单元机组给水控制系统毕业设计.doc 46页

'单元机组给水控制系统毕业设计目录摘要IABSTRACTII1绪论11.1论文研究的背景和意义11.2国内外研究动态11.3论文的主要工作21.4本章小结32超临界直流锅炉概述42.1超临界机组简介42.1.1超临界机组定义42.1.2超临界机组在国外的应用42.1.3超临界机组在我国的应用52.2超临界直流锅炉62.2.1直流炉的工作原理62.2.2超临界直流炉的静态特性72.2.3超临界直流炉的动态特性82.3超临界机组的控制特点92.3.1汽包锅炉的控制特点92.3.2超临界锅炉的控制特点102.3.3超临界直流炉和汽包炉控制系统比较112.3.4超临界锅炉的控制任务112.4超临界锅炉的给水控制系统122.4.1锅炉给水控制系统的主要任务122.4.2锅炉给水系统的工艺流程122.5几种常见的超临界锅炉给水控制方案简介132.5.1超临界直流锅炉燃水比控制132.5.2中间点温度校正的给水控制系统简介152.5.3中间点焓值校正的给水控制系统162.6本章小结173600MW超临界机组给水系统控制设计183.1600MW超临界机组的给水系统设计背景18 3.1.1给水控制系统的指令183.1.2给水系统控制方案193.2600MW超临界机组的给水系统控制方案213.2.1给水流量定值形成说明303.2.2电泵给水流量调节说明303.2.3给水旁路阀水位辅助调节系统调节原理303.2.4汽泵给水流量调节说明303.3600MW超临界机组的储水箱水位调节系统控制方案313.3.1储水箱水位补偿说明413.3.2储水箱水位控制说明413.4本章小结41结论42参考文献43致谢44 1绪论1.1论文研究的背景和意义电力工业在我国国民经济中有着非常重要的作用。我国电力工业在新的起点上实现了又好又快发展，发电量和电网规模已居世界第一位。转变发展方式进展明显，电源结构逐步优化，水电装机2.3亿千瓦，年发电量6900亿千瓦时，风电并网运行规模超4500万千瓦，均居世界第一。技术装备水平显著提高，在大型空冷机组、循环流化床机组应用等方面取得国际领先地位[1]。超临界锅炉具有发电效率高、负荷适应性强等特点，是中国未来大型锅炉的发展趋势，深入研究并掌握其动态特性是十分重要的。直流锅炉是指靠给水泵压力，使给水顺序通过省煤器、蒸发受热面、过热器并全部变为过热蒸气的锅炉。由于给水在进入锅炉后，水的加热、蒸发和水蒸气的过热，都是在受热面中连续进行的，不需要在加热中途进行汽水分离。因此，它没有自然循环锅炉的汽包。在省煤器受热面、蒸发受热面和过热器受热面之间没有固定的分界点，随锅炉负荷变动而变动。直流锅炉的主要优点是它可适用于一切压力，特别在临界压力及以上压力范围内广泛应用。由于它没有汽包，因此，加工制造方便，金属消耗量小；水冷壁布置比较自由，不受水循环限制；调节反应快，负荷变化灵活；启、停迅速；最低负荷通常低于汽包锅炉[3]。超临界直流锅炉的这些特点，也决定了其运行调节特性有别于汽包炉，汽温调节与给水控制的配合更为密切。机组的主要设备之一是锅炉，超临界机组中的锅炉都是直流炉，与汽包炉相比在控制上有其特殊性。最显著的区别是，在直流炉中没有汽包将给水控制系统与汽温控制系统和燃烧控制系统隔离开来。给水系统虽然在超临界机组中只是一个子系统，但其在整个机组中发挥着举足轻重的作用。通过使用，调试引进的国外超临界机组锅炉给水控制策略、供水控制系统的工艺流程，及时归纳、研究探讨和改进以形成我们自己的技术，以及对后面超临界机组仿真系统的开发和超超临界机组控制系统的研究有重要意义。本文将对直流炉的给水系统进行设计。1.2国内外研究动态超临界直流炉的专利方案，是由移居美国的捷克人马克本生在1919年提出的，1923年德国西门子公司按他的专利建成了第一台实验性超临界机组。从30年代至60年代，德国、美国、前苏联和日本，先后对超临界机组实验台进行实验，发现超临界机组不仅效率高，而且超临界蒸汽也有一定的优越性。因而，吸引着生产发展速度快、电力需求急、竞争能力较强的国家如美国、前苏联和日本，大步向前发展超临界机组，先后掌握了先进的超临界技术，而且技术比较成熟，自动控制水平比较高[5]。梁福余，庄建华在文献[9]中以国华太仓电厂6O0MW44 超临界机组全程给水系统为对象，对给水控制系统进行了详细分析，提出实现全程给水控制系统的控制策略，在调试过程中，主要进行了逻辑和参数的调整这种控制策略对其他发电厂同类机组实现全程给水自动调节具有一定参考作用，也为完善其他控制系统提供了新的思路。王玉清，董传敏等在文献[10]中针对超临界直流锅炉对象特性复杂、控制回路间相互耦合，导致实现给水全程控制难度较大。把机组整个给水过程分为干态模式和湿态模式给水2个阶段，分别采用相应的控制方案。干态模式用分离器出口焓值校正给水流量指令；湿态模式用最小流量来维持给水流量。同时，合理采用了前馈、变参数、变结构以及解耦等控制技术，来改善调节品质。通过现场调试和实际运行表明，焓值能很好地反映燃水比的变化，用焓值校正给水流量对维持过热汽温非常效果比较好。