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1、精品名师归纳总结超临界机组的自动发电（ AGC）把握江苏省电力试验争论院有限公司2007年 7月可编辑资料 - - - 欢迎下载精品名师归纳总结1. 超临界机组的特性1.1 临界火电机组的技术特点超临界火电机组的参数、容量及效率超临界机组是指过热器出口主蒸汽压力超过22.129MPa 。目前运行的超临界机组运行压力均为24MPa25MPa ，理论上认为，在水的状态参数达到临界点时 压力22.129MPa 、温度 374. ，水的汽化会在一瞬时完成，即在临界点时饱和水和饱和蒸汽之间不再有汽、水共存的二相区存在, 二者的参数不再有区分。由于在临界参数下汽水密度相等，因此在超临界压力下无法保护自然循
2、环，即不再能接受汽包锅炉，直流锅炉成为唯独型式。提高蒸汽参数并与进展大容量机组相结合是提高常规火电厂效率及降低单位容量造价最有效的途径。与同容量亚临界火电机组的热效率相比，接受超临界参数可在理论上提高效率 2% 2.5% ，接受超超临界参数可提高4% 5% 。目前,世界上先进的超临界机组效率已达到 47% 49% 。1.2 超临界机组的启动特点超临界锅炉与亚临界自然循环锅炉的结构和工作原理不同，启动方法也有较大的差异，超临界锅炉与自然循环锅炉相比，有以下的启动特点：1.2.1 设置特的的启动旁路系统直流锅炉的启动特点是在锅炉点火前就必需不间断的向锅炉进水，建立足够的启动流量，以保证给水连续不断
3、的强制流经受热面，使其得到冷却。一般高参数大容量的直流锅炉都接受单元制系统，在单元制系统启动中，汽轮机要求暖机、冲转的蒸汽在相应的进汽压力下具有50 以上的过热度，其目的是防止低温蒸汽送入汽轮机后凝结，造成汽轮机的水冲击，因此直流炉需要设置特的的启动旁路系统来排除这些不合格的工质。1.2.2 配置汽水分别器和疏水回收系统超临界机组运行在正常范畴内，锅炉给水靠给水泵压头直接流过省煤器、水冷壁和过热器，直流运行状态的负荷从锅炉满负荷到直流最小负荷。直流最小负荷一般为25%45% 。低于该直流最小负荷，给水流量要保持恒定。例如在 20% 负荷时，最小流量为30% 意味着在水冷壁出口有 20% 的饱和
4、蒸汽和 10% 的饱和水，这种汽水混合物必需在可编辑资料 - - - 欢迎下载精品名师归纳总结水冷壁出口处分别，干饱和蒸汽被送入过热器，因而在低负荷时超临界锅炉需要汽水分别器和疏水回收系统，疏水回收系统是超临界锅炉在低负荷工作时必需的另一个系统，它的作用是使锅炉安全牢靠的启动并使其热缺失最小。常用的疏水系统有三种类型：扩容式疏水系统、疏水热交换器式系统和帮忙循环泵式系统，具有不同的结构和不同的效率。1.2.3 启动前锅炉要建立启动压力和启动流量启动压力是指直流锅炉在启动过程中水冷壁中工质具有的压力。启动压力上升， 汽水体积质量差减小，锅炉水动力特性稳固，工质膨胀小，并且易于把握膨胀过程， 但启
5、动压力越高对屏式过热器和再热器和过热器的爱惜越不利。启动流量是指直流锅炉在启动过程中锅炉的给水流量。2. 超临界机组的启动系统2.1 超临界机组启动系统功能及形式2.1.1 启动系统功能超临界直流锅炉启动系统的主要功能是建立冷态、热态循环清洗、建立启动压力和启动流量、以确保水冷壁安全运行。最大可能的回收启动过程中的工质和热量、提高机组的运行经济性。对蒸汽管道系统暖管。启动系统主要由启动分别器及其汽侧和水侧的连接管道、阀门等组成，有些启动系统仍带有启动循环泵、热交换器和疏水扩容器。2.1.2 启动系统形式超临界直流锅炉的启动系统按形式分为内置式和外置式启动分别器 2 种：外置式启动分别器系统只在
