摘要：为了二次再热超超临界机组控制策略的制定和实际机组调试运行提供参考数据和预测,以莱芜1000MW二次再热超超临界机组为研究对象,采用工业过程软件apros作为仿真支撑平台开发工程分析模型,对动态特性进行试验分析并验证其主要控制策略。结果显示：二次再热超超临界机组风、煤、给水阶跃扰动,主要参数变化趋势与一次再热超超临界机组基本相同,但二次再热汽温惯性加大致控制难度增加。二次再热超超临界机组控制的关键仍然是控制煤水比和风煤比,过热汽温采取煤水比控制+二级喷水减温方式,一、二次再热汽温采取烟气再循环++烟气挡板+再热器事故喷水减温方式;在2%变负荷率以下均可以控制在合理范围内,从而满足机组安全、稳定、高效运行的需要。
引言
近年来,我国超临界、超超临界参数等级的发电技术得到了高速发展和应用。目前,一次再热超超临界技术较为成熟,二次再热超超临界技术是提高火力发电机组热效率切实可行的有效手段[1-2] 之一。
二次再热超超临界机组锅炉、汽轮机和热力系统的结构更复杂,且末级受热面金属材料的工作环境更加恶劣。汽轮机增加了超高压缸、锅炉增加了一级再热器,相应辅助系统也增加许多设备。这些都使得机组的动态响应特性发生较大变化;而且机、炉之间联系更密切,各个控制回路如风、煤、给水、汽温及负荷控制之间的非线性耦合关系更强。目前国内还缺少二次再热超超临界机组的设计、调试和运行经验,针对二次再热超超临界机组相关技术问题的研究显得至关重要[3-6]。
山东莱芜电厂1000MW二次再热超超临界锅炉由哈尔滨锅炉厂设计制造,锅炉出口参数32.87MPa/605℃/623℃/623℃。锅炉型式为直流本生炉,塔式布置,两次中间再热,正方形炉膛,下炉膛螺旋管圈水冷壁,低NOx浓淡燃烧器配SOFA风、四角切圆燃烧方式。尾部双烟道布置,低温再热器入口 布置烟气调节挡板。烟气再循环抽取位置在引风机出口。尾部烟道设计烟气余热利用系统(高、低压省煤器)、暖风器系统。汽轮机为上海汽轮机厂超超临界、二次中间再热、五缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式。简化的二次再热超超临界机组热力系统如图1所示。
图1 二次再热超超临界机组热力系统简图
Fig. 1 Double-reheat ultra-supercritical units thermal system diagram
1 二次再热超超临界机组工程分析模型
采用工业过程软件APROS作为开发平台,APROS是全范围、全过程工业过程动态仿真软件,可以全程模拟汽液两相流体网络、控制和电气系统等,应用范围涵盖可行性研究、过程及自动化系统设计、运行指导、安全分析、人员培训和技术改 造等[7]。
APROS系统提供泵、风机、阀门、管道、换热器、汽轮机级、发电机等基本的图符化计算模块。热力计算是建立在基本的质量守恒、能量守恒、动量守恒方程基础上,通过迭代的方法进行求解[8]。
质量守恒方程：
动量守恒方程：
能量守恒方程：
本文首次以莱芜电厂1000MW二次再热超超临界机组为研究对象,对二次再热超超临界机组的动态特性进行研究。将机、炉、电整体模型按照系统功能和工艺流程划分为若干子系统,划分时注意以下几点：保证整体模型的完整性和连续性,选用温度、压力等参数波动不大的节点作为子模型间的连接点。重点对二次再热超超临界锅炉系统进行详细的描述,同时反映汽轮机装置超高压缸系统动力特性,在此基础上对汽轮机辅助系统、凝汽器、发电机系统等进行适当的简化,建立一种基于全局性的二次再热超超临界机组工程分析模型,实现全过程动态实时仿真。
锅炉模型严格按照锅炉汽水流程及烟气流程,细分为水冷壁、汽水分离器、过热器、高低压再热器、高低压旁路省煤器、燃烧系统、制粉系统、空气预热器等子系统。过热器子系统模型需考虑受热面三级布置、两次左右交差以充分减少烟温偏差等因素,详见图2所示。模型中每个计算模块对应热
图2 过热器及二级再热器一侧模型组态图
Fig. 2 On one side of the superheater and reheater 2 part Model configuration diagram