张秋生，岳建华等在文献[11]中根据超临界直流炉的控制特点及给水控制，分析了目前国内常用的两种控制结构，比较了基于中间点焓值校正和基于中间点温度校正的优缺点，提出了给水超驰控制策略以克服部分特殊工况下常规给水控制策略的不足，工程应用效果良好。李长青，毕艳洲等在文献[12]中针对超临界机组的控制特点，对淮浙煤电有限公司安徽凤台发电分公司1600MW超临界直流机组给水控制工作原理及其控制策略进行了介绍。基于STAR-90仿真平台，通过仿真试验，证明了该给水控制策略是合理的，达到了良好的调节效果，为今后国内超临界大型机组给水控制系统的研究设计提供了借鉴和参考。目前，随着单元机组容量的增大和参数的提高，机组在启停过程中需要监视和控制的项目越来越多，因此，为了机组的安全和经济运行，必须实现锅炉给水从机组的启动到正常运行，又到停炉冷却全部过程均能实现自动控制。1.3论文的主要工作1.3.1本论文主要包括如下研究内容（1）分析与设计超临界机组直流炉给水控制系统控制方案。（2）干湿态转换时应注意的问题。（3）锅炉启动和正常运行时煤水比如何分配最佳。（4）用Visio绘制某电厂给水控制方案的SAMA图。1.3.2论文的难点首先，本课题的难点是给水控制系统在超临界直流机组中的应用。在汽包炉机组中，给水控制系统成功的案例很多。不过在超临界机组中，由于超临界机组的给水量与主汽温有很强的耦合关系，所以在考虑给水量的同时也要考虑到主汽温的变化，因此给水与主汽温的关系将是组态中考虑的难点。其次，直流炉给水系统是一个串级加前馈的控制系统，串级系统中主调节器和副调节器的合理搭配以及前馈参数的合理调整也将是组态及调试中遇到的问题。最后，如何在给水指令形成回路将给水泵公用指令合理的分配到3台给水泵也是值得关注的问题，如果指令分配不好，将会造成给水系统的扰动，对系统的稳定性影响较大。44 1.4本章小结超临界机主与相同容量的亚临界汽包炉相比，反应速度更快，更难于控制。600MW超临界直流锅炉以其启停速度快、负荷变化快的特点将逐渐成为我国今后发展的调峰主力机组，对该机型的运行特性应更深入的了解，在实际运行中更为合理和精确的控制机组运行。4444 2超临界直流锅炉概述2.1超临界机组简介2.1.1超临界机组定义超临界机组是指过热器出口主蒸汽压力超过22.125MPa。目前运行的超临界机组运行压力均为24～25MPa。理论上认为，在水的状态参数达到临界点时(压力22.125MPa，温度374.15℃)，水的汽化会在一瞬间完成，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别。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维持自然循环，即不能再采用汽包锅炉，直流锅炉成为唯一型式。超临界机组具有无可比拟经济性，单台机组发电热效率最高可达50%，每kW/h煤耗最低仅有255g，较亚临界压力机组煤耗低；同时采用低氧化氮技术，在燃烧过程中减少65%的氮氧化合物及其它有害物质的形成，且脱硫率可超98%，可实现节能降耗、环保的目的。超临界机组和超超临界机组不仅提高煤炭利用率，而且是降低环境污染有效而经济的途径之一[1]。2.1.2超临界机组在国外的应用水的临界状态点压力和温度分别为22.125MPa和374.15℃。通常认为蒸汽参数超过水的临界状态点压力和温度数值的机组称为超临界机组，实际投运的超临界机组的蒸汽参数大多在23.5MPa，538℃以上，一般把参数超过29MPa，560℃的机组称为超超临界机组或高效超临界机组。蒸汽机组随着蒸汽参数的提高，机组效率不断上升，表2-1列出了亚临界机组，超临界机组和超超界机组的净效率和供电煤耗。表2-1亚临界、超临界和超超临界机组的净效率和供电煤耗蒸汽参数机组净效率/%供电煤/G(KWH)-117MPA，538℃37—38330—34024MPA，538℃40—41310—32030MPA，566℃44—45290—300超临界直流锅炉的专利方案，是由捷克人马克本生在1919年提出来的，1923年德国西门子公司按他的专利建成了第一台试验性超临界机组。美国于1957年在Philo电厂投运了蒸汽参数为31MPa，538℃功率为125MW的超临界试验机组，随后投产了蒸汽参数更高的Eddystone电厂，其蒸汽参数34.4MPa，566℃功率为325MW超超临界机组。美国由于初期采用了过高的蒸汽参数，超出了当时的技术水平，不可避免地发生了频繁的事故，后来制造的超临界机组蒸汽参数大多采用24.1MPa，538℃美国投运的超临界机组大约170台，其中燃煤机组占70%以上，并拥有台世界上单机容量最大的1300MW44 机组。由于美国电力工业大力发展高效的燃气蒸汽联合循环，绝大部分超临界机组都是在上世纪60和70年代投运的。前苏联从上世纪50年代以来一直积极地发展超临界机组，主要立足于国内自主开发。1963年投运了第一台蒸汽参数为25MPa，570℃功率为300MW的超临界机组，其后所有300MW及以上的机组都采用超临界技术。