6、机组启动和停运过程中投入运行，而在正常运行时解列于系统之外。内置式启动分别器系统在锅炉启停及正常运行过程中均投入运行。不同的是在锅炉启停及低负荷运行期间汽水分别器湿态运行，起汽水分别作用，而在锅炉正常运行期间汽水分别器只作蒸汽通道。2.2 启动系统的把握外置式启动分别器系统的优点是：分别器属于中压容器（一般压力为7 MPa ）， 设计制造简洁，投资成本低。缺点是：在启动系统解列或投运前后过热汽温波动较大，难以把握，对汽轮机运行不利。切除或投运分别器时操作较复杂，不适应快速启停的要求。机组正常运行时，外置式分别器处于冷态，在停炉进行到确定阶段要投入分别器时，对分别器产生较大的热冲击。系统复杂，阀
7、门多，修理工作量大。可编辑资料 - - - 欢迎下载精品名师归纳总结内置式分别器启动系统由于系统简洁及运行操作便利，适合于机组调峰要求。在 直流锅炉进展初接受外置式启动分别系统，随着超临界技术进展，目前大型超临界锅 炉均接受内置式启动分别器系统。内置式分别器启动系统由于疏水回收系统不同，基 本可分为扩容器式、循环泵式和热交换器式3 种。在这里介绍哈尔滨锅炉厂生产的HG-1950/25.4-YM1型锅炉，接受超临界压力、一次中间再热、平稳通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构 型布置的前后墙对冲燃烧方式的本生型直流锅炉，启动系统接受工质和热量回收成效好的带再循环泵的内置式启动分别器系统，其结构如图
8、2.1 所示：图 2.1 HG-1950/25.4-YM1型锅炉内置式启动分别系统带再循环泵的内置式启动分别器系统由以下设备组成。1) 启动再循环泵锅炉启动时，锅炉管路冲洗和上水冲洗终止后，如中意启动答应条件：循环泵冷却水流量正常、循环泵出口隔离阀关闭、最小流量隔离阀关闭、贮水箱水位正常、再循环调剂阀关闭，运行人员可以手动启动循环泵。在降负荷过程中，假如负荷40% 锅炉最大连续蒸发量（ BMCR ）、燃烧器在燃烧、且中意循环泵启动答应条件，就循环泵自动启动。在启动循环泵一段时间内，假如最小流量隔离阀和启动再循环隔离阀都 未开，再循环泵跳闸。2) 最小流量隔离阀循环泵启动后5s 联锁开启最小流量
9、隔离阀。在锅炉运行过程可编辑资料 - - - 欢迎下载精品名师归纳总结中，假如循环泵在运行，再循环流量大于定值时，隔离阀自动关闭。当再循环流量超过低限时，隔离阀自动打开。3) 再循环隔离阀循环泵启动后 5s 联锁打开再循环隔离阀，循环泵停止联锁关闭再循环隔离阀。4) 过冷水隔离阀为防止循环泵入口水饱和汽化，威逼循环泵安全，系统设计了一路从省煤器入口 过来的过冷水到循环泵入口，以增加循环泵入口水的过冷度。当循环泵入口水的过冷 度小于 20，过冷水隔离阀自动打开 过冷度大于 30 时，过冷水隔离阀自动关闭。5) 再循环调剂阀调剂贮水箱水位在设计范畴内。6) 大、小溢流阀当再循环调阀无法调剂贮水箱在
10、正常水位时，小溢流阀先打开。当水位连续升精深过某一高度时，大溢流阀也打开。当水位复原到正常时，大、小溢流阀自动关闭。为了安全，当锅炉压力比较高时，联锁关闭溢流阀。7) 大、小溢流调剂阀大、小溢流调剂阀对贮水箱水位进行开环调剂，水位在某一个范畴内变化时，溢流调剂阀从 0% 开到 100% 。2.3 启动系统运行2.3.1 启动过程直流之前：锅炉给水泵把握分别器水位，负荷逐步增加，始终到纯直流负荷方式后切换到中间点焓值自动把握方式。启动之前：依据冷态、温态、热态启动方式，次序启动锅炉相关的辅机。贮水箱水位由再循环调剂阀和大、小溢流调剂阀把握。启动阶段：省煤器入口的给水流量保持在某个最小常数值。当燃
