显渗油，汽机厂房设备较干净。
玉环发电厂(2011年11月1日)
Yuhuan fadianchang玉环发电厂(Yuehuan power plant)位于浙江省台州市玉环县大麦屿开发区西侧。
概况电厂安装4×1000MW超超临界燃煤发电机组，同步建设全烟气脱硫装置，工程分两期连续建设，是国家“863”计划“超超临界燃煤发电技术”课题的依托工程，研究成果荣获2007年国家科学技术一等奖。
1号机组2004年6月28日开工，2006年11月28日投产，标志着中国首台自主设计和建设的1000MW机组火电工程建成，2号、3号、4号机组先后于2006年12月30日、2007年11月11日、2007年11月25日投产。
2010年安装了全烟气脱硝装置。
电厂外貌参见彩图插页第页第图。
技术特点主机设备锅炉为超超临界变压运行垂直管圈水冷壁、单炉膛、一次中间再热、八角双火焰切圆燃烧方式、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢悬吊结构 型直流锅炉，BMCR主汽流量为2953t/h、压力/温度为27.56MPa(g)/605℃，额定工况保证效率(LHV)93.65%，由哈尔滨锅炉厂有限责任公司供货；汽轮机为超超临界、一次中间再热、凝汽式、单轴、四缸四排汽双背压汽轮机，海水冷却、一次循环，额定功率1000MW，额定主汽压力/温度为26.25MPa(a)/600℃，额定背压4.4/5.4kPa(a)，保证热耗7316kJ/(kW·h)，由上海汽轮机有限公司供货；发电机为水氢氢冷却、无刷励磁汽轮发电机，名牌功率1000MW，额定容量1056MVA，功率因数0.9，由上海汽轮发电机有限公司供货。
总平面布置 500kV配电装置-主厂房及脱硫设施-贮煤场三列式布置，4炉共用一座输煤栈桥，辅助、附属设施布置在主厂房固定端侧。
厂区占地面积75.3hm2。
主厂房布置汽机房-除氧间-煤仓间-锅炉房四列式布置，A排距烟囱中心线238m；“四机一控”集控楼布置在主厂房固定端，两炉合用一座240m双管集束式钢内筒烟囱；主厂房为钢结构，运转层标高17m。
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1 概述玉环电厂4×1000MW 超超临界燃煤火力发电机组:锅炉是由哈尔滨锅炉厂有限责任公司(三菱重工业株式会社提供技术支持)设计的超超临界变压运行直流锅炉,采用П 型布置、单炉膛、低NOX PM 主燃烧器和MACT 燃烧技术、反向双切园燃烧方式,炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、循环泵启动系统、一次中间再热、调温方式除煤/水比外,还采用烟气分配挡板、燃烧器摆动、喷水等方式.锅炉采用平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构,设计煤种为神府东胜煤,校核煤种为晋北煤,锅炉最大连续蒸发量2953t/h,主蒸汽额定温度为605ºC,主汽压力27.56 MPa,再热蒸汽额定温度为603ºC,再热压力5.94 MPa.汽轮机由上海汽轮机厂(德国西门子公司提供技术支持)设计的一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机, 额定参数26.25MPa/600ºC/600ºC.发电机由上海发电机厂(德国西门子公司提供技术支持)设计,额定参数1056MVA/27kV/1000MW,冷却方式水-氢-氢.DCS 采用艾默生公司的OVATION 系统,DEH 采用西门子公司的SPPA-T3000 系统.单元机组采用协调控制.2 超超临界燃煤火力发电机组协调控制系统我厂机组协调控制系统根据锅炉侧控制对象总的分为机炉协调、锅炉跟随、锅炉输入和锅炉手动四种运行方式,同时锅炉有湿态方式(汽水循环工况)和干态方式(直流工况)两种运行方式,实际细分为八种运行方式:机炉协调湿态、锅炉跟随湿态、锅炉输入湿态、锅炉手动湿态和机炉协调干态、锅炉跟随干态、锅炉输入干态、锅炉手动干态.每种运行方式的逻辑判断详见图4(控制方式判断逻辑).2.1 负荷指令处理负荷指令处理回路见图1.它主要完成目标负荷设定、一次调频、高低负荷设定及限幅、升降负荷速率限制及负荷闭锁增减等功能.在协调运行方式下机组的目标负荷由运行人员设定,或接收电网调度系统发来的中调指令.如果选择了除协调方式外的方式,那么实际负荷指令自动跟踪发电机实际负荷.负荷变化率设定:负荷速率由运行手动给定或由负荷产生自动的负荷变化率.