至1985年共有18台超临界机组投入运行，总功率达6800万kW，单机功率最高为1200MW，蒸汽参数为23.5MPa，540℃。日本发展超临界机组采用引进、仿制、创新的技术路线。日本第一台超临界机组是从美国通用公司引进的600MW样机，于1967年正式投入运营。随后，由东芝公司仿制相同样机于1969年投运，而1971年投运的600MW机组则有效地利用了日本自己的技术。当日本发现引进的美国超临界机组技术不能在广泛的范围内滑压变负荷运行和快速经济地启停时，便在70年代后期果断从欧洲引进了水冷壁管螺旋盘绕上升的本生超临界直流锅炉技术。80年代以后，日本能自行开发能够带中间负荷，滑压运行的超临界直流锅炉。日本将450MW以上机组全部采用超临界参数，超临界机组占其火电容量的50%以上，最大单机容量为1000MW，蒸汽参数一般为24.1MPa，538～566℃[14]。2.1.3超临界机组在我国的应用20世纪70年代末，随着改革开放和经济的快速增长，我国的电力工业迅猛发展。20世纪80年代，我国从美国WestingHouse公司和CE公司引进了亚临界300MW和600MW等级的技术，并成功地进行了国产化。此后的20年内，这两个等级的机组一直作为中国电力建设的主力机组，其运行供电煤耗约在320～340g/kWh(净效率为36.1%～38.4%，不含脱硫)。我国超临界机组的发展起步较晚，但起点较高。大陆的第一个超临界机组项目是上海石洞口第二发电厂的2×600MW超临界机组，这是我国电力超临界技术发展的第一个里程碑[4]。自20世纪90年代后期，大容量先进超超临界机组在德国及日本等国相继建成投产，这些机组的运行性能得到了国际业界的普遍认可。2004年，继上海外高桥第二发电厂900MW超临界机组顺利投产后，由我国政府主导，通过引进技术国产化及国内自主研发，我国的火力发电建设的重心开始转向600MW和1000MW等级的引进技术型国产超临界和超超临界机组。基于节能减排的要求，1000MW等级的机组已成为目前我国新建燃煤机组的主流。2006年11月，我国首台1000MW超超临界机组在浙江玉环电厂建成投产。近年来，我国的电力总装机容量每年以9.0×107～1.1×108kW的规模高速增长，截至2010年底，我国已建成投产1000MW超超临界机组33台，全国发电装机总量已达9.62×108kW，其中73.4%为火电机组[1]。对已投产的600MW超临界机组的运行情况进行统计，年平均含脱硫煤耗约为310g/(kWh)(净效率为39.62%)，而大部分1000MW超超临界机组的年平均含脱硫煤耗在290～300g/(kWh)(净效率为40.95%～42.36%)，这些已投产机组的运行煤耗大大低于我国火电机组的平均煤耗。同时，为加快节能减排的步伐，我国政府每年关停大量的中小容量(200MW44 及以下)高耗能机组，使得全国火电机组的容量和效率结构明显改善，平均煤耗逐年稳步下降。2.2超临界直流锅炉2.2.1直流炉的工作原理直流锅炉依靠给水泵的压头将锅炉给水一次通过加热、蒸发、过热各受热面而变成过热蒸汽。直流炉的汽水流程如图2-1所示。在直流锅炉蒸发受热面中，由于工质的流动不是依靠汽水密度差来推动，而是通过给水泵压头来实现，工质一次通过各受热面，蒸发量等于给水量，故可认为直流锅炉的循环倍率为1。图2-1直流炉工作原理图直流锅炉没有汽包，在水的加热受热面和蒸发受热面间，及蒸发受热面和过热受热面间无固定的分界点，在工况变化时，各受热面长度会发生变化。1.直流锅炉的结构特点直流锅炉无汽包，工质一次通过各受热面，各受热面之间无固定的界限，随着锅炉负荷和工况的变动而变动。直流锅炉的结构特点主要表现在蒸发受热面和汽水系统上。直流锅炉的省煤器、过热器、再热器、空预器及燃烧器等与自然循环锅炉相似。2.直流锅炉适用于压力等级较高的锅炉根据直流炉的工作原理，任何压力的锅炉理论上都可采用直流锅炉。但实际上中、低压锅炉、高压锅炉以及亚临界锅炉一般均采用汽包型，而超临界压力的锅炉只能采用直流型。3.直流锅炉可采用布置自由的小直径蒸发管直流锅炉采用小直径蒸发管会增加水冷壁管的流动阻力，但由于水冷壁管内的流动为强制流动，且采用小直径蒸发管大大降低了水冷壁管的截面积，提高了管内汽水混合物的流速，因此保证了水冷壁的安全。工作压力相同的条件下，水冷壁管的壁厚与管径成正比，直流锅炉采用小管径水冷壁且不用汽包，可以降低锅炉的金属耗量。与自然循环锅炉相比，直流锅炉通常可以节省约20%～30%的钢材。但由于采用小直径蒸发管后流动阻力增加，给水泵电耗增加，因此直流锅炉的厂用电量比自然循环锅炉大。4.直流锅炉的给水品质要求高44 直流锅炉没有汽包，不能进行锅内水处理，给水带来的盐分除一部分被蒸汽带走外，其余将沉积在受热面上影响传热，且这些盐分只有停炉清洗才能除去，因此为了确保受热面的安全，直流锅炉的给水品质要求高。直流炉通常要求凝结水进行100%的除盐处理。5.直流炉的自动控制系统要求高直流炉无汽包且蒸发受热面管径小，金属耗量小，使得直流锅炉的蓄热能力较低。当负荷变化时，依靠自身锅水和金属蓄热或放热来减缓汽压波动的能力较低。当负荷发生变化时，直流炉必须同时调节给水量和燃料量，以保证物质平衡和能量平衡，才能稳定汽压和汽温。