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1、密 级检索号 杭州意能电力技术有限公司科学技术文件 华能玉环电厂#3机组节能型协调控制系统科技项目实施方案二一四年二月华能玉环电厂#3机组节能型协调控制系统科技项目实施方案编写者：审核者：审批者：目 录1 项目实施的意义12 项目研究的原理23 项目实施路线34 项目具体工作内容65 危险源辨识及控制9摘 要 方案介绍了华能玉环电厂节能型协调控制系统科技项目实施的具体内容和实施步骤，对实施中存在的危险点和重要技术细节做了详细的说明，本方案供电厂运行和系统设备维护相关人员参考。关键词 玉环电厂 #3机组 节能型协调控制 科技项目 方案1 项目实施的意义对于火电机组而言，传统的机组协调控制系统是指
2、锅炉燃烧率与汽机调门之间的协调，典型的协调控制主要有炉跟机的协调（CBF）和机跟炉的协调（CTF）。炉跟机或者炉跟机为主导的协调控制是指汽机调门控制负荷，锅炉燃烧率控制主蒸汽压力；机跟炉或机跟炉为主导的协调控制是指汽机调门控制主汽压力，锅炉燃烧率控制负荷。为了能够快速地响应电网的负荷要求，机组大都采用CBF或接近CBF的协调控制方式。当有负荷变化需求时，比如要求加负荷，汽机调门快速开大（即首先利用锅炉蓄热快速响应负荷），同时锅炉燃烧率增加，及时补充被利用的机组蓄能，并维持汽轮发电机输出能量与锅炉输入能量之间的平衡。目前浙江省内的所有火力发电机组，汽机调门都是有一定节流的，即保留有一定的蓄热能力
3、以应付电网的调峰和调频，在变负荷过程中，协调控制系统合理协调汽机调门和锅炉燃烧率之间的动作，满足电网负荷要求，同时保证机组运行参数的稳定。汽机调门节流会导致机组发电的热耗率上升，降低发电机组的效率，以宁海电厂#6机组为例（该机组的汽轮发电机组与玉环相同），在机组日常调峰负荷段设置了1000MW、900MW、800MW、700MW、600MW和500MW六个负荷点，对“调门基本无节流”（100%）、“优化滑压”（45%）、“参考滑压”（35%）和“日常滑压”（26.5%40.5%）四种运行方式进行了经济性比较，详见图1。从图1可知，调门基本无节流热耗率最低，但是调门基本无节流，机组失去了对负荷的
4、精确控制，上海外高桥三厂与漕泾电厂都采用了汽机调门基本无节流的运行方式，但是机组的功率偏差较大，这在目前浙江电网AGC精度考核的体系下难有生存的空间。实际上，调门开度45%的“优化滑压”方式热耗曲线与“调门基本无节流”滑压方式热耗曲线非常接近，即两种运行方式的经济性差异非常小，如果通过修改滑压曲线，降低各负荷段的滑压设定，将各负荷段稳态下调门开度开大至45及以上，既达到了降低主汽压降、降低发电热耗率，又能兼顾电网AGC考核。2 项目研究的原理为了在汽机调门节流很小时达到较快的变负荷性能，需要考虑在热力系统中是否还有其他蓄能可以被利用。国外相关文献显示，利用发电机组热力系统内的蓄能，可以最大限度
5、的降低汽机调门的节流，又可以帮助燃煤发电机组快速改变功率输出。利用热力系统内蓄能，主要有以下方法：1） 改变给水流量（直流炉增加，汽包炉减少）；2） 增加减温水量；3） 高压、中压调阀节流；4） 中压缸排气旁路；5） 过热器、再热器旁路；6） 高加抽气节流；7） 除氧器抽气节流；8） 高、低加旁路；9） 低加抽气节流；10） 凝结水节流。上述方法中，有些方法降低了发电机组的效率，如第3条；有的则增加热力系统内金属受热面的热应力冲击，如第1、2条；有的则需要增加昂贵的设备（泵、阀门），并且使系统运行更加复杂。因此，德国的机组普遍采用第9、10条，就是所谓的凝结水节流（Condensate Thr
