600MW超临界机组低压加热器水位控制系统设计
600MW超临界机组低压加热器正常疏水改造
Ｍ Ｐａ
真 空
℃
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ｌＯ ５
４
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１Ｏ ５
４
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１０ ５
４
１０ ６ ຫໍສະໝຸດ ４ 水 的热 量不 能被 充分 利 用 ， 加 了下一 级 低 加 的抽 增 汽量 ， 造成机 组 整体经 济性 降低 。 低 压加 热器疏 水 系统调 节 门参 数 如下 ：
水不 畅 ， ２机 组更 为严 重 ， ２机组 负 荷 ５ ０Ｍ 以 ０ Ｗ
低 压加热 器参 数见 表 １ 。
表 １ 低 压 加 热 器 参 数
项目
型 号
单位 ５低 加 ６低 加
Ｌ ５ Ｐ ｍ １１ ０ ４ Ｌ ６ Ｐ ９ ２ ９
７低 加
ＬＰ ７ ６ ９ ４
称， ； 水 临界测量压力 Ｐ ，２ ０ ３Ｍ ａ 最大 质量 流量 ， ２ ． ８ Ｐ ；
１４ ０ ／ ； ２ ７０ ｇｈ 正常质量 流量 ，０ ０ ｇｈ最 小质量流 ｋ １５０ ／ ； ９ ｋ
量 ，２ ００ｋ／ 。 １０ ０ ｇ ｈ
１ 低 加疏水 系统存在 的 问题 分析
自投产 以来 ， 负荷 时 ， 、 、 高 ６ ７ ８低 加 正 常疏
Ｌ ＳＩ Ｅ ＬＥ控制 阀 门规 格 书 ； 在 系 统 ， 热器 疏 所 加 水 系统— — ５低加 至 ６低 加 正 常疏 水调 节 门 ； 流
ｈ １ ２ ９ ８ ２ ． ５ ２ ． ５ １ ２ ５ ８． ５ １ ８ ９ ８ １９ ８ ９ ８ ８ ９ ８ ９ ９ ９ Ｃｈ ＭＰａ ９ ．９ ５９ ２ Ｏ３ ．９ ４ ７ ３ ７． ２ Ｏ． １ １ ４ ０ ６ ４． ０ ０． ０１ ４ ．０ ０ ８８ ０ Ｏ ．５
600 MW超临界机组低负荷下自动给水控制优化
600 MW超临界机组低负荷下自动给水控制优化
余盛杰;薛森贤;陈树科
【期刊名称】《青海电力》
【年(卷),期】2017(0)2
【摘要】受电源数量增加和经济增长放缓的共同影响,600 MW超临界机组深度调峰已成为一种常态,负荷常降至250 MW以下运行.在低负荷运行时,如一台汽动给水泵跳闸,另一台汽动给水泵流量虽自动快速拉升,总给水流量仍无法在短时间内拉升至"给水流量低低"保护定值以上,导致锅炉MFT保护动作、机组跳闸.通过试验分析,找出低负荷下汽动给水泵给水控制的缺陷并进行改进,提高了机组的运行安全水平,为同类型机组的改造提供了参考方向.
