1000MW超超临界机组 控制系统新技术的应用,姚 峻 华东电力试验研究院有限公司,超超临界火电机组研讨会（2008-09 大连）,外高桥三厂1000MW机组系统概况,超超临界， BMCR时，锅炉出口汽压27.9MPa，主汽温/再热汽温605/603。 ALSTOM技术的塔式锅炉 + SIEMENS技术的单轴四缸汽轮发电机。 100%高压旁路。 单台汽动给水泵。,外高桥三厂1000MW机组的控制系统,采用了一体化的控制系统， DCS、DEH、旁路控制都是SIEMENS的T3000系统。 控制器划分按照工艺分配， 机组DCS+DEH共21+4对控制器，公用DCS 3对控制器。 最终的机组DCS的IO点在12500点左右。,机组控制系统的技术创新,机组保护回路中，大量采用了具有智能判断与智能处理的逻辑回路。 配合机组特殊的启动方式，而设计的独特的旁路控制方式。 实现了机组FCB功能。 新型的节能型协调控制系统的设计与投用。,FCB功能的实现,FCB的含义和重要意义。 外三工程中，有利于FCB成功的系统配置。 外三工程中， FCB工况下机组的控制。 外三1000MW工况下FCB试验过程及分析。,（1）FCB的含义和重要意义,FCB（FAST CUT BACK），是指火电机组在电网或线路出现故障而机组本身运行正常的情况下，机组主变出线开关跳闸，不联跳汽机和锅炉，发电机带机组的厂用电运行，汽机保持3000r/min，锅炉快速减少燃料量，高低压旁路快速开启，实现机组仅带厂用电的“孤岛运行”。 对电网的安全性和机组的可靠性、可用率具有十分重要的意义 。,（2）有利于FCB成功的系统配置,从热力系统角度而言，维持工质的快速平衡和能量的快速平衡是成功实现FCB的关键。 外高桥三厂采用的大旁路设计有利于工质和能量的平衡，在除氧器容量和运行方式、再热安全门的类型、#7高加的运行方式、给水泵汽源内切换的方式等方面也都有利于FCB工况下汽水工质的快速平衡。,（3） FCB工况下机组的控制,FCB功能是完全依赖于机组的控制系统而实现的。FCB工况是发电机组最大的工况扰动，是对整个机组所有的保护、调节和程控系统的综合检验。 FCB试验前，仔细梳理保护、调节和程控回路 。 “细节决定成败”，控制系统中的一些小细节往往决定了FCB的成功是否。比如防止主要辅机出现跳闸或不正常动作，比如防止信号坏质量或偏差大引起回路切手动，等等。 FCB主控制回路 DEH的主要任务是维持汽机3000rpm运行；DCS的协调控制回路按RB控制方式执行，快速减负荷至50-55%左右；高旁接受快开指令，几秒后转入与锅炉燃烧率相关的压力控制。,（4）1000MW的FCB试验过程及分析,在FCB试验前，先完成了机组的RB试验和甩负荷试验。 在2008年3月15日至3月18日间，外三厂第一台机组连续4次成功地完成了机组的FCB试验。 其中3月15日，750MW汽机空转FCB。 3月16日，1000MW汽机空转FCB。 3月17日，750MW带厂用电的FCB。 3月18日，1000MW带厂用电的FCB。 2008年3月18日23:59，进行了 1000MW 满负荷下FCB的试验，试验过程非常理想，机组的主要运行参数都比较平稳。 机组负荷由试验前的1009MW瞬间至带厂用电的34MW，大约7min后，机组再次并网。,1000MW的FCB的参数曲线 1,上图是1000MW负荷FCB时，汽轮发电机的转速曲线。 最高转速3162rpm，最低转速2951rpm，约45s后转速就趋于稳定。,1000MW的FCB的参数曲线 2,上图是1000MW负荷FCB时，除氧器/凝汽器水位等的变化。,工质的快速平衡,从上图可见，FCB后除氧器/凝汽器的水位未出现大幅波动且较快就恢复平稳。实现了工质及能量的快速平衡。主要原因如下： FCB后，高旁快开，后转入压力控制，低旁调节开进入压力控制，高/ 低旁的压力控制较理想；另外，调节型的再热安全门动作时间不长且凝结水补水很及时。 