6、ottling）。所谓凝结水节流，是指在机组变负荷时，在凝汽器和除氧器允许的水位变化范围内，改变凝泵出口调门（或凝泵的频率），改变凝结水流量，从而改变低压加热器内的抽汽流量，暂时获得或释放一部分机组的负荷。比如，机组加负荷时，减小凝泵变频器输出，减少凝结水流量，从而可以减小低加的抽汽量，增加汽轮机中蒸汽做功的量，使得机组负荷增加。此时，除氧器水位下降，凝汽器热井水位上升。机组减负荷的过程相反。凝结水调负荷技术本质是一种利用蓄能的技术，利用的是汽机回热/加热系统中蓄能的变化。凝结水调负荷主要作用是提高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负荷响应的延时，但机组最终的负荷响应仍然取
7、决于锅炉燃烧率的变化。3 项目实施路线虽然凝结水节流可以在短时间内增加或减小机组的功率输出，但是凝结水流量频繁的波动对凝结水系统产生冲击，影响机组的安全稳定运行。在6月份玉环电厂有关节能型协调控制的专题讨论会上，电厂有关人员就指出，漕泾电厂曾发生过除氧器上水调门断裂过的事故，另外玉环电厂也担心凝结水压力波动大会使管道受损。鉴于此，在玉环电厂实施的节能型协调控制系统中的凝结水节流只在机组需要增加出力时才使用。目前1000MW的超超临界机组在减负荷时，机组功率的精确控制不是问题，没有必要增加凝结水流量来降低机组的输出功率。况且AGC模式下，机组功率指令上上下下无序变化，机组增减出力都使用变凝结水流
8、量，对热力系统冲击较大，不利于安全运行。机组需要增加出力的工况包括：a、一次调频动作（电网低频）；b、协调控制状态下机组升负荷过程中（包括AGC和LOCAL两种模式，MWDLoadTarget时）；c、稳态协调控制下（CCS稳态工况下MWD=LoadTarget且实际负荷低于功率指令超过8MW，延时1min）。滑压曲线下移后，汽机调门在稳态工况下的开度在45及以上，这时汽机调门的节流度很低，一旦主汽压力下降，汽机很容易基本无节流，这样会造成汽机调门时常基本无节流，又时常关下来，对机组的安全不利。因此在DEH中将调门的阀限定为50，即汽机的调门最大只能开大到50。考虑到夏季高背压工况下，机组要达
9、到额定出力，需要开启补汽阀，建议在夏季工况下，可参照外高桥电厂，提高主蒸汽压力，从而避免开启补汽阀。即主汽压力的设定根据凝汽器的背压做适当的调整，也使得稳态工况下汽机调阀的阀位在预定区域。考虑到低负荷时凝结水节流受到较多因素的制约（包括精处理入口压力、给泵密封水压力等），经与电厂方多次讨论，决定增加低加的旁路系统，即从轴封加热器后增加管路到除氧器，管路上配置电动隔离阀、气动调节阀。这样一来，凝结水节流就有两个实施的技术手段，一是凝泵转速降低，另一个是打开低加旁路。低加旁路的实施，实现了降低低加凝结水流量升负荷，又不影响正常的除氧器上水、凝结水精处理、给泵密封水等。节能型协调控制系统的总体工作路
10、线是：降低机组滑压曲线，使得汽机调门在稳态工况下的开度保持在45及以上，降低调门的节流损失。当机组有升负荷的需求时，首先依靠凝结水节流调负荷（解决变负荷初期50s的负荷响应），其次依靠锅炉给水的快速响应（解决变负荷中期5080s的负荷响应），然后依靠锅炉燃烧率的提高、合理的超调（解决变负荷中后期的负荷响应），补充利用了的蓄热，最终恢复系统的平衡。本次研究的方法包括理论计算和现场试验。理论计算的依据包括汽轮机厂提供的TRL工况下的汽机热平衡图。根据汽机热平衡图，可以计算出理论上低压加热器全部撤出后，机组发电功率短时间内所能增加的最大范围。考虑到机组实际运行中，凝结水系统收到较多的限制，因此理论计
11、算得到的凝结水调负荷能力要低于实际值。为了得到实际机组运行中，凝结水调负荷的能力，需要做凝结水调负荷的特性试验，理论计算得到的数值可以为特性试验做参考。考虑到机组在不同负荷段内的流量特性、功率响应有所不同，凝结水调负荷的特性试验应当分不同的负荷工况进行，以100MW为一个断点，从5001000MW负荷范围内进行凝结水改变负荷的特性试验。凝结水改变负荷的特性试验完成后，可以在机组DCS中搭建凝结水调负荷的功能模块，该模块接受来自协调控制系统的功率指令，输出为低加旁路调节阀阀位开度指令、凝泵变频指令。为了确保机组的安全稳定运行，需要对机组的除氧器、凝汽器、低压加热器水位控制回路进行逻辑优化。在完成