11、料量逐步增加时，随之产生的蒸汽量也增加，从分别器下降管返回的水量逐步减小，分别器入口湿蒸汽的焓值增加。直流点：分别器入口蒸汽干度达到，饱和蒸汽流入分别器，此时没有水可分别#锅炉给水流量仍保持在某个最小常数值。蒸汽升温阶段：给水流量仍不变，燃烧率连续增加，在分别器中的蒸汽慢慢的过热，分别器出口实际焓值仍低于设定值，温度把握仍未起作用。所以此时增加的燃烧率不是用来产生新的蒸汽，而是用来提高直流锅炉运行方式所需的蒸汽蓄热，到分别可编辑资料 - - - 欢迎下载精品名师归纳总结器出口的蒸汽焓值达到设定值，进一步增加燃烧率，使焓值超过设定值。中间点温度把握阶段：进一步增加燃烧率#给水量相应增加，锅炉开头
12、由定压运行转入滑压运行。焓值把握系统投入运行，分别器出口的蒸汽温度由煤水比把握。当锅炉负荷增加至 35% ，锅炉正式转入干态运行。2.3.2 停机过程机组降负荷：从纯直流锅炉方式切换到启动运行方式，机组把握方式由温度把握切换到水位把握的过程。中间点温度把握阶段：锅炉负荷指令同时削减燃烧率和给水流量，焓值把握系统自动。给水流量逐步削减，达到最低直流负荷流量。蒸汽降温阶段：给水流量仍不变，燃烧率连续减小，在分别器中蒸汽过热度降低，开头有水分别出。直流点：蒸汽过热度完全消逝，流入分别器的蒸汽呈饱和状态。启动阶段：进一步减小燃烧率，给水流量不变，分别器入口蒸汽湿度增加，贮水箱中开头积水，水位把握开头动
13、作，再循环调剂阀和大、小溢流调剂阀自动调剂水 位。3. 超临界机组的和谐与 AGC 把握3.1 超临界机组 CCS 及 AGC 把握中的难点3.1.1 机、炉之间耦合严肃超临界机组把握难点之一在于其非线性耦合，使得常规的把握系统难以达到优良的把握成效。由于直流锅炉在汽水流程上的一次性通过的特性，没有汽包这类参数集中的储能元件，在直流运行状态汽水之间没有一个明确的分界点，给水从省煤器进口开头就被连续加热、蒸发与过热，依据工质（水、湿蒸汽与过热蒸汽）物理性能的差异，可以划分为加热段、蒸发段与过热段三大部分，在流程中每一段的长度都受到燃料、给水、汽机调门开度的扰动而发生变化，从而导致了功率、压力、温
14、度的变化。直流锅炉汽水一次性通过的特性，使超临界锅炉动态特性受末端阻力的影响远比汽包锅炉大。当汽机主汽阀开度发生变化，影响了机组的功率，同时也直接影响了锅炉出口末端阻力特性 ,转变了锅炉的被控特性。由于没有汽包的缓冲，汽机侧对直流锅炉的影响远大于对汽包锅炉的影响。3.1.2 猛烈的非线性超临界机组接受超临界参数的蒸汽，其机组的运行方式接受滑参数运行，机组在可编辑资料 - - - 欢迎下载精品名师归纳总结大范畴的变负荷运行中，压力运行在10MPa 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，在亚临界运行工况工质具有加热段、蒸发段与过热段三大部分，在超临界运行工况汽水的密度相
15、同，水在瞬时转化为蒸汽，因此在超临界运行方式和亚临界运行方式机组具有完全不同的把握特性，是特性复杂多变的被控对 象。因此在设计把握方案时如不考虑自适应变参数把握，将使自动把握系统很在机组整个和谐负荷范畴均达到中意的品质。3.1.3 机组蓄热才能小、锅炉响应慢与AGC 运行方式下要求快速变负荷的冲突超临界机组蒸发区的工质贮量与金属质量相比同参数的汽包炉要小得多，因而其变负荷时依靠降低压力所释放的能量较少，而锅炉侧多接受直吹式制粉系统，存在较大的推迟特性，使得在快速变负荷时机、炉两侧能量供求的不平稳现象尤为严肃，易造成主控参数的大幅波动。但对于电网把握而言，为了用电侧频繁变化下保护频率和联络线交换