【总页数】4页(P55-58)
【作者】余盛杰;薛森贤;陈树科
【作者单位】珠海金湾发电有限公司,广东珠海 519050;珠海金湾发电有限公司,广东珠海 519050;珠海金湾发电有限公司,广东珠海 519050
【正文语种】中文
【中图分类】TM621
【相关文献】
1.国产600 MW超临界机组给水泵故障减负荷试验 [J], 赖加良;张睿;黄卫剑
2.国产600 MW超临界机组低负荷时给水流量波动的原因及处理 [J], 曾祥卓
3.600 MW超临界CFB机组低负荷运行技术研究 [J], 袁杰;邝伟;邬万竹;廖曼
4.国产超临界600 MW机组主要自动调节系统控制优化 [J], 朱晓星;寻新;王伯春;刘武林;李劲柏
5.660 MW超超临界机组低负荷下凝结水系统控制优化 [J], 郑冬浩;曹志华;董勇卫;钱锋;沈正华
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国华太电600MW超临界机组的给水全程控制
国华太电600MW超临界机组的给水控制方案1．给水系统配置：机组配置2×50%B-MCR调速汽动给水泵和一台30%B-MCR容量的电动调速给水泵。
汽动给水泵各配一台电动定速前置泵，单元连接；电动给水泵作为起动、备用，带液力偶合器，以勺管调节泵轮中液位改变转速，其前置泵由同一电动机拖动，同时启停。
回热级数：3高4低1除氧。
3台高加串联运行，共用一个公共旁路。
锅炉启动系统为不带再循环泵的简单疏水型启动系统，锅炉设二只内置式启动分离器，并设有三只水位控制阀、三只电动闸阀以及直流负荷后的暖管系统等。
过热器配置二级喷水减温装置，左右能分别调节。
在任何工况下（包括高加全切和B-MCR 工况），过热器喷水的总流量约为4%过热蒸汽流量（B-MCR工况下），再热器采用燃烧器摆动调温，喷水减温仅用作事故减温用。
再热器喷水减温器喷水总流量的能力约为5%再热蒸汽流量（B-MCR工况下），设计喷水量为零。
2．给水全程控制：给水控制完成了多重控制任务：保证燃水比、实现过热汽温的粗调、满足负荷的响应。
给水全程控制分为三个阶段:(1)锅炉启动阶段，从锅炉上水到点火前，采用给水流量定值控制。
省煤器进口给水流量自动控制在最小设定值（35%BMCR），开始为调节阀调节给水流量，电泵调节调节阀前后差压。
当调节阀开度>80％，电泵切换为控制给水流量。
（调节阀从80％回落至70％，电泵又切为控制差压，即存在10％的回差）。
(2)带部分负荷阶段，分离器湿态运行，控制分离器水位。
给水流量保持在某个最小常数值（35%BMCR），分离器水位由分离器至除氧器以及分离器至扩容器的控制阀进行调节，给水系统处于循环方式。
分离器水位控制通过改变三只液控调节阀（HV1201、HV1202、HV1203）的开度来实现，是典型的开环控制。
分离器疏水至除氧器旁路液动调整阀HV1201的控制主要由3个参数决定，分别是除氧器压力、分离器压力、分离器水位，分别对应如下的函数关系：阀门的控制是按照这三个函数的规律动作，实际输出到阀门控制装置的控制指令是这三个函数输出值的最小值。
600MW超超临界机组热工控制系统设计与优化
中需要注意 的一些关键 点及相关措施 ， 可供 国内同型机组参考 。
关键词 ： 超超 临界 ； ＭＣ Ｓ ； 连锁保护 ； Ｏ Ｍ Ｗ 火 电机组工程 是华南地区首个超 超 临界燃煤机 组项 目， 其锅 炉采 用哈尔滨锅炉厂 引进三菱 公司 技术制造 的超超 临界变压直流炉 。本文从热工控制 角度 ， 介 绍 其控制系统设计理念 以及调试， 生产过程 中的相关改进措施 ， 以
是在 负荷指 令变化时 ， 各子 系统 （ 水、 煤、 风、 摆 角、 挡板等） 按负 荷变化 速率提前 同步动 作， 尽快缩 短锅炉系 统惯性大 、 迟滞 时 间长 所 造 成 的影 响 ［ １ ］ 。
的稳定性 大大提高 ， 稳态 时全程可 以达到额定 温度参数 ， 动态 时未再发 生汽温大幅下降的情况。 （ ３ ） Ｒ Ｂ控制系统设计。 从整体上讲， Ｒ Ｂ控制系统由触发 回路 、主汽压力 Ｒ Ｂ控制