负荷变化率的限制加在目标负荷信号上,以消除负荷需求信号的突然变化.可以用手动或自动的方法设定负荷变化率.在自动方式情况下,给出了由功率需求指令或锅炉输入指令所形成的自动负荷变化率.在手动方式情况下,运行人员在画面上手动设定负荷变化率.作为速率限制条件还要考虑汽机应力情况,由汽机应力所引起的负荷率的上限送给负荷目标信号.频率偏置:一次调频功能是机组的必备功能,并且不能随意切投,电调机组无论在那种运行方式下运行都必须参与一次调频.DEH 一般是将一次调频信号直接迭加在调速汽门指令上.在协调方式下,由DCS 和DEH 共同完成一次调频功能,这样既保证了一次调频的速度,又保证了机组参与一次调频的持续性.频率偏置只用于协调控制方式被选择时,并且考虑主蒸汽压力的修正,提供频差的高/低和速率限制,防止锅炉输入控制需求指令的波动,以维持锅炉在安全的范围内运行.负荷的高低限制:目标负荷限幅上下限,由运行人员在操作画面上设定,对负荷需求信号的高值和低值的限制,并且只能在协调控制运行方式下使用.经过高低限制的负荷需求信号转换成功率需求信号(MWD).2.2 机炉协调控制回路2.2.1 锅炉主控回路锅炉主控回路见图2.在协调控制方式(CC)下锅炉输入需求(BID)信号由功率需求信号(MWD)、功率偏差校正信号和主汽压力修正信号组成.在锅炉跟随方式(BF)下由实际功率和主蒸汽压力修正信号组成.在锅炉输入方式(BI)下,锅炉输入需求指令可由操作人员通过BID 设定器来设定.当发生了RB 工况时,锅炉输入需求指令是根据预先设定的RB 目标负荷和负荷变化率产生的.在锅炉手动方式(BH)下,锅炉输入需求指令在干态运行时根据给水流量(MW 偏置)生成,而在湿态运行时根据实际功率生成.锅炉采用滑压运行方式,在各种工况下严格按照负荷-压力曲线运行,一般情况下不允许运行人员干预汽压设定.当机组负荷指令在0-310MW 之间为定压方式,压力定值为8.4MPa; 当机组负荷指令在310-900MW 之间为滑压方式,压力定值为8.4-27.56 MPa 之间; 当机组负荷指令在900-1000MW 之间为定压方式,压力定值为27.56 MPa.即在低、高负荷段为机组安全运行考虑,采用定压方式;在负荷中间段为机组运行经济性考虑,采用滑压方式.函数发生器f(x)根据负荷需求指令或锅炉输入指令整定出对应的压力定值,为防止压力定值变化过快,设置速率限制模块和迟延环节.最终生成的锅炉指令BID 信号并行送给给水控制系统和燃料控制系统,即锅炉指令直接送给水主控,而锅炉指令经过水燃比修正后送燃料主控,燃料指令乘风燃比(经过氧量校正)送风量控制.2.2.2 汽机主控回路汽机主控回路见图3.当选择了协调控制方式(CC)时,汽机主控将跟随机组主控和功率控制(发电机负荷),以便使实际功率与功率需求信号(MWD)相匹配,即为为功率控制.同时考虑修正功率功能也被考虑,就是用主汽压力偏差来修正实际功率,并对汽机调速器阀功能给出某些限制.当主汽压力偏差在协调控制运行期间超出了预先确定的范围(+/-0.7MPa)时,汽机主控将控制主汽压力而不是功率,以稳定锅炉输入与汽机输出之间的平衡.这就是汽机调速器的超驰控制.在锅炉输入(BI)或锅炉手动(BH)方式下,通过单独的主汽压PI 调节器,控制主汽压以改进控制性能.批注[wyp1]: 删除当在协调控制方式(CC)运行时,汽机主控切为手动,即切换为锅炉跟随方式(BF).最终生成的汽机指令信号(4-20mA)通过硬接线送给DEH.2.3 协调控制方式2.3.1 机炉协调方式(CC)这是机组正常运行方式.把机组负荷需求指令(就是功率需求)送给锅炉和汽机,以便使输入给锅炉的能量能与汽机的输出能量相匹配.汽轮发电机控制将直接跟随MW(功率)需求指令.锅炉输入控制在干态方式时跟随经主蒸汽压力偏差修正的MW 需求指令,在湿态方式运行时直接跟随MW 需求指令.期望在这种方式下能稳定运行,因为汽机调速器的阀门能快速响应MW 需求指令,因此也会快速改变锅炉负荷.这种控制方式可以极大地满足电网的需求.为了投入协调控制(CC)运行方式,不仅要把锅炉输入控制和汽机主控投入自动运行,而且还要把所有的主要控制回路都投入自动运行,诸如给水、燃料量、风量和炉膛压力控制等.在这种方式下,水燃料比(WFR)控制在干态时为汽水分离器入口温度(Twsi)过热比率的控制,湿态时为WFR 自动或高压汽机旁路(HP-TB)阀主汽压自动控制.2.3.2 锅炉跟踪方式(BF)汽机主控在协调控制方式(CC)运行期间切换到手动时,运行方式就会从CC 方式切换到BF 方式.在这种运行方式下,机组负荷由操作人员手动设定,锅炉的需求指令由逻辑自动生成.