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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