２ ＭＣ Ｓ系统
超（ 超） 临界机 组 ＭＣ Ｓ系统 的重 点和难 点在“ 协调 控制 ” 、 “ 汽温控制 ” 和“ Ｒ Ｂ控 制 ” ： （ １ ） 协调控制、 汽温控制及其相关性 。 随着 电网 Ａ Ｇ Ｃ考核系统 的严格 执行 ，以锅 炉跟随为基础 的协调控制 系统 已成 为必然之选 。该策略由汽 机直接 响应机 组
①优 化原方案 中 自动调节 回路系统参数 ， 包括 ： 重新 调整 锅炉 Ｂ Ｉ Ｄ指令与水 、 煤、 风等各子系统之 间的参数 曲线 ； 重新调 整锅炉并行前馈 Ｂ Ｉ Ｒ — Ｆ Ｆ ； 增加温 降修正 回路 的强度 ， 扩 大各级
过热汽温 的适应 范围； 调整过热度越 限工况下 的给水 流量 超弛 回路 的强度 （ 增加 当前负荷值 对回路强度 的变增益修 正 ， 防止 给水过量） 。这些措施的实施， 有效增 强了控制 系统适应性 ， 提 高 了调节精度 ， 减小 了变负荷过程 中的汽温动态偏差。
国产600MW超临界机组汽温控制系统分析
国产600MW超临界机组汽温控制系统分析1.引言我国发电装机总容量和发电量均跃居世界第二位。
在年发电量中，火电占81.54%，是我国的主要发电方式。
并且我国是以煤作为发电主要燃料。
我国燃煤电站存在的突出问题是机组效率低，供电煤耗高。
[1]据介绍，我国已探明的煤炭储量为10000亿吨，人均拥有量在世界上处中等水平，加上可采量及开采能力的限制，我国的煤炭供需矛盾仍很突出，并将随火电的发展进一步增大。
由于我国电力工业总体水平与国外先进水平相比有较大差距，能耗高和环境污染严重是目前我国火电厂中存在的两大突出问题，并成为制约我国电力工业乃至整个国民经济发展的重要因素。
因此，在增产煤炭的同时，必须更加重视节约发电用煤工作，提高机组的热效率以实现节能，降低污染物的排放。
[4]对于600MW机组，亚临界参数的供电煤耗仍然和超临界机组有较大差距。
例如，上海石洞口第二发电厂引进的超临界600MW机组，其供电煤耗为300g/kw.h,比同容量的国产亚临界机组煤耗低31g/kw.h，也就是说，一座1000MW的燃煤发电厂，采用超临界参数机组比采用亚临界参数机组每年至少可节约标准煤20多万吨。
我国于20世纪80年代初引进亚临界300MW、600MW机组制造技术，经“七五”、“八五”重大装备技术攻关及优化研究，取得了较大成绩。
但在努力发展火电机组的同时，我们应当注意到目前，世界上超临界参数机组的蒸汽压力已经提高到25－31MPa，蒸汽温度控制在540－600℃。
先进的超临界机组效率已经达到47％～49％,我们与世界先进水平还有很大的差距。
[3]大容量、高参数、高效率的大机组标志着一个国家技术装备水平。
自改革开放以来，我国电力工业的技术水平得到了较大提高。
尤其是近年来，我国新建了一批超临界机组，它们将迅速成为我国电力企业的主力军，因此提高对超临界机组的运行控制水平。
对电力行业的发展有着重要的意义。
目前超临界火电机组的过热汽温很高，要求汽温调节反应迅速，调节幅度要大。
600MW超临界锅炉低负荷防水冷壁超温控制策略
600MW超临界锅炉低负荷防水冷壁超温控制策略摘要：受新能源对电网的影响，火电机组深度调峰任务日渐加重，机组在中低负荷段运行时间增多，且AGC负荷指令和网频波动频繁。
受这些因素影响，机组运行中的一些问题逐渐显露。
锅炉燃烧中磨煤机运行台数少、给水流量低，锅炉受热面和汽水品质反应灵敏，极易发生参数超限，尤其是锅炉受热面管壁在煤量突增而水量不足时，炉管壁温度上升速度快，超过允许值，长期运行极易造成炉管因金属疲劳、高温腐蚀而发生泄漏。
通过对运行参数的分析，查找运行规律，对协调控制中的给水控制回路进行优化和参数调整。
解决这一问题，使得低负荷波动时既能满足煤水比的匹配，又能抑制水冷壁管温度超限，提高锅炉运行的安全性。