16、功率的稳 定，发给各机组的 AGC 指令也是频繁波动的，并要求机组实际负荷能以较快的响应速度跟随调度指令。图 1.1是2006 年6月8日17:30 19:00 江苏电网调度 EMS 系统对华能太仓#4 机组（ 600MW ）的AGC 指令曲线，从图中可看出 AGC 指令每隔 2 3分钟即会变化一次，而且经常来回反向动作，假如机组和谐把握系统设计得不好，在这种负荷扰动下极易造成运行的不稳固。图 3.1 600MW机组 AGC 指令变化曲线3.2 国内外目前把握方案介绍目前，国内大型火电机组的把握系统多为国外进口，和谐把握方案或依据国外厂家的设计做部分改进，或参照国内同类机组把握方案进行设计，对
17、于直流炉机组由于可编辑资料 - - - 欢迎下载精品名师归纳总结应用在国内时间较短，在和谐把握策略上基本上都沿用了国外DCS 厂家的原设计，以下分别分析各家 DCS 公司的和谐把握方案技术特点：1) FOXBORO 公司设计了基于 BF 的 CCS 和基于 TF 的 CCS 两种和谐把握方式（见图 3.2 ），其中 BF-CCS 时机侧同时调功和调压以防止压力偏差过大，并将负荷指令经过惯性环节后才进入汽机功率调剂器，以在变负荷初始阶段减缓汽机侧的 动作速度，防止由于锅炉的的大惯性而使指控参数显现大幅波动，锅炉侧调压并采用负荷指令和汽机调门等效开度的DEB 指令做前馈以加速响应。 TF-CCS
18、时锅炉侧调功并引入负荷指令信号作前馈，汽机调压回路引入功率偏差，利用锅炉蓄能，削减功率波动，可称作综合型和谐把握。图 3.2FOXBORO超临界机组和谐把握方案煤水比把握（见图 3.3 ）上第一依据燃料量指令运算对应的设计给水流量，并依据分别器出口温度与设计值偏差判定目前的给水流量运算值是否合适，并相应的增减省 煤器入口给水流量指令。把握回路中仍同时设计了减温水校正功能，基本思想是：如 系统目前的减温水流量高于设计流量，就应适当下调分别器出口温度的设定值，削减可编辑资料 - - - 欢迎下载精品名师归纳总结给水流量，以使机组工作于效率较高的工况下。图 3.3FOXBORO公司超临界机组煤水比把
19、握方案2) 日立公司把握方案日立公司的和谐把握方案与 FOXBORO 公司设计的基于 BF 的 CCS 较类似，只不过在锅炉指令的前馈处理上未使用 DEB 信号，而直接接受负荷指令 UD 经超前滞后处理后引入燃料量、风量、给水回路中补偿锅炉侧的相应滞后，汽机侧功率回路也同样接受主汽压力偏差修正负荷指令的方法防止主汽压力波动过大。煤水比把握上日立公司接受焓值运算校正功能（见图3.4 ），这样可防止由于水蒸汽在不同工况下的不同焓温特性而造成调剂偏差，第一依据分别器出口压力运算出当前工况下的过热器入口焓设定初值，该焓值经过当前减温水与设计值的偏差或者分别器温度与当前值的偏差校正后产生过热器入口焓设定
20、终值，该最终设定值与过热 器入口实际焓进入焓值校正PID 运算得出给水流量附加值，该值加上由锅炉指令经煤水比曲线和惯性推迟后产生的给水流量初始指令而得出最终的省煤器入口流量指令。可编辑资料 - - - 欢迎下载精品名师归纳总结方案中同时仍设计了给水温度校正回路，通过省煤器出口实际焓与当前工况下的设计焓值比较来修正给水流量的设定值，从而可提前一步排除由于高压加热器故障等因素造成的给水温度扰动。图 3.4 日立公司煤水比修正把握方案3) 西门子公司把握方案西门子公司在超临界机组和谐把握上（见图3.5 ）接受汽机侧纯调功，锅炉侧调压并接受由负荷指令和主汽压力指令共同产生的锅炉加速信号做前馈，提前动作