6.直流锅炉的启停速度和变负荷速度快为了保证受热面的安全工作，且为了减少启动过程中的工质损失和能量损失，直流锅炉需设专门的启动旁路系统。直流锅炉由于没有汽包，在启停过程及变负荷运行过程中的升、降温速度可快些，锅炉启停时间大大缩短，锅炉变负荷速度提高。2.2.2超临界直流炉的静态特性热力学理论认为，在22.125MPa、温度374.15℃时，水的汽化会在一瞬间完成，即在临界点时饱和水和饱和蒸汽之间不再有汽、水共存的两相区存在，两者的参数不再有区别。由于在临界参数下汽水密度相等，因此在临界压力下无法维持自然循环，只有采用直流炉。超临界直流炉的汽水形程经历了加热、蒸发和过热三个过程，如图2-2所示。图2-2超临界直流炉汽水行程示意1.汽温静态特性由图2-2可知，超临界直流炉的各级受热面串联连接，给水的加热、蒸发和过热三个阶段的分界点在受热面中的位置虽工况变化而变化。根据一次工质在稳定工况下的热平衡方程式且假设二次工质吸热量为0（无再热器），有：(2-1）式中W——给水流量，等于主流量；hgr——过热蒸汽焓；hgs——给水焓；M——燃料量；44 ηgl——锅炉效率；Qar，net——燃料量应用基低位发热量；经整理得：（2-2）对一个新工况，有：（2-3）由式（2-2）和（2-3）可知：①当即燃水比不变时，过热蒸汽焓（温度）保持不变；②当燃料发热量变小时，过热蒸汽焓（温度）随之降低；反之，升高；③当给水焓降低时，过热蒸汽焓（温度）随之降低；反之，升高；2.汽压静态特性超临界机组的主汽压由系统的质量平衡、热量平衡和工质流动压降等决定。①当燃料量M增加时，若燃水比保持不变，则主汽流量增加从而使汽压上升；若燃水比增加，则过热汽温增加，减温水流量也需增加，相应地增加主汽流量，从而汽压上升。②当给水流量增加时，若燃水比保持不变，则主汽流量增加从而使汽压上升；若燃水比减小，从而过热汽温降低，减少减温水流量，汽压基本不变。2.2.3超临界直流炉的动态特性超临界直流炉在运行过程中经常受到各种扰动，如汽机调门开度扰动、燃料量扰动等，各种扰动下的动态特性示意如图2.3所示。图2-3超临界机组的动态特性1.汽机调门开度扰动（图2-3a）44 汽机扰动对锅炉是一种负荷扰动，对超临界机组的影响具有典型的耦合特性：汽机调门开度变化不仅影响了锅炉出口的压力，还影响了汽水流程的加热段，导致了温度的变化。1)主汽流量迅速增加，随着主汽压力的下降而逐渐下降直至等于给水流量。2)主汽压力迅速下降，随着主汽流量和给水流量逐步接近，主汽压力的下降速度逐渐减直至稳定在新的较低压力。3)过热汽温一开始由于主汽流量的增加而下降，但由于过热器金属释放蓄热的补偿作用，汽温下降的并不多，最终主汽流量等于给水流量，且燃水比未发生变化，故过热汽温近似不变。4)由于蒸汽流量急剧增加，功率也显著上升，这部分多发功率来自锅炉的蓄热，由于燃料量没有发生变化，功率有逐渐恢复到原来的水平。2.燃料量扰动（图2-3b）燃料量扰动是指燃料量、送风量、引风量同时变化的一种扰动。1)由于给水流量保持不变，因此主汽流量最终仍保持原来的数值。但由于燃料量的增加而导致加热段和蒸发段缩短，锅炉中贮水量减少，因此主汽流量在燃料量扰动后经过一段时间的延迟会有一个上升的过程。2)主汽压力在短暂的延迟后逐渐上升，最后稳定在较高的水平。最初的上升是由于主汽流量的增大，随后保持在较高的水平是由于过热汽温的升高，蒸汽容积流量增大，而汽机调速阀开度不变，流动阻力增大所致。3)过热汽温一开始由于主汽流量的增加而略有下降，然后由于燃料量的增加而稳定在较高的水平。4)功率最初的上升是由于主汽流量的增加，随后的上升是由于过热汽温（新汽焓）的增加。3.给水流量的扰动（图2-3c）1)随着给水流量的增加，主汽流量也会增大。但由于燃料量不变，加热段和蒸发段都要延长。在最初阶段，主汽流量只是逐步上升，在最终稳定状态，主汽流量必将等于给水流量，稳定在新的平衡点。2)主汽压力开始随着主汽流量的增加而增加，然后由于过热温的下降而有所回落。3)过热汽温经过一段较长时间的延迟后单调下降直至稳定在较低的数值。4)功率最初由于蒸汽流量的增加而增加，随后则由于气温降低而减少。因为燃料量未变，所以最终的功率基本不变，只是由于蒸汽参数的下降而稍低于原有水平。2.3超临界机组的控制特点2.3.1汽包锅炉的控制特点44 汽泡锅炉的汽水行程中，汽包将锅炉受热面分割为加热，蒸发和过热三段。汽包在运行中除作为汽水分离器外，还作为燃水比失调的反冲器。当燃水比失去平衡关系时，利用汽包中的存水和空间容积暂时维持锅炉的工质平衡关系，以保持各段受热面积不变。因此，当我们用汽包水位H、过热汽温T和主汽压PT来表示汽包锅炉的运行状态时，与3个主要控制量（给水流量W、减温水流量WJ和燃料量M）之间的关系如下：可见，上式中的传递函数为上三角阵，由此也说明汽包锅炉给水、汽温和汽压控制可采用单变量系统的分析方法，设计相应的较为独立的控制系统。2.3.2超临界锅炉的控制特点在直流炉中给水变成过热蒸汽是一次性完成的，见图2-2，因此锅炉的蒸发量D不仅决定于燃料量M，同时也决定于给水流量W。