力系统的一个设备单元或过程,具有明确的物理意义和数学独立性[9-14]。以水冷壁为例,模型需要反映锅炉动、静态过程中水冷壁工质储量、蒸发压力和出口焓的变化规律。以锅炉热力计算书、汽机热平衡图和机组其它设计参数及结构参数(如换热面尺寸、管径、标高、材质,以及泵、风机和调阀特性曲线数据等)作为输入数据,炉膛出口定义在末级过热器出口。
二次再热超超临界机组汽机模型细分为：超高压缸、高压缸、中压缸、低压缸、高压加热器、低压加热器、除氧器、凝汽器、三级旁路等子系统。为充分表现回热系统的特性,高压加热器子系统模型考虑1—4号高加分A、B两侧,其中2、4号高加前设计前置式蒸汽冷却器等因素。
因在实际机组运行前开发二次再热超超临界机组工程分析模型,模型可供参考的数据有限。为使主要负荷工况下各受热面蒸汽进出口温度、压力、流量,烟气进出口温度、压力等机组主要参数与设计参数吻合,通过对模型各受热面计算模块的对流、辐射换热系数及阻力损失系数等参数进行大量试算工作,对模型进行调试和完善,在满足实时性计算前提下使模型精度满足工程分析的需要,模型计算数据与机组设计参数对比见表1—3。
表1 模型计算数据与设计参数(100%THA工况)对比
Tab. 1 Model calculation data and the design parameters (100% THA condition)
由此说明模型计算稳定可靠,各主要参数变化符合物理规律[15]。
表2 模型计算数据与设计参数(75% THA工况)对比
Tab. 2 Model calculation data and the design parameters (75% THA condition)
表3 模型计算数据与设计参数(50%THA工况)对比
Tab. 3 Model calculation data and the design parameters (50% THA condition)
2 主要参数动态响应特性分析及试验
二次再热超超临界机组的再热器分为高、低压再热器,每种类型的再热器均采用低温再热器和高温再热器两级布置,在低温再热器和高温再热器之间布置有事故喷水减温装置。一、二次再热汽温的动态特性是研究的重点。
分别针对100%、75%、50%THA工况,在所有控制均不投自动时,进行风、煤、给水、再循环烟气、燃烧器摆角、烟气挡板和再热器喷水单因素阶跃扰动试验,对主要参数动态响应的稳定性、响应幅度进行分析。稳定时间是指输入变量阶跃扰动时刻起,输出变量由初始稳态值变化直至新的稳态值的90%所需时间。下面以75%负荷工况扰动试验为例进行介绍,图中监测的参数依次为风量、再循环烟气量、煤量,主、再热蒸汽温度和压力,主蒸汽流量和功率等;坐标横轴为动态响应时间,单位为s。
2.1 风量阶跃增加5%
风量阶跃增加5%,主蒸汽温度2min后开始明显变化,由初始稳态值略升后逐渐降低,稳定时间近30min。一次再热汽温10min达到最高值,然后跟随主汽温度逐渐回落。二次再热汽温约滞后3min达到最高值,最终稳态值高于初始值4℃。实时数据曲线如图3所示,试验数据见表4。
图3 风量阶跃增加5%时主要参数响应曲线
Fig. 3 The curves of main parameters when air volume increased by 5%
表4 各主要参数的变化过程数据
Tab. 4 The main parameters of process data
因为过热器是辐射换热+对流换热,再热器是对流换热为主。风量阶跃增加时炉膛出口烟气温度下降,烟气总的辐射换热减少、对流换热增加,各受热面热量分配发生变化。
2.2 燃料量阶跃增加1%
燃料量阶跃增加1%后,主蒸汽温度,一、二次再热汽温2min开始明显变化,均为逐渐增大趋势,由于给水流量未投自动,水煤比发生变化,25min后主要参数还未稳定。试验数据见表5,实时数据曲线如图4所示。
表5 各主要参数的变化过程数据
Tab. 5 The main parameters of process data