21、燃料量和给水流量来改善锅炉侧的动态相应特性。并通过以下几种手段来防止显现主汽压力的过大偏差：通过主汽压力偏差限制变负荷速率，防止在压力偏差较大时由于汽机调门的连续动作而使参数更加恶化。可编辑资料 - - - 欢迎下载精品名师归纳总结变负荷时机组负荷指令经过几阶惯性环节后再进入汽机功率调剂器，适当延缓汽机侧的动作速度以等待锅炉侧响应。负荷指令经滑压曲线后也经过几阶惯性环节后再进入锅炉压力调剂器，这样在 变负荷时压力慢上几拍再变，防止同时升/降负荷和压力时锅炉侧负担过重，从而显现参数的较大波动。图 3.5 西门子公司超临界机组和谐把握方案煤水比把握上西门子公司设计的方案较为复杂，其基本思想是第一依
22、据当前负荷、压力等物性参数运算出水冷壁的总吸热率，再通过屏过出口温度与设计值偏差（温差把握器）、分别器出口焓与设计值偏差（焓差把握器）的两级校正后运算出过热器入口焓的期望值，最终由下式得出省煤器入口流量指令：省煤器入口流量指令 = 水冷壁的总吸热率 /（过热器入口焓期望值 -省煤器出口焓） 西门子在解决煤水回路相互耦合的问题上引入了焓值解耦的策略，在焓值把握器可编辑资料 - - - 欢迎下载精品名师归纳总结变动的同时也通过微分信号转变燃料量，这相当于是“锅炉指令变动时燃料量通过惯性环节才运算出给水流量”这一过程的逆运算，目的是为了保持燃料量回路始终比给水流量回路超前一段时间，从而排除焓值把握器
23、变化时由于煤、水调剂回路惯性不同所造成的额外扰动。图 3.6 西门子公司超临界机组煤水比把握方案3.3 把握方案的比较分析及优化3.3.1 国外DCS 公司设计策略的实际投用成效从上述几家 DCS 公司所设计的超临界机组和谐把握方案在国内电厂的实际应用成效来看，均存在着确定的问题。FOXBORO 公司对其设计的和谐方案在直流炉上举荐接受TF-CCS 方式，在江苏镇江#5 、#6机组（ 600MW ）使用后，机组运行较稳固，主汽压力偏差不大，但未能很好可编辑资料 - - - 欢迎下载精品名师归纳总结的解决锅炉侧调剂功率大滞后的问题。变负荷时的响应很慢，AGC 测试速率仅为 1.2% 左右，而且排
24、除静差的才能也较差，负荷指令与实发功率经常有10MW 左右的静态偏差而长时间不能排除，同时由于汽机侧调功，在升负荷初期由于机组滑压运行压力定值上升而造成调门反而关闭，功率在升负荷初期是反向调剂的，造成其一次调频性能也很难中意要求。日立公司的把握策略在上海外高桥电厂 900MW 超临界机组应用后，实际运行中仅能将就达到 1.0% 的AGC 速率，其缘由主要在于锅炉侧仅接受功率指令作为燃料量、给水流量的动态加速信号，抗内扰才能差，不能准时排除由于工况偏移所造成的额外扰动， 且该信号仅在变负荷过程中起作用，静态时调剂压力完全靠一个锅炉主控的单回路来完成，对于大滞后对象，只有 PID 参数整定得很慢才
25、能保证其稳固性，但同时就造成被调量的动态偏差较大，而汽机侧接受经压力偏差修正的功率指令，一旦压力显现 大偏差就转而校正压力，从而影响了变负荷速率。同时由于汽机侧在牺牲负荷的前提 下保证压力又反过来造成锅炉侧不能准时增加燃料量，相当于两个耦合回路相互等待，最终的结果就是实际变负荷率与设定值相差很大。西门子公司的和谐方案接受汽机侧单纯调剂功率，锅炉侧调压并接受由负荷指令 和主汽压力指令共同产生的锅炉加速信号做前馈。在整体设计上与日立公司的把握策 略类似，其应用的锅炉动态加速信号、通过主汽压力偏差限制变负荷速率和主汽压力 定值增加惯性环节仅能在变负荷时起到有效作用，锅炉侧本质上仍是靠一个单回路在 调