12、逻辑优化后，进行特定的水位扰动试验，确保凝结水流量改变后，除氧器、凝汽器、低压加热器的水位控制在安全范围内，除氧器、凝汽器、低压加热器液位控制逻辑优化，主要是完成快速的前馈回路。凝结水变负荷特性试验中，除氧器、凝汽器、低压加热器液位调节阀的阀位变化可以作为前馈回路的依据。节能型协调控制系统下，锅炉的燃料量、给水量、送风量要更加精确，因此需要做燃烧要素的定位试验。燃烧要素定位试验中，机组要撤出AGC，因此需要获得电网的许可。与凝结水调负荷特性试验相似，锅炉燃烧要素的定位试验要在机组正常运行负荷范围内分段多次进行。锅炉燃烧要素的定位试验完成后，需要在协调控制逻辑修改燃料、给水的静态分配指令，对锅炉
13、燃烧的KICK分量也要重新完善。这主要是考虑到对机组热力系统蓄热损失的弥补，同时又不能影响机组的稳定运行。最后将节能型协调控制系统投入使用，并进行多次负荷摆动试验，从而完成对控制逻辑、控制参数的优化。可以预见，最终的负荷摆动试验将耗时数周。期间需要对机组进行全范围内的升降负荷试验，根据实际工况，对协调控制逻辑、凝结水调负荷逻辑、除氧器水位控制、凝汽器水位控制、低压加热器水位控制的逻辑和参数进行修改完善。具体的技术路线如图2所示。图2 技术路线图4 项目具体工作内容节能型协调控制系统具体实施的工作内容如下所示：1) 完成TOP平台与DCS的通讯，DCS侧完成与TOP平台的通讯逻辑、通讯接口逻辑。
14、优化组态首先组态外挂优化系统状态判断逻辑，判断优化系统是否正常运行，同时应将所有优化信号的质量传递处理为无质量信号，以免优化系统通讯故障时影响原系统的控制方式影响系统正常运行。对于完全由优化系统发送控制指令的减温水控制等指令组态方式如下：在原PID与手操器间插入下图所示逻辑，当优化系统正常并选择优化控制方式时，将优化系统的优化指令输出到对应手操器，同时相应的PID应跟踪，保证优化系统运行中故障时能够无扰切换到原PID控制方式；当未选择优化控制方式或优化系统故障时，选择原PID信号输出，同时原PID控制方式按原有逻辑进入指定方式。对于给水、燃料等修正优化信号的组态方式如下：将优化信号附加到原控制
15、信号上，通过F(x)和加法块的系数，设置是否引入优化控制信号和引入的强度等。2) TOP平台根据采集的机组运行数据，对锅炉燃烧、汽机功率控制、汽温与燃水比进行建模，完成新型控制系统的组态设计，具体如图3所示。 图3基于凝结水调负荷的协调控制系统示意图新型控制系统主要实现如何合理及时地恢复机组蓄热。凝结水节流利用机组低压侧的抽汽蓄热，帮助机组在变负荷初期实现功率的快速响应。但在锅炉新增燃料已经转换为做功的蒸汽后，应当让机组热力系统内的抽汽蓄热恢复。具体来说，应当使除氧器内的饱和水、各级低压加热器内的饱和水质量和焓值回复。为了弥补机组蓄热的损失，应当额外增加燃料量。这就需要对已经利用的机组蓄热的热
16、量进行计算，在根据实际燃料的热值校正系数，计算出需要额外增加的燃料量。要真正实现超超临界直流机组汽机调门基本无节流，利用凝结水流量的改变来改善由于锅炉燃烧的滞后而产生的负荷响应延时，在工程上还需要相当多的工作要做。特别要注意以下问题：负荷指令如何安全、可靠、合理地送至凝泵出口调门控制回路。协调控制系统需要根据机组主汽压力、主汽温度、锅炉燃烧的惯性时间，计算出需要热力系统释放多少千焦的热量。计算锅炉的蓄热，除了主汽压力、主汽温度等参数外，还需要锅炉的蓄热系数。锅炉蓄热系数可以根据相关参数进行理论计算，但理论计算的结果与实际值往往有一定的偏差，因此还需要通过试验的手段来整定锅炉的蓄热系数。当锅炉新