因此，超临界机组的负荷控制是与给水控制和燃料量控制密切相关而不可分的。当给水量和燃烧率的比例改变时，直流炉的各个受热面的分界就发生变化，从而导致过热汽温发生剧烈的变化。根据上述超临界机组的静、动态特性分析，表征超临界机组运行状态的三个重要参数（主汽压力PT、微过热汽温Tsl和过热汽温T）与三个相应的控制量（燃料量M、给水流量W和减温水流量WJ）之间的矩阵方程可表示如下：由此可见，主汽压力与微过热汽温构成多变量相关被控对象，而减温水流量对主汽压力与微过热汽温没有直接的影响，因此在维持燃水比的前提下，减温水控制可按单回路控制系统设计。综上所述，超临界机组有以下控制特点：1.超临界机组是一个多输入、多输出的被控对象，输入量为给水量、燃料量、汽机调门开度，输出量为汽温、汽压和蒸汽流量；2.负荷扰动时，主汽压力反应快，可作为被调量；3.超临界机组工作时，其加热区、蒸发区和过热区之间无固定的界限，汽温、燃烧、给水相互关联，尤其是燃水比不相适应时，汽温将会有显著的变化，为使汽温变化较小，要保持燃烧和给水量的适当比例；4.从动态特性来看，微过热汽温能迅速反应过热汽温的变化，因此可以将该信号来判断给水和燃烧率是否失调；5.超临界机组的蓄热系数小对压力控制不利，但有利于迅速改变锅炉负荷，适应电网尖峰负荷的能力强。44 2.3.3超临界直流炉和汽包炉控制系统比较超临界机组与汽包炉机组的控制任务相同，即在能够承受的限度内，机组的发电负荷对指令的响应速度最快，同时协调锅炉与汽轮发电机间的运行，使锅炉的热量输入与电能输出相平衡，保持锅炉各输入，如燃料、风和水之间的匹配关系。为完成上述机组控制任务，机炉协调控制系统应做到：最大限度利用蓄能，具有快速响应的发电负荷控制，发电负荷控制与锅炉控制解耦，在所有工况下，锅炉指令都基于汽机的能量需求，保证锅炉与汽机相协调[6]。直接能量平衡（DEB）控制策略在汽包锅炉机组应用中表现出良好的性能。实际上，DEB控制策略最初是用于直流炉机组控制的，但直流炉机组DEB控制策略还需就以下问题进一步的研究和完善。1.热量度量，基于准确热量度量的锅炉输入热量和汽机需求信号的直接平衡是DEB良好控制性能的基础，准确的热量信号只反映锅炉的能量输入、对汽机调门开度变化是解耦的。而直流炉由于蓄热呈分布特性、无类似汽包的相对集中蓄热，简便的热量度量难以求取。直流炉这一重要信号缺失给解除机炉间的耦合、协调锅炉与汽机间的控制作用、发热量校正和燃水比校正都带来困难。2.蓄热量小，不能满足应快速响应的发电负荷控制的需要。控制系统应最大限度地利用直流炉能快速改变锅炉蒸汽负荷的能力，以补偿相对其相对较低的蓄热量，这在很大程度上取决于锅炉前馈信号选择和形式。另一方面，应有完善的实时监视锅炉跟踪负荷的能力，以锅炉实际能力为限改变机组负荷。3.严重非线性耦合的解除。应在深入分析超临界机组过程机理的基础上找出各参量间相互影响关系，减弱或消除不利的耦合。2.3.4超临界锅炉的控制任务超临界直流锅炉主要输出量为汽温、汽压和蒸汽流量（负荷），主要输入量是给水量、燃烧率和汽机调门开度如图2-4所示。由于是强制循环且受热区段之间无固定界限，一种输入量扰动则将对各输出量产生影响，如单独改变给水量或燃料量，不仅影响主汽压与蒸汽流量，过热器出口汽温也会产生显著的变化，所以比值控制（如给水量/蒸汽量、燃料量/给水量及喷水量/给水量等）和变定值、变参数调节是直流锅炉的控制特点。超临界机组的控制任务：1)快速、准确响应负荷并维持主汽压在一定的范围内，使锅炉的蒸发量适应负荷的需求；2)维持过热气温和再热气温在一定的范围内；3)维持燃烧的经济性；4)维持炉膛负压；44 图2-4超临界机组的输入输出2.4超临界锅炉的给水控制系统2.4.1锅炉给水控制系统的主要任务超临界发电机组没有汽包，锅炉给水控制系统的主要任务不再是控制汽包水位；而是以汽水分离器出口温度或焓值作为表征量，保证给水量与燃料量的比例不变，满足机组不同负荷下给水量的需求。当给水量或燃料量扰动时，汽水行程中各点工质焓值的动态特性相似；在锅炉的燃水比保持不变时（工况稳定），汽水行程中某点工质的焓值保持不变，所以采用微过热蒸汽焓代替该点温度作为燃水比校正是可行的，其优点在于：1)分离器出口焓（中间点焓）值对燃水比失调的反应快，系统校正迅速。2)焓值代表了过热蒸汽的做功能力，随工况改变焓给定值不但有利于负荷控制，而且也能实现过热汽温（粗）调整。3)焓值的物理概念明确，用“焓增”来分析各受热面的吸热分布更为科学。它不仅受温度变化影响，还受压力变化影响，在低负荷压力升高时（分离器出口温度有可能进入饱和区），焓值的明显变化有助于判断，进而能及时采取相应措施。因此，静态和动态燃水比值及随负荷变化的焓值校正是超临界直流锅炉给水系统的主要控制特征。2.4.2锅炉给水系统的工艺流程在锅炉启动和低负荷运行时（35%BMCR），分离器处于湿态运行，分离器同汽包一样起着汽水分离的作用，此时适当控制分离器水位，通过循环回收合格工质。当锅炉进入直流运行阶段时，分离器处于干态运行，成为（过热）蒸汽通道。一般机组配备有汽动给水泵和电动给水泵。