关键词：深度调峰；锅炉受热面；壁温超限；控制优化0引言某电厂2×600MW超临界机组，锅炉采用哈尔滨锅炉厂生产的变压直流炉、一次中间再热，采用前后墙对冲燃烧方式、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊Π型结构。
配置6台直吹式中速磨煤机，下层两台磨为等离子点火，燃油系统在后期被取消，配置两台汽动给水泵调整给水流量。
随着国内新能源的大力发展，新能源在电网中的占比快速增长，但新能源受气候条件影响，负荷不稳定，火电机组承担了更多的调峰任务，且在中低负荷段运行时间较多[1]。
在AGC负荷指令和网频波动下，机组工况变化频繁，有时甚至处于振荡，这对机组系统和自动控制形成了严峻的考验[2]。
在50%（300MW）负荷左右，水冷壁温度波动大且易超温，运行人员调整中又造成主汽温度过低情况。
通过对运行参数和调整过程进行分析，找出关键问题，从自动控制策略制定方案并实施解决。
1锅炉水冷壁超温现象分析在50%～60%负荷工况时，选择4台磨煤机运行，下层两台，中上层各一台的磨组运行方式，部分燃煤为低灰熔点煤种。
在AGC负荷指令波动频繁时，水冷壁温度上升较快，易超温。
一般采取降低中间点温度的调整方式，但在煤量降低且煤质变化时，又可能造成汽温快速突降问题。
2x 600 MW机组工程高低压加热器水位控制方案
1工程概述越南翁安电厂一期2×600MW机组工程选址于越南河晋市翁安港,为湿冷凝汽式汽轮发电机组。
锅炉选用巴威亚临界汽包炉,汽机采用日本东芝三缸四排汽、亚临界一次中间再热、凝汽式汽轮机。
拟于2012年底建成投产。
越南翁安电厂一期2×600MW机组工程高低压加热器采用东方电气集团东方锅炉股份有限公司产品。
笔者仅对高低压加热器液位开关、液位变送器配置以及相关的水位控制方案做详细介绍。
2系统设计2.1高压加热器给水及疏水系统描述该工程高压加热器给水系统设置3台全容量、卧式、双流程高压加热器(按照抽汽压力由高到低分别为1号、2号、3号),采用大旁路系统,3台加热器共用一个旁路。
由给水泵出口母管来的给水依次通过3号、2号、1号高压加热器,由1号高压加热器出口通过给水操作台和流量测量装置接至锅炉省煤器入口集箱。
当任何一台高压加热器发生故障时,关闭高压加热器水侧进口三通阀和出口隔离阀,3台高压加热器解列,给水经三通阀旁路向锅炉省煤器直接供水。
高压加热器疏水系统是指在正常运行时,3台高压加热器的疏水采用逐级自流的方式,即1号高压加热器的疏水流入2号高压加热器,2号高压加热器的疏水到3号高压加热器,最后从3号高压加热器的疏水排入除氧器,各级高压加热器均设有单独的事故疏水接口,其疏水管道单独接至凝汽器的疏水系统。
每级高压加热器的正常疏水管道上设置气动角式疏水调节阀,用于控制高压加热器正常水位。
高压加热器事故疏水主要以下有3种情况:一是高压加热器的管子破裂或管板焊口泄露,给水进入壳体造成水位升高;二是正常疏水调节阀故障,疏水不畅造成壳体水位升高;三是下一级高压加热器或除氧器水箱高水位后关闭上一级来的疏水调节阀,上一级高压加热器疏水无出路。
上述任何一种事故情况下,开启有关高压加热器的事故疏水阀,将疏水排到凝汽器。
1号、2号、3号高压加热器的事故疏水均通往凝汽器A,事故疏水管道上装设有气动调节阀,每个调节阀前后都设置有隔离阀。
国产600MW超临界锅炉启动分离器水位调节措施
国产600MW超临界锅炉启动分离器水位调节措施作者：张玄来源：《卷宗》2015年第03期摘要：国产600MW超临界直流锅炉采用带炉水循环泵的启动系统，启动分离器在锅炉启停及湿态运行过程中作为一个汽水分离设备同时又起一个固定蒸发点作用，启动分离器水位过高将造成过热器进水，危机到汽轮机安全，启动分离器水位过低，将造成省煤器前流量低，危机到水冷壁安全。
关键词：超临界直流锅炉；启动分离器；汽水分离；蒸发点1 前言某公司Ⅰ期锅炉采用上海锅炉制造厂生产的超临界变压直流锅炉，启动系统为带循环泵的内置式分离器系统，在锅炉的启动及低负荷运行阶段，炉水循环确保了在锅炉达到最低直流负荷之前的炉膛水冷壁的安全性。
2 研究问题及现状在炉前沿宽度方向垂直布置2只外径/壁厚为φ812.8/90mm的汽水分离器，其进出口分别与水冷壁和炉顶过热器相连接。