图4 燃料量阶跃增加1%时主要参数响应曲线
Fig. 4 The curves of main parameters when coal to step increase by 1%
2.3 给水量阶跃增加5%
给水量阶跃增加5%后,主蒸汽流量随之变化,主蒸汽压力略增,主蒸汽温度由初始值略增(给水量增加瞬间流速加大至对流换热系数增大)后逐渐减小。一、二次再热汽温均由初始稳态值逐渐减小。由燃料量、给水量扰动看出水煤比发生变化对主、再热汽温均有影响。实时数据曲线见图5,试验数据见表6。
图5 给水量阶跃增加5%时主要参数响应曲线
Fig. 5 The curves of main parameters when water to step increase by 1%
表6 各主要参数的变化过程数据
Tab. 6 The main parameters of process data
2.4 再循环烟气量阶跃增加10%
再循环烟气量阶跃增加10%(占总烟气量的份额增加约1%)后,主汽温度略降,一、二次再热汽温均由初始稳态值逐渐增大直至达到新的稳定值。均约近3min开始变化,稳定时间15min。再热汽温平均值增加2℃多。实时数据曲线见图6,试验数据见表7。
图6 再循环烟气量阶跃增加10%时主要参数响应曲线
Fig. 6 The curves of main parameters when recycled flue gas to step increase by 10%
表7 各主要参数的变化过程数据
Tab. 7 The main parameters of process data
气再循环将锅炉尾部低温烟气通过再循环风机重新送回炉膛。再循环烟气增加降低了炉膛出口烟气温度、加大了炉膛内烟气的体积流量,从而烟削弱了炉膛内的辐射换热、强化了尾部受热面的对流换热,实现主、再热蒸汽吸热量的重新分配。因此调整再循环烟气量可以实现过热汽温和再热汽温的调节。
2.5 燃烧器摆角变化
燃烧器摆角向上摆动,炉膛火焰中心位置上移,炉膛出口烟温升高,炉膛内总的辐射换热量减少,炉膛出口以后尾部受热面总的对流换热量增加。因此,二级过热器布置在尾部对流烟道内吸热量会有所增加,但不足以弥补屏过和末过吸热量减少带来的影响,因此,末级过热器出口过热蒸汽温度呈逐渐降低的趋势。
试验结果显示燃烧器摆角向上摆动10°,主蒸汽温度2min开始变化,短暂的升高后逐渐降低,稳定值低于初始值,稳定时间约30min。一次再热汽温2min后开始变化,12min升高至最高值后又回落,新的稳定值高于其初始值的,稳定时间近30min。二次再热汽温2min后开始变化,14min升高至最高值后回落,新的稳定值高于其初始值的,稳定时间约25min。实时数据曲线见图7,试验数据见表8。
燃烧器摆角向上摆动同烟气再循环量增大对再热汽温影响趋势相同。因此燃烧器摆角摆动可以作为过热汽温、一二次再热汽温的辅助调节手段。
图7 燃烧器摆角向上摆动10° 时主要参数响应曲线
Fig. 7 The curves of main parameters when the burner angular swing up 10°
表8 各主要参数的变化过程数据
Tab. 8 The main parameters of process data
2.6 烟气挡板开度变化
高压侧烟气挡板开大10%(同时低压侧烟气挡板关小10%)后,主蒸汽压力、温度基本不变,一次再热汽温逐渐升高、二次再热汽温逐渐降低,均2min开始变化,稳定时间约25min。实时数据曲线见图8,试验数据见表9。
二次再热机组烟气挡板布置于高压低温再热器和低压低温再热器之间,可以调节高压低温再热器和低压低温再热器之间热量的分配,实现调节高压再热汽温和低压再热汽温偏差的目的。烟气挡板对高温一、二次再热器出口温度的影响见图8。
图8 烟气挡板开大10%时主要参数响应曲线
Fig. 8 The curves of main parameters when the flue gas damper up 10%
表9 各主要参数的变化过程数据