在机组启动时，电动给水泵以最低转速运行，用其出口管道旁路上的气动调节阀控制给水流量。当机组负荷上升，给水流量加大时，由给水控制系统的信号控制给水泵的转速，以调节给水流量，直至汽动给水泵投入，停止电动给水泵运行，使其处于备用状态。启动过程中，蒸汽加热除氧器给水，主给水泵的出水分别经三级高压加热器后进入省煤器，考虑到低负荷下直流锅炉对44 流速的要求，在启动和低负荷阶段保证最小给水流量。流过水冷壁管的汽水混合物进入分离器，分离器疏水分两路，一路进入除氧器，进行合格工质及热量的回收；另一路经扩容器扩容后进入疏扩箱，由扩疏泵输送至凝汽器或直接向外排放。随着循环加热的进行，当给水达到一定温度后，锅炉允许点火。给水系统按要求的流量、压力和温度供给锅炉给水，以及向有关设备供给各种运行工况所需要的减温水，以保证机组的正常运行。直流锅炉的汽水系统如图2-5。图2-5直流锅炉的汽水系统2.5几种常见的超临界锅炉给水控制方案简介2.5.1超临界直流锅炉燃水比控制燃水比就是燃料量与给水量的比值。通常，超临界直流炉的运行可以看作是一个多输入、多输出的被控对象，它的主要输出量为蒸汽的温度、压力和流量(负荷)，主要输入量是给水量、燃烧率和汽机调门开度。由于超临界直流锅炉采用强制循环而且受热区段无固定界限，因此每一种输入量的扰动都将对各个输出量产生作用，例如单独改变给水量或燃料量，不仅影响主汽压与蒸汽流量，还会导致过热器出口汽温发生显著变化，所以超临界直流锅炉都采用比值控制(如燃料量/给水量、喷水量/给水量、给水量/蒸汽量等)。和亚临界汽包锅炉相比，超临界锅炉给水控制系统的主要任务不再是控制汽包的水位，而是保证给水量和燃料量的比例，满足机组不同负荷下给水量的要求。在锅炉的运行中燃水比不是恒定不变的，它随着负荷的变化而改变：44 式中:F———燃料量，t/h；W———给水量，t/h；ist———主蒸汽焓值，J/g；ifw———给水焓值，J/g；Qnet———燃料低位发热量，J/g；η———锅炉效率。又由于锅炉给水温度是随负荷的增加而升高的，故ifw也随之升高，机组定压运行时主蒸汽温度和压力为定值，即ist为一定值，Qnet和η可视为常数，因此燃水比通常随着负荷的升高而减少。燃水比的调节在超临界机组的给水和过热汽温控制中起着重要的作用，但是由于燃水比变化时，过热汽温的响应延时很长，几乎不能直接使用过热汽温作为燃水比的反馈信号，因此采用什么信号来更为快速和精确地反映燃水比的变化从而提高给水调节和汽温调节的性能，一直是直流锅炉控制中研究的热点。反映燃水比的信号有加热段水温、微过热汽温、微过热蒸汽焓值、最大热容区工质密度；反映燃料热量的信号有烟气温度、火焰辐射温度、炉膛内蒸发段管外壁温度、微过热区热信号和锅炉出口热量信号等，据此组合可以构成十余种燃水比控制系统。其中烟气温度、火焰辐射温度和炉膛内蒸发段管外壁温度对燃料量变化响应很快，但很容易受烟气再循环量的变化、炉膛受热面结焦吹灰、火焰中心上下移动等因素的干扰，准确度较差；加热段水温度、微过热气温、微过热蒸汽焓值对燃料热量和给水量响应较慢，响应时间常数达2.0～4.0min，随负荷变化时纯滞后时间达0.5～1.0min，另外在变压运行时，由于蒸发段的位置变化，常使测点位置进入饱和区而失效(或接近饱和区精度变差)。而汽水分离器处的微过热汽温或微过热蒸汽焓值对燃水比扰动的响应曲线是单调的，响应较快并近似一阶惯性环节，因此在直流锅炉控制中得到广泛的应用。作为直流锅炉给水控制的重要修正信号，通常这一点的温度也被称作“中间点温度”。当然，在不同的负荷(压力)下，由于饱和温度的不同，“中间点温度”的定值也是随负荷变化的。中间点温度和中间点焓值均可作为燃水比的反馈信号，然而当负荷变化时中间点焓值在灵敏度和线性度方面具有明显的优势。由水和蒸汽的热力性质可知，热焓-压力-温度间存在如图2-6的关系[15]；可以看到，蒸汽的过热度越低热焓-压力-温度间关系的非线性度越强，特别是亚临界压力下饱和区附近，这种非线性度更强。另外还可以看到，在过热度低的区域，当增加或减少同等给水量时，焓值变化的正负向数值大体相等，但中间点温度的正负向数变化量则明显不等。当中间点温度低到接近饱和区，给水量的扰动可引起明显的焓值变化，但温度变化却很小。因此选用中间点焓值，可以保证燃水比的调节的精度和性能。44 图2-6　工质热焓-压力-温度曲线中间点焓值除了对燃水比失调反映快系统校正迅速以外，焓值还代表了过热蒸汽的作功能力，因此随工况改变焓值的给定值不但有利于负荷控制，而且也能实现过热汽温粗调。同时焓值的物理概念明确，用“焓增”来分析各受热面的吸热分布更为科学。它不仅受温度变化影响，还受压力变化影响，在低负荷压力升高时(中间点温度有可能进入饱和区)，焓值的明显变化有助于判断，进而能及时采取相应的措施。2.5.2中间点温度校正的给水控制系统简介中间点温度的反应速度尽管不如焓值快，而且在亚临界压力下饱和区附近也不能够快速反映炉膛内热量的变化，但是由于它的控制结构简单，组态容易实现，因此在国内的超临界机组上还是得到普遍的应用。其控制系统简化原理如图2-7所示。