FCB后，除氧器压力较平滑，这得益于冷再至除氧器调压门的及时打开，冷再至除氧器调压门的快速动作既对工质平衡十分有利，同时对稳定除氧器及给水泵的安全运行也很重要。 FCB后，由于低旁喷水调门迅速开足，低旁喷水最大时达1000t/h，造成凝结水流量最大达2942t/h，备用凝泵及时自启动，8min20s后又自动恢复单台凝泵运行，凝泵出口调门调节及时，整个凝结水系统工作正常。,1000MW的FCB的参数曲线 3,上图是1000MW负荷FCB时，锅炉的水动力及分离器出口温度的变化 。,锅炉的水动力及分离器出口温度的分析,从上图可见，FCB发生后，代表锅炉煤水比及部分反映水动力工况的分离器出口温度变化较平滑，始终保持在比较合适的过热度范围，这对直流锅炉在极端工况下汽温的走势是最关键的。主要原因如下： 机组的控制系统充分考虑了动态煤水比的关系，给水指令与燃料指令匹配合理，包括跳磨的时间间隔都经过了比较准确的测算。 FCB发生时高旁打开使得#7高加的汽源仍然存在，#7高加仍然保持运行，锅炉进水温度减小并不明显。 由于给水泵汽源切换比较平滑，整个FCB过程中给水泵转速在受控状态，给水流量因小汽机缺汽的影响较小。,影响FCB成功是否的几条关键因素,保证工质平衡。关键是旁路需快开，必要时包括中压安全门打开，且能保证凝汽器入口不超温。 保证能量平衡。关键是锅炉在大幅快减负荷后，燃烧稳定，煤/水比不明显失调。 汽机能维持住3000RMP，不超速，转速控制动作精确。 小汽机汽源切换要成功，否则再发生汽泵跳闸就比较困难了。,新型协调控制系统的设计与实施,外高桥三厂1000MW机组运行中汽机调门始终全开， 纯滑压运行的机组，无节流损失，经济性最优，但负荷调节响应最差。 为了满足电网AGC变负荷的速率要求，外高桥三厂采用了基于凝结水节流 的新型节能型的协调控制系统，该技术在国内属于首次应用 ，并已在外三厂#7/#8机组获得很大的成功。,基于凝结水节流的变负荷过程,加负荷时，减小凝结水流量，使进入低加的抽汽量减少，机组发电功率增加。此时除氧器水位下降，凝汽器水位上升。 减负荷时，增加凝结水流量，使进入低加的抽汽量增加，机组发电功率减少。此时除氧器水位上升，凝汽器水位下降。,凝结水节流的对象特性试验 （1）,上图是外三#7机组850MW负荷，凝泵出口调门阶跃变化时， 机组负荷及除氧器/凝汽器水位的变化。,凝结水节流的对象特性试验 （2）,通过凝结水节流的对象特性试验 ，当凝泵出口调门从43%关至30%左右，机组负荷在30秒左右从850MW增至865MW（增加了15MW），且能维持一段时间，这说明凝结水节流对负荷的快速响应是有效的。 我们在外二厂900MW机组也得到相似的试验结论。,基于凝结水节流的协调控制系统,凝结水节流技术主要是解决变负荷初期的负荷响应，能够改善由于锅炉侧的滞后而产生的的负荷响应的延时。 最终的负荷响应仍然需要锅炉侧燃烧率的变化，所以锅炉侧的协调控制策略仍然十分重要，而且需要与凝结水节流技术相配套。,外三#7机组加负荷曲线（8509501000MW）,外三#7机组减负荷曲线（1000800MW）,投用与未投用，机组负荷响应的比较。,新型协调控制系统用于一次调频,新型节能型的协调控制系统的投用（1）,首先需要对除氧器、凝汽器、低加水位回路、补水控制等回路进行一番较大的设计改进与重新调整。 锅炉侧燃料、给水等的控制策略的修改和完善，需要与基于凝结水节流技术相配套。,新型节能型的协调控制系统的投用（2）,通过大量的现场试验，该新型节能型协调控制系统获得很大的成功。 在汽机调门始终全开的工况下，实际负荷基本与1.5%速率的负荷指令重合，且机组的热力参数平稳，除氧器/凝汽器等水位都控制在安全的范围内。 满足了机组AGC和一次调频的指标要求。,新型协调控制的广阔的推广前景,该技术改善了机组变负荷的经济性，能够在汽机调门无节流的工况下仍然达到较快的机组变负荷的速率，在大机组尤其是在超（超）临界直流机组上具有广阔的推广前景，是对传统的机组协调控制策略的重大突破。,谢谢！,