26、剂压力，一旦发生扰动时主汽压上升，汽机调门将连续关闭以保证功率，将更加恶 化锅炉侧的调剂。该策略在华润常熟 600MW 机组上试投用时，由于机组制粉系统接受的是双进双出磨煤机，燃料量无法精确测得，内扰问题严肃，结果造成把握系统在静 态下即显现不稳固现象。3.3.2 优化方案分析以上几种把握方案品质不佳的根本缘由，在于没有很好的解决机、炉间的非线性耦合特性，仍是接受常规汽包炉的把握思路来设计和谐规律。常规和谐把握系统属于多变量把握系统，在把握策略设计中，必需考虑到单元机组汽压和功率两个把握回路是相互关联的，它们有共同的特点方程式、稳固裕度和衰减率，假如其中一个系统不稳固，就另一个系统也必定不稳固
27、，一个把握回路是否投入自动，将影响另一个回路自动的投入。为了使汽压和功率把握回路相对自己的给定值为无差调剂系统同时对非己方的给定值信号不产生静态偏差，要求两回路的调剂器都含有积分项，为了使系统有可编辑资料 - - - 欢迎下载精品名师归纳总结足够的稳固裕度，必需将两回路的调剂器的参数设置得很迟钝，而把握品质变差，所以单元机组汽压和功率把握系统全部投入时的把握品质，必定要比单独投入两者中任一回路时的把握品质要差。直流锅炉其蓄热量与汽包锅炉比较起来也是较小的，因而其把握系统明显也是有很大区分的，在汽包锅炉中，调剂给水流量对锅炉的蒸发量与过热蒸汽温度并没有什么影响。而在直流锅炉中，给水流量却与蒸发量
28、，过热汽温有亲热关系。这说明，在直流锅炉中，各被调量之间的相互干扰是很大的，例如：给水流量的变化直接影响主汽压力与主汽温度的变化，而锅炉燃烧率的变化，同样也会使主汽压力和主汽温度两个方面受到影响。所以，在直流锅炉中，要调剂主汽压力就确定要同时调剂燃烧率， 燃烧量与空气量，和给水量，而相比之下汽包炉系统中只要适度调剂燃烧率就可以稳固其他的被调量。这就说明当汽机调门扰动时，对于汽包炉而言假如没有设计很好的解耦方案，锅炉侧没有提前快速响应，由于系统容量较大，仍可以牺牲一些蓄热来补偿机、炉间动态特性的差异，机组工况也仍不会显现过大的波动。但对于直流而言却承担不了这样的牺牲，结果即会造成主汽压力偏差过大
29、，调剂不稳固。由于目前电网对各机组较高的 AGC 考核要求，整体和谐方案上仍需设计为汽机调剂功率，锅炉调剂压力的基于 BF方式的 CCS ，此时如何保证机组的稳固运行，主控参数不大幅越限就成为了机组和谐把握系统的关键问题。我院在总结了多台600MW 超临界机组的热控调试及试验体会后，从以下几点动身对超临界机组的CCS 把握进行了优化：1) 压力把握是直流锅炉把握系统的关键环节，压力的变化对机组的外特性来说将影响机组的负荷，对内特性来说将影响锅炉的温度。因此设计策略时应以优先稳固压力为前提考虑。上述的几种把握方案中，锅炉主控指令均要经过一段时间的惯性推迟（补偿煤水动态特性差异）才转变给水流量指令
30、，这样虽在变负荷时对汽温影响较 小，但却增加了主汽压力把握的难度，相当于把温度把握回路中的一部分惯性转嫁到压力把握回路上来，同时由于几个方案中均接受转变给水流量来调剂中间点焓值，最终使得给水调温存调压回路的时间常数相近，产生猛烈的耦合特性，即使是西门子的方案中接受了焓值解耦策略也不能从根本上解决问题。由超临界机组运行特性可知， 燃料量变化对于主汽压力的影响是较小的，主要是影响汽温的变化，而后才由于减温水的调剂使得压力上升，而给水流量的转变对于汽压和汽温均有明显的影响，因此从接受转变燃料量来校正汽温是解除两者之间耦合的较好方法，同时应适当减小锅炉主控指令指给水指令之间的惯性环节，使给水能较快速动