44 t1:一级减温器入口温度　t2:一级减温器出口温度t3:分离器口温度　A1:锅炉主控指令F1(x):给水流量目标值　F2(x):分离器出口温度目标值F3(x):一减目标降温图2-7　中间点温度校正给水控制系统原理图图中，锅炉的主控指令经过一阶惯性滤波后通过函数F1(x)转换成给水流量目标值(此数值代表了燃水比的理论计算值)，经过分离器出口温度(中间点温度)和一级减温器出入口温差调节器的修正后，利用最小流量限制器取大后最后生成给水流量指令。分离器出口温度目标值F2(x)是锅炉主控指令的函数，设置原则是保证分离器出口温度有一定的过热度[14]。2.5.3中间点焓值校正的给水控制系统早在模拟量仪表时期就有人尝试采用中间点焓值校正的直流锅炉给水控制方式进行尝试与研究，但是焓值测量比较困难，焓值校正的给水控制系统也因此一直未能得到深入研究与推广使用。焓值是温度和压力的两维函数，以前大多数DCS都要利用函数模块或者差值计算模块来搭建焓值查询表，由于蒸汽的过热度越低，焓值-压力-温度间的非线性越强，要能够查询到从大约25%负荷到满负荷机组所有参数下的焓值，必需采用大量的模块才能实现，这样就需要经过很长时间的运算周期才能查到当前的焓值，当负荷快速变化等工况导致温度或者压力的变化比较快时，这种查询滞后的结果就会抵消焓值反映快的优势，最终导致主汽温的较大幅度的变化。这也是焓值控制校正缺点之一。不过，目前已经研制成功的DCS有热力学计算的模块能够直接根据输入计算出焓值，可以克服这个缺点[19]。2.5.3.1基本方案图2-8是中间点焓值校正的给水控制系统简化原理示意。图中，44 炉膛吸热量目标值为给水流量目标值与焓增的乘积；这个目标值经过锅炉金属储能的瞬态修正(锅炉金属能是基于炉膛出口饱和温度的变化率)，再除以来自焓值控制器的炉膛焓增需求值，就得出了实际的炉膛给水流量需求值。图2-8　中间点焓值校正的给水控制原理图在运行时，为了保护炉膛水冷壁炉膛，给水流量需求值应不低于最小流量值，虽然在冷态清洗期间，最小流量的限制可以取消，但一旦锅炉点火条件具备，应立即恢复启用这个最小流量限制，保证锅炉点火时炉膛水冷壁管中有足够的水流量[18]。2.5.3.2　中间点焓值定值的产生中间点焓值定值是实际负荷的函数。确定负荷-中间点焓值定值函数，主要考虑不同负荷对焓值的要求、中间点温度允许的变化范围、负荷变化对中间点压力的影响，以及不同负荷下减温水流量的均衡关系这样4个因素，焓值定值应通过试验综合确定，运行人员可以在操作员站上，改变焓值定值的偏置。需要指出的是，不同磨煤机组合焓值偏置不同。2.6本章小结本章介绍了超临界机组的概况；分析了超临界锅炉的静、动态特性及控制特点；分析了超临界锅炉给水系统的工艺过程；比较分析了亚临界汽包锅炉和超临界直流锅炉给水系统控制的异同。介绍了几种常见的超临界锅炉给水方案。44 3600MW超临界机组给水系统控制设计3.1600MW超临界机组的给水系统设计背景本文以双鸭山发电有限公司三期2×600MW机组为例进行给水系统的设计。本电厂选用哈尔滨锅炉厂有限责任公司与三井巴布科克（MB）公司合作设计、制造的超临界本生（Benson）直流锅炉，型号：HG-1900/25.4-YM3；机组汽轮机型号：CLN600-24.2/566/566，是哈尔滨汽轮机厂有限责任公司制造，机组采用合作制造方式，与三菱公司一起改进设计。本机组适用于大型电网中的调峰负荷及基本负荷；发电机为三相隐极式同步发电机，型号为QFSN-600-2YHG，冷却方式为水-氢-氢，定子绕组的冷却水由定冷泵水强制循环冷却，并通过定冷水冷却器进行冷却。锅炉给水系统均配置了1台电动给水泵型号为：MDG346，由沈阳水泵股份有限公司三菱重工业公司生产。2台汽动给水泵型号为：MDG566，由沈阳水泵股份有限公司生产。给水管路上配有一台30%容量的给水旁路调节阀和一台100%容量的电动截止阀。锅炉启动系统配有4只汽水分离器，1个储水箱和锅炉再循环泵。给水流量调节系统，主要包括：锅炉主给水流量补偿、锅炉主给水流量设定值、锅炉储水箱水位控制、电泵转速调节回路、A和B汽泵转速调节回路、给水旁路阀调节回路等。储水箱水位调节系统，主要包括：储水箱水位补偿、启动再循环阀控制、低容量溢流阀控制、高容量溢流阀控制。3.1.1给水控制系统的指令在机组燃烧率低于35%BMCR，锅炉处于非直流运行方式，给水控制保持35%BMCR流量指令，通过大小溢流阀及锅炉再循环阀控制分离器水位；当锅炉进入直流运行阶段，分离器处于干态运行，成为(过热)蒸汽通道，此时给水控制任务不仅是应负荷需求调整省煤器入口流量，还要调整微过热汽温达到期望的设定值，实现过热主汽温的粗调。给水流量指令的形成:(1)基本指令:锅炉的燃烧率指令通过相应的函数F(x)，经过三阶惯性环节计算出理想的主蒸汽流量和减温喷水流量，两者相减作为给水流量的基本指令，一方面使燃水比保持一致以保证过热汽温基本不变，另一方面是快速响应负荷变化。三阶惯性环节的作用是使快速的给水流量变化与慢速的燃烧过程相适应，保证负荷动态响应过程的匹配。(2)分离器中间点温度修正燃水比:微过热汽温能迅速反映燃水比的改变，采用微过热汽温调节器的指令(输出限制在0.8～1.2之间)乘以给水流量定值形成最终的给水流量指令，送至3台给水泵流量控制子回路。