每个分离器筒身上方切向布置4根不同內径的进口管接头、顶部布置有2根內径为φ231.7mm至炉顶过热器管接头、下部布置有一个內径为φ231.9mm疏水管接头。
汽和水的引出方向应与汽水引入管的旋转方向相一致，以减少阻力。
在锅炉启停过程或锅炉运行在湿态时，启动分离器起到汽水分离作用，蒸汽进入过热器系统，分离出来的水通过启动系统进入扩容器，使分离出来水的质量和热量得以回收，同时又起到固定蒸发点作用，即必须保证启动分离器水位在可控范围内，水位高导致过热器进水，危机机组安全运行，水位过低，省煤器前最低给水流量不能保证，威胁到水循环安全，所以启动分离器水位控制显得十分重要。
2.1 影响启动分离器水位的因素2.1.1给上泵向炉内补水量的大小，补水量多于排水量，集水箱水位就升高，反之集水箱水位就降低；2.1.2高水位调节阀HWL的开度，在锅炉补水量一定情况下，开度越大，排水量越大，集水箱水位越低；2.1.3启动分离器出口压力变化，若压力突降，将造成虚假水位，启动分离器水位升高，反之启动分离器水位下降；2.1.4锅炉燃烧率的变化，突然增加燃料时，将造成启动分离器水位升高，若给水泵出口压力不变情况下，由于启动分离器压力升高，给水调门后压力与启动分离器出口压力间压差降低，导致锅炉补水量降低导致水位降低；2.1.5启动过程中汽水共胀因素影响。
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教师批阅: 号低加蒸汽进口13、7号低加汽侧放气门14、7号低加汽侧放
水门15、中间隔板
图4－2 7号、8号同壳加热器侧视图
图4－3 低压加热器系统图
传联锁和报警信号用。
图4－4为低加磁翻板式液位计、平衡容器
教师批阅: 连接示意图。
图4－4低加磁翻板式液位计、平衡容器连接示意图
4.2低加水位控制系统
4.2.1 概述
机组一般配备四级共六台串/并联工作（7#A、8#A串联组与
7#B、8#B串联组并联）的低压加热器系统。
其乏汽凝结水正常情况下通过各级低加正常疏水阀逐级疏
放。
即5#疏至6#，6#疏至7#A 和7#B，7#A疏至8#A，7#B疏至
8#B，8#A疏至低背压凝汽器A，8#B疏至高背压凝汽器B。
故障情况下，关闭故障低加正常疏水阀，打开故障低加事故
疏水阀，5#、6#、7#A、8#A向凝汽器疏水扩容器I（低背压凝汽
器侧）紧急疏水；7#B、8#B向凝汽器疏水扩容器II（高背压凝
汽器侧）紧急疏水
7.3执行器：根据能源、介质的工艺要求、安全、控制系统的精度等级、经济效益和现场情况等因素进行综合考虑，因此选择角行程电动执行机构。
其工作原理如下：
伺服放大器将输入信号I
i 和反馈信号I
f
相比较，所得差值信
号经放大后，驱使两相伺服电机转动，带动输出轴改变转角θ。
若差值为正，伺服电机正转，输出轴转角增大；当差值为负时，
伺服电机反转，输出转角减小。
输出转角与输入信号I
i
关系为：
θ=KI
i
式中K为比例系数。
其中还设有自动操作和手动操作的相互切换。
当操作器的的切换开环切向“手动”时，有正反操作按钮直接控
制电机电源，以实现执行器的输出为正转和反转。
执行机构是接
受伺服放大器或操作器的输出信号，是执行其输出︒0～︒
90。
其
原理框图如下：
图7-1 执行器结构图
7.4显示器:在机组运行过程中，不仅要求整个控制回路保持很好
的工作状态，而且还要求它的显示仪表能安全稳定显示。
因此，
所选显示仪表不但要精度等级高，还要工作性能好，有时为了安
全起见还会装多个仪表。
所以，选择精密数字压力计作为
显示仪表，精度等级为0.5级，外接电源220V,50Hz。
教师批阅：
教师批阅：八附图
8．1控制系统接线图
图8-1控制系统接线图
8．2调节器的组态图
教师批阅：图8-2调节器的组态图
教师批阅：8．3模拟量输出/输入通道
输入通道：
输出通道：
图8-3模拟量输出/输入通道
8．4控制系统的SAMA图
教师批阅：图8-4控制系统的SAMA图。