锅炉主控在干态方式时控制主蒸汽压力(这个主蒸汽压力信号是用实际的MW 信号修正的),并且实际的MW 信号跟踪MW 需求信号;湿态时BID 跟随MWD(速率限制).水燃料比(WFR)控制在干态时为水分离器入口温度(Twsi)过热.2.4 协调控制系统的安全保护功能我厂协调控制系统设计了RB 和负荷闭锁功能.2.4.1 负荷闭锁增减负荷增/减闭锁功能的作用就是维持机组稳定运行,它是机组控制系统保护功能的一部分.如果某些子控制回路(如汽机调速器、给水、燃料和风)的指令输出在协调控制方式/锅炉控制输入方式下超过了其控制范围的限制值,那么机组就不能稳定运行,因此在下列条件下闭锁负荷指令增:①汽机主控指令高限;②机组负荷高限;③燃料指令高限;④风量指令高限;⑤给水泵指令高限;⑥给水泵过负荷;⑦给水指令大于燃料交叉限制;⑧燃料指令大于风量交叉限制;⑨燃料指令大于给水交叉限制;⑩频差大于0.3Hz.在下列条件下在闭锁负荷指令减:①汽机主控指令低限;②机组负荷低限;③燃料指令低限;④风量指令低限;⑤给水指令低限;⑥省煤器保护;⑦给水指令小于燃料交叉限制;⑧风量指令大于燃料交叉限制;⑨频差大于-0.3Hz.当负荷增/减闭锁条件存在时,负荷变化率被强制设置为零,并且闭锁负荷增减.直到相关的子控制回路回复到其控制的范围内,闭锁功能才复位,此时才允许机组增减负荷.2.4.2 RB 功能机组运行时,当主要辅机突然发生故障,造成机组承担负荷能力下降,要求机组的负荷指令处理装置将机组的实际负荷指令迅速降到机组所能承担的水平,这种辅机故障引起机组实际负荷指令的快速下降称为快速减负荷,简称RB(RUN BACK).RB 功能使机组在主要辅机跳闸,出力达不到设定负荷要求时,自动将负荷快速稳定地降到机组允许的负荷设定点上,从而使机组在一个较低的负荷点维持安全稳定地运行,避免停机或设备损坏事故的发生.RB 负荷返回的速率以及所应返回到的新的负荷水平与发生故障的辅机有关.我厂设计的RB 功能有:(1) 两台送风机运行,其中一台跳闸;(2) 两台引风机运行,其中一台跳闸;(3) 两台一次风机运行,其中一台跳闸;(4) 两台空预器运行,其中一台跳闸;(5) 两台汽动给水泵运行,其中一台跳闸;(6) 制粉系统根据情况分为跳一套、两套制粉系统或更多.在RB 工况下,自动选择锅炉输入控制方式(BI),根据RB 的内容在锅炉输入方式下以预先设定的目标值和变化率来减少锅炉的输入需求指令,直到机组负荷达到电厂余下的辅机设备出力的水平.为了产生一个迅速减少的锅炉输入需求指令,锅炉输入指令去的每个子回路(给水控制、燃料和风量控制和炉膛压力控制)必须处于自动运行方式.此外,为了达到快速稳定压力控制以防止由于锅炉输入变化造成主蒸汽压力波动的目的,还要求汽机主控处于自动运行方式.3 在调试中应注意的问题(1)在调试前应严格按照厂家的设计原理仔细检查控制系统组态:检查功率形成回路、负荷变化率回路、负荷高低限回路及闭锁增减逻辑;检查主蒸汽压力设定点变化速率回路、负荷压力曲线;检查系统工作切换逻辑等.并确认现组态逻辑与设计的完全吻合.(2)在静态试验时应注意的问题:静态参数整定,检查各功能块的静态参数、高低报警设置、偏差报警限值.开环试验,检查信号流程和方向、调节器方向、手自动无扰切换、跟踪、动作方向、连锁、越限报警、工作方式之间的无扰切换.必须保证上述逻辑的正确无误. (3)要以全局的观点看待协调控制系统的投入.在投入协调控制系统之前,必须逐步投入各控制子回路,如给水、燃料、水燃比、风、炉膛负压、主汽温、再热汽温等控制,并且确保这些回路自动控制系统工作稳定,才允许逐步进行带负荷的DEH 特性试验、燃料量变动试验、系统的整定和投入,最终进行变负荷的协调控制系统试验.3 在调试中应注意的问题(1)在调试前应严格按照厂家的设计原理仔细检查控制系统组态:检查功率形成回路、负荷变化率回路、负荷高低限回路及闭锁增减逻辑;检查主蒸汽压力设定点变化速率回路、负荷压力曲线;检查系统工作切换逻辑等.并确认现组态逻辑与设计的完全吻合.(2)在静态试验时应注意的问题:静态参数整定,检查各功能块的静态参数、高低报警设置、偏差报警限值.开环试验,检查信号流程和方向、调节器方向、手自动无扰切换、跟踪、动作方向、连锁、越限报警、工作方式之间的无扰切换.必须保证上述逻辑的正确无误. (3)要以全局的观点看待协调控制系统的投入.在投入协调控制系统之前,必须逐步投入各控制子回路,如给水、燃料、水燃比、风、炉膛负压、主汽温、再热汽温等控制,并且确保这些回路自动控制系统工作稳定,才允许逐步进行带负荷的DEH 特性试验、燃料量变动试验、系统的整定和投入,最终进行变负荷的协调控制系统试验.。