31、作的稳固压力，而在变负荷时可编辑资料 - - - 欢迎下载精品名师归纳总结一方面通过推测把握算法动态超调确定量的燃料量以补偿制粉系统的惯性，另一方面也适当的牺牲确定的温度来保证变负荷的快速性，通过这些手段可将煤- 水两回路之间的耦合特性减小的最低程度。2) 和谐好煤水之间的匹配关系后，剩下的关键问题如何排除机、炉之间的相互耦 合关系，补偿锅炉的的大惯性特性，在变负荷及发生内扰时，锅炉侧能跟得上汽机侧 调剂功率而造成的连续扰动。直接能量平稳把握策略（DEB ）早期即是为直流锅炉把握而提出的，其特殊的的方是在全部情形下都解除发电把握和锅炉把握间的耦合和使用依据汽轮机能量需求运算的具有自校正性质的机
32、组指令。 DEB 策略中接受能量平稳信号Ps*P1/Pt 来表征汽机向锅炉要求的能量需求量，式中的 P1/Pt 代表汽机第一级压力与主蒸汽压力之比，其物理含义为汽机调剂阀开度的有效值，这一比率在汽机运行范畴内有确定的线形特性， Ps代表主蒸汽压力定值，在机组稳态时 Ps=Pt ，P1即代表进入汽机的蒸汽流量，在机组动态时，能量平稳信号代表汽机在适应负荷需求转变时进入汽机的蒸汽流量。但在变负荷时 Ps*P1/Pt 在时间上仍略慢于机组的功率指令UD ，因此较好的方案是接受 UD 作静态前馈和能量平稳信号的微分叠加共同产生锅炉侧的前馈信号，这样既可中意变负荷时指令快速动作的要求，又能保证稳态下由于
33、系统内扰产生的汽机调门动作准时反应到锅炉侧，提前增减燃料量和给水流量以保证压力的稳固。3) 煤水比校正回路的修正功能应当是针对全负荷范畴内的工况而不是单一工况点的，比如说在某个负荷点下由于入炉煤质的变化造成过热器入口焓值的偏移，此时应通过校正将程序中原先预设的煤水比曲线整体平移一个数值，这样在机组变负荷至另一个负荷点的过程中，煤水比校正回路就可不用重新运算而保持不变。当前面介绍的几家公司的方案中均接受在当前给水流量（焓值设定值）上叠加上焓值（温度）调剂器输出的做法，这样在变负荷过程中焓值（温度）调剂器仍需不停运算以获得下一个工况点的参数，增加了额外的不必要扰动。因此煤水比把握回路应通过中间点焓
34、值（温度）的偏差运算出一个校正系数来一乘积方式修正到燃料量指令上，从而达到煤水比校正全工况校正的目的。4) 超临界机组在和谐负荷（通常在40% 100%Pe ）范畴内其压力、温度等机组运行参数均存在很大跨度的变动，机、炉系统的动态特性也随之发生很大的转变，在控制系统设计中如接受相同的策略和特性参数必定造成在某一工况下把握成效很好而在另一工况下就较差，不能中意全和谐负荷下的优化把握要求。因此必需依据在机组不同负荷下燃烧系统、制粉系统、水蒸汽物理性质等方面的变化通过自适应算法动态修可编辑资料 - - - 欢迎下载精品名师归纳总结正把握系统中的各调剂和特性参数，并在某些特殊情形下（如超温、超压、启停
35、磨） 应用超驰把握快速排除扰动，从而保证机组在各种负荷和工况下的把握稳固。3.3.3 优化把握方案投运成效：由我院研发的超临界机组把握策略到目前为止已在十几台600MW 超临界机组上成功应用，全部机组均在 2%Pe/min 速率下的 AGC 方式下稳固运行，机组变负荷响应快速，各主要参数把握情形良好。工程450MW 600MW 负荷段 AGC 试验数据实际值设定值考核值最大正偏差最大负偏差AGC 速率（ %）变负荷初始纯延时负荷动态偏差（ %） 负荷稳态偏差（ %）主汽压力（ MPa ）氧量（ %）甲侧主汽温度（） 乙侧主汽温度（）图3.7和3.8 是国电常州 #2 机组在 2006 年12
36、月6日进行 AGC 试验的负荷、煤、水、压力、汽温运行曲线，可看出在机组大幅度12MW/min 变负荷情形下把握品质优良，系统运行相当稳固。主要的参数变动情形见下表：2.0N/AN/A2.2 2.4 40 秒1.5%2.0 90 秒5.0%N/A0.5%1.5%23.60 24.20.39-0.61N/A3.3 4.60.7-0.31.5570.45-210570.65-310可编辑资料 - - - 欢迎下载精品名师归纳总结图3.7 国电常州 #2 机组AGC 试验 450MW 600MW 负荷段（ BASEO* 模式）负荷、压力、煤水变化曲线图 3.8 国电常州 #2 机组 AGC 试验 4