Tab. 9 The main parameters of process data
2.7 高压再热器喷水量变化
再热器设计为事故喷水。高压再热器喷水15.3t/h扰动后,主蒸汽温度不变,一次再热汽温从初始值迅速减小稳定时间约6min。二次再热汽温因为惯性的原因随后略降。因此喷水对再热汽温的影响速度最快,作为事故喷水减温手段是可行的。实时数据曲线见图9,试验数据见表10。
在实际机组上无法进行类似的扰动试验;从理论分析角度而言,该模型的动态响应特性是正确的[16]。
图9 高再喷水15.3t/h时主要参数响应曲线
Fig. 9 The curves of main parameters when the high pressure heaters Spray water to increase 15.3t/h
表10 各主要参数的变化过程数据
Tab. 10 The main parameters of process data
3 升降负荷试验与控制策略验证
3.1 升降负荷试验
在50%~100%负荷区段进行升降负荷仿真试验和工程分析,变负荷率分别为1%~3%,记录主要参数实时运行数据。下面以2%的变负荷率(20MW/min)为例,介绍600~750MW区段升降负荷试验,其它区段变负荷率试验与上述过程类似。
3.1.1 2%变负荷率600~750MW升负荷试验
主要实时数据曲线如图10所示。
图10 2%变负荷率升负荷时主要参数实时趋势曲线
Fig. 10 The main parameters in real time trend curve when up load by 2% load rate
3.1.2 2%变负荷率750~600MW降负荷试验
主要实时数据曲线如图11所示。
试验显示：2%变负荷率升降负荷过程,一、二次再热汽温波动较1%变负荷率有所增大,但仍在允许范围内,能够满足机组安全、稳定、高效运行的需要。
图11 2%变负荷率降负荷时主要参数实时趋势曲线
Fig. 11 The main parameters in real time trend curve when down load by 2% load rate
仿真试验表明该工程分析模型能够正确反映二次再热超超临界机组的动态特性和全工况运行过程,模型运算稳定可靠,满足仿真实时性计算要求。
3.2 机组主要控制策略验证
动态特性试验结果显示：风、煤、给水阶跃扰动主要参数变化趋势与一次再热超超临界机组基本相同,但二次再热汽温惯性加大增加了其控制难度。煤水比、炉膛出口过量空气系数、烟气再循环、燃烧器摆角等导致炉膛出口烟温和中间点温度变化,从而影响过热汽温和一、二次再热汽温。烟气挡板开度则改变一、二次再热汽温度之间的偏差。
因此主要控制策略为基于能量平衡的协调控制,同时风、煤、水采取比值控制为主;过热汽温控制采取煤水比+二级喷水减温方式;以上与超超临界一次再热机组基本相同,不再赘述[17-19]。
二次再热超超临界机组控制的特殊性在于：再热汽温控制采取烟气再循环+烟气挡板+燃烧器摆角+再热器事故喷水减温方式。通过调整烟气再循环量或者改变燃烧器摆角位置,改变一、二次再热器总的吸热量,达到控制高、低压再热汽温升降的目的,再热汽温烟气再循环控制逻辑见图12。通过改变烟气分配挡板的开度,改变烟气量在高压低温再热器和低压低温再热器之间的分布,影响其换热,从而达到调节高压再热汽温和低压再热汽温偏差的目的,再热汽温烟气挡板控制逻辑见图13。当事故情况下,可用再热器喷水实现快速调节再热汽温的目的。
图12 再热汽温烟气再循环控制简图
Fig. 12 The reheat steam temperature of flue gas recirculation control diagram
图13 再热汽温烟气挡板控制简图
Fig. 13 The reheat steam temperature of the flue gas damper control diagram
该工程分析模型在开发机、炉本体模型的同时,也开发了控制策略验证所必需的控制模型,包括：机炉协调控制;锅炉主控/汽机主控;燃料主控;煤水比控制;送风控制;炉膛压力控制;主蒸汽温度控制;再热蒸汽温度控制;汽机DEH控制及主要辅机控制系统等。