17、增燃料转换成主蒸汽上升的压力，锅炉燃烧产生的能量与汽机以固定速率的能量输出间达到平衡后，协调控制系统应当及时释放送至凝结水调负荷模块的功率指令。此外，协调控制系统应充分考虑机组蓄热量的大小，密切监视除氧器水位、凝汽器热井水位、低压加热器水位控制系统的运行情况，一旦发生异常，协调控制系统应当立即将送至凝结水调负荷模块的功率指令复归到零，以确保机组的安全运行。凝结水调负荷模块切至正常工作模式，即凝泵出口调阀控制除氧器液位。锅炉侧燃料、给水等的控制策略的修改和完善，与基于凝结水节流技术相配套，合理及时地恢复机组的蓄热。为了及时恢复机组的蓄热，燃料量要有一个额外增加的过程。当机组蓄热得到恢复后，要及时
18、将额外增加的燃料切除，具体如图4所示。图4 额外增加的燃料量变化曲线变负荷和稳态过程，凝结水调负荷控制方式的合理切换，保证水位的稳定。变负荷过程中，凝结水调负荷模块的工作方式是凝结水节流；机组稳态过程中，凝结水调负荷模块的工作方式是除氧器水位控制。这样，凝泵出口调阀就有两个控制回路，两个控制回路的输出存在切换问题。从除氧器水位控制模式切到凝结水调负荷模式，其切换要迅速，反过来，切换要缓慢，因为两者的控制目的不同。由于除氧器水位控制采取三冲量控制，为了保证切换过程中控制系统的稳定，对高压加热器疏水的流量要进行定量的整定，作为除氧器水位外回路控制的前馈调节。需要对除氧器、凝汽器、低压加热器水位控制
19、回路、补水控制进行较大的设计改进与重新调整。3) 在DCS侧投入优化控制系统，进行机组升降负荷试验，观察机组在新的滑压曲线下工作状况，包括机组的负荷响应、过热汽温、再热汽温、除氧器及低加的水位变化等是否满足要求；4) 优化系统调试结束后，进行机组的性能考核试验，得到机组在新控制方式下的热耗率，并与项目实施之前进行比较；5) 项目总结，完成项目的技术报告、工作报告，开科技项目的鉴定会等。 5 危险源辨识及控制详见附表。附表1：危险源预控措施表（热工）项目名称：华能玉环电厂#3机组节能型协调控制系统科技项目实施作业时间： 编号：WX-08-2014-02序号选项危险源描述拟采取控制措施控制措施实施
20、确认1接受有关人员口头组态修改的通知严格执行组态修改审批单制度。2MCS在线下载不撤相关自动严格执行下载制度3FSSS在线下载严格执行下载制度4组态不及时备份以及修改不做记录严格执行系统备份制度5未经授权擅自使用工程师站/操作员站在工程师/操作员站旁用“非相关人员禁止操作”标示牌标示；对所有调试人员加强安全教育。6非试验人员擅自碰摸控制柜内模件、设备在电子室门口悬挂“非相关人员禁止入内”标示牌；在不影响其他工作的情况下，责任人要注意锁柜门。7强电信号串入输入卡件严格遵守调试规范8带静电触摸卡件放静电并戴防静电手腕9卡件严重积灰吹灰10卡件积露腐蚀防止11信号系统接地不符合要求严格遵守验收标准1
21、2DCS系统供电不符合要求严格遵守验收标准13用手触摸DO输出防止14射频干扰防止15信号强制错误或试验结束后忘记恢复。执行信号强制登记、审批制度16信号接线错误加强核对17非试验人员误入试验区域装设围栏并悬挂“止步！”标示牌。18万用表电流档测量数字量输入信号防止19万用表电阻档测量数字量输入信号防止20万用表电流档测量强电压信号防止21未经许可操作联调后的设备防止注1：作业开始前，负责人应首先进行安全及技术交底、任务分配，并落实控制措施确认人。注2：如果存在危险源，控制措施确认人应在相应的“选项”栏打“”，并在“确认”栏签名。确认人：附表2：安全、技术交底记录表(ZDS/04/Q 05-01)项目名称：华能玉环电厂#3机组节能型协调控制系统科技项目实施交底时间项目负责人交底地点交 底 人参加人员(签名)：交底内容：试验详细过程及注意事项详见华能玉环电厂#3机组节能型协调控制系统科技项目实施验方案记录人/日期：