37、50MW 600MW 负荷段（ BASEO* 模式）主汽温度、氧量变化曲线可编辑资料 - - - 欢迎下载精品名师归纳总结580MW 480MW 负荷段 AGC 试验数据实际值工程设定值考核值最大正偏差最大负偏差AGC 速率（ %）变负荷初始纯延时负荷动态偏差（ %）负荷稳态偏差（ %）主汽压力（ MPa ）氧量（ %）炉膛负压（ Pa ）甲侧主汽温度（）乙侧主汽温度（）图 3.9 和 3.10 是扬州其次发电厂 #4 机组在 2007 年 3 月 13 日进行 AGC 试验的负荷、煤、水、压力、汽温运行曲线。主要的参数变动情形见下表：2.0N/AN/A2.3 20 秒1.5%2.0 90 秒
38、5.0%N/A0.5%1.5%24.2 21.50.37-0.27N/A2.90.7-0.31.5-12090-1302005414-1105416010可编辑资料 - - - 欢迎下载精品名师归纳总结图 3.9 扬二 #4 机组 AGC 试验 580MW 480MW 负荷段（ BASEO* 模式）负荷、压力、煤水变化曲线图 3.10 扬二 #4 机组 AGC 试验 580MW 480MW 负荷段（ BASEO* 模式）主汽温度、氧量变化曲线可编辑资料 - - - 欢迎下载精品名师归纳总结350MW 468MW 348MW 467MW 负荷段 AGC 试验数据实际值工程设定值考核值最大正偏差最
39、大负偏差AGC 速率（ %）变负荷初始纯延时负荷动态偏差（ %）负荷稳态偏差（ %）主汽压力（ MPa ）15.8 18.6 15.9 19.16.0 4.5 5.9 4.50.47-0.4N/A氧量（ %）0.7-0.81.5甲侧主汽温度（）乙侧主汽温度（）565.52.5-7.610566.13.2-4.810图 3.11 3.14 是华能太仓 #4 机组在 2007 年 3 月 13 日进行 AGC 试验的负荷、煤、水、压力、汽温运行曲线。主要的参数变动情形见下表：2.02.1 2.3国家标准： 1.0江苏省标准： 2.0N/A 40 秒 90 秒N/A1.5%5.0%N/A0.5%1.
40、5%可编辑资料 - - - 欢迎下载精品名师归纳总结图 3.11 华能太仓 #4 机组 AGC 试验 320MW 468MW 348MW 负荷段负荷、压力、煤水变化曲线图 3.12 华能太仓 #4 机组 AGC 试验 320MW 468MW 348MW 负荷段负荷、压力、煤水变化曲线可编辑资料 - - - 欢迎下载精品名师归纳总结图 3.13 华能太仓 #4 机组 AGC 试验 320MW 468MW 348MW 负荷段汽温、氧量变化曲线图 3.14 华能太仓 #4 机组 AGC 试验 320MW 468MW 348MW 负荷段汽温、氧量变化曲线可编辑资料 - - - 欢迎下载精品名师归纳总结4. 总结大容量超临界机组目前国内火电机组的进展方向，其系统结构、运行特点、把握方式与亚临界汽包炉比较均具有很大的特殊性。本文介绍了600MW 超临界机组的技术特点及启动系统把握，并针对超临界机组把握的重点问题和谐及AGC 把握，在分析比较国内外 DCS 公司的设计方案基础上，依据超临界机组的特点提出了优化把握方案，在实际应用中取得了较好的成效，期望能对目前的600MW 超临界机组把握技术起到确定的借鉴作用。可编辑资料 - - - 欢迎下载