对各控制系统进行修改和参数整定,经过反复试验,保证不同区段升降负荷试验过程所有控制 系统均可投入自动;而且能够将机组主要参数控制在允许范围内,例如过热汽温和一、二次再热汽温满足设计要求。为二次再热超超临界机组控制策略的制定和完善提供详实的仿真试验数据,达到对研究对象控制策略进行较为全面动态分析和验证的目的[20-22]。
4 讨论
华能安源电厂660MW二次再热超超临界机组∏型锅炉同样由哈尔滨锅炉厂设计制造,为超超临界参数变压运行直流锅炉,机组设计参数达到锅炉出口32.45MPa/605℃/623℃/623℃。与莱芜1000MW二次再热超超临界机组塔式锅炉过热蒸汽和一、二次再热蒸汽参数基本一致,虽炉膛尺寸、结构和各受热面标高不同,炉内烟气流场、受热面磨损等方面会有一些差别;但在超超临界二次再热锅炉炉膛燃烧、汽水流程等方面的动态特性是一致的。
安源电厂1#660MW二次再热超超临界机组2015年6月并网发电。机组实际运行数据显示：烟气再循环是二次再热汽温最有效的调节手段,燃烧器摆角作为辅助调节手段;烟气调节挡板适用于调节一、二次再热汽温的偏差,对过热汽温度没有影响;中间点温度(汽水分离器出口过热度)变化对一、二次再热汽温影响较大,说明水煤比控制的重要性。炉膛燃尽风调整因影响炉膛出口烟温、磨煤机运行方式变化因影响炉膛火焰中心位置等均对二次再热汽温有一定影响。可以实现2%变负荷率协调方式运行。额定负荷工况一、二次再热汽温低于设计值,主要原因是实烧煤种好于设计煤种,烟气携带热量能力不足所致。
因此印证了上述2、3节二次再热超超临界机组动态特性分析和控制策略验证的结论,从另一方面说明通过对二次再热超超临界机组动态特性的研究,可以为二次再热机组在启动、正常运行、事故工况时的总体控制策略设计及运行优化提供有效的参考数据。
5 结论
二次再热超超临界机组是一个多输入、多输出的被控对象,主要输入量有风、煤、给水和汽轮机进汽调阀开度等,主要输出量有汽温、汽压和蒸汽流量(负荷)等,各输出量变化影响因素多且耦合严重。与一次再热超超临界机组相比,二次再热超超临界机组的启动、运行控制更为复杂,不仅体现在控制对象的动态特性上,也体现在众多设备的过程控制上。模拟量控制需更多地采用变参数、变定值和比值控制技术。
1)二次再热超超临界机组控制的关键仍然是煤水比和风煤比,它们是控制过热汽温和一、二次再热汽温的基础。如煤水比、风煤比不能保证导致中间点温度偏差较大时,仅仅通过烟气再循环和烟气挡板等调节手段很难保证过热汽温和一、二次再热汽温在合理范围内。
2)过热汽温可控性强,原因是过热汽温各负荷工况设计喷水量较大,变工况过程中喷水量的增减即可较好的弥补其它因素对过热汽温的影响。
3)二次再热超超临界机组风、煤、给水阶跃扰动,主要参数变化趋势与一次再热超超临界机组基本相同,但二次再热汽温惯性加大增加了其控制难度。同时在快速升/降负荷过程中如燃料增加/减少较快,则一、二次再热汽温容易超温/偏低,控制策略应采取相应的限制措施。
4)2%变负荷率较1%变负荷率升降负荷过程,其一、二次再热汽温波动是增大的,但仍在允许范围。因此一、二次再热汽温在控制煤水比的基础上,采取烟气再循环+燃烧器摆角+ 烟气挡板+再热器事故喷水减温方式是可行的。需要注意的是,2%变负荷率相对1%变负荷率升降负荷过程,风、煤、给水等主要输入量控制速度要加快;为防止高加因水位高导至解列,高加疏水控制速度也需加快。
5)烟气再循环通过改变烟气平均温度、烟气体积流量和流速而影响各受热面换热,有一定的时滞性;如调节速度过快会使超调量增大,需采取相应的限制措施。
6)二次再热超超临界机组汽水流程增长导致锅炉受末端阻力的影响增大,汽轮机进汽调阀开度不仅控制汽轮机功率,也直接影响锅炉出口蒸汽压力。因此,在汽轮机进汽调阀开度满足变负荷需要时,需适当限制其变化速率以尽可能减少对锅炉出口蒸汽压力的影响。
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