同样，微过热温度设定值加以一阶惯性环节的动态修正，使其与实际的物理过程相匹配。调节器采用变参数控制，以保证不同负荷工况点的调节品质。44 (3)减温喷水量与给水量的协调:直流炉在干态运行时，水汽转换一次完成，稳定流动时给水量(包含减温水流量)等于蒸发量。通过一减前后温差(代表减温喷水量)调节器的输出修正分离器出口温度的设定值，间接修正燃水比。温差调节器的目的是使减温水量在不同的负荷点时工作在适当的位置，提高燃烧经济性，但校正作用相对缓慢。3.1.2给水系统控制方案在超临界机组中，没有汽包这样的中间介质，因此必须使给水流量同锅炉的蒸汽流量-喷水流量的需求相适应。在蒸汽流量和燃料量和给水流量之间的任意一方出现配合不当均会使锅炉的蒸发点移动。因此，在给水系统中要控制分离器出口的温度的过热度。在给水系统中，正常给水流量定值是通过给煤量和总燃料量为基础的函数作为基本的给水量需求信号。在此基础上，加上分离器出口温度修正、分离器出口温度微分信号进行修正产生给水流量定值。分离器出口温度修正即中间点温度修正，其作用是修正燃水比。其修正原理是：对给定的锅炉负荷其允许的喷水量和分离器出口温度有一定的关系。当喷水量与给水量的比例增加时，说明煤与水的比例中煤量增多，煤量的增多反应最快的是分离器出口温度。正常的分离器出口温度和分离器出口压力有一定的函数关系，喷水量和给水量的比值也是锅炉负荷的函数。在给水流量定值形成回路中设计有跟踪回路，给水泵全手动时该定值将跟踪省煤器入口流量。3.1.2.1锅炉湿态运行时给水控制方案调节给水流量是为了满足产汽量和蒸汽温度控制的要求。在启动和低于本生负荷(30%BMCR)运行时，省煤器和水冷壁必须维持30%BMCR的最小通流量，以保证水冷壁在任何时候都能得到足够的冷却。这样就需要锅炉再循环泵从贮水箱将分离器分离出的给水泵入省煤器入口，再经过水冷壁、折焰角回路、分离器、返回贮水箱。在开始蒸发时，通过增加给水量和减少循环流量来维持水冷壁30%BMCR的流量。在稳定状态下，循环流量是由贮水箱水位确定的，给水泵流量是本生流量与循环流量之间的差值。当蒸发开始后，水冷壁中的汽水混合物在分离器中分离，饱和蒸汽进入过热器，饱和水返回到贮水箱。由于产生蒸汽，贮水箱水位下降，循环流量减少，增加给水流量去维持进入水冷壁的本生流量。当负荷增加到本生负荷时，贮水箱水位降到最低，循环泵控制阀关闭，当循环流量降低到约20%泵的设计流量时，最小流量截止阀开启，泵在最小流量下运行。随后锅炉完全在纯直流状态下运行，给水流量与蒸汽流量相匹配。循环泵在45%BMCR负荷下自动停运或在贮水箱低水位下跳闸，贮水箱水位由水位控制切换到限制流量模式下运行。循环泵在约35%BMCR负荷下自动启动，将汽水分离器分离出来的水泵回省煤器入口。44 在启动升压和低负荷运行期间，由于水的膨胀，水位会升高到超出泵控制范围之外，开启小溢流阀及其隔离阀以降低水位。如水位继续升高，还将开启大溢流阀及其隔离阀。大小溢流阀控制范围之间有一个重叠控制区。大小溢流阀的运行条件和控制范围[6]见图3-1。图3-1溢流阀运行控制启动初期，汽水膨胀将使水位升高到6400mm以上。在水位达到6700mm之前，除了泵保持循环之外，再没有其它措施去防止水位升高。在6700mm和7650mm之间，小溢流阀逐步开启，在7450mm和8160mm之间大溢流阀开启。为了防止溢流阀在储水箱压力较高时开启将储水箱排空，大溢流阀将在分离器压力大于5MPa时连锁关闭并禁止开启；当分离器压力大于20MPa时，小溢流阀被连锁关闭并禁止开启。锅炉湿态运行时，电泵勺管控制给水旁路调门前后差压，给水旁路调门控制省煤器入口流量为锅炉额定蒸发量的35%，约为670t/h[16]。3.1.2.2锅炉干态运行时给水控制方案在超临界机组中要保证主蒸汽温度的稳定，必须要控制汽水流程，控制蒸发点。一般通过控制燃水比来粗调主蒸汽温度，通过过热减温水来细调主蒸汽温度。理论和实践证明要保证直流锅炉的过热汽温的稳定，维持一定的燃水比并且通过控制汽水流程中某一点(通常取分离器出口处)的焓值为负荷的函数是切实有效的手段。由于该点位于整个汽水流程的前部，因此该点焓值(温度)对燃水比失调的反应快，惯性和迟延时间均较小。当给水量或燃烧率扰动时，汽水流程中各点工质温度的动态特性相似；在锅炉的燃水比保持不变时(稳定工况)，汽水流程中某点工质的焓值就保持不变。锅炉转直流运行稳定后，给水控制系统根据锅炉主指令和燃水比计算出给水流量定值，它代表不同负荷下对给水流量的要求；微过热温度(中间点温度)控制器输出给水流量校正系数(0.8～1.2)及时微调给水流量，最后给水控制器通过两汽泵转速控制和电泵勺管控制省煤器入口流量，最终保证中间点温度具有一定的过热度，且在允许范围内变化。分离器出口压力经一阶惯性环节后由f(x)计算出微过热温度定值。考虑实际工程设计中微过热温度定值设计与机组实际运行情况的偏差，特引入一减前后温差控制器，以保证减温水量和给水量的比例。44 3.2600MW超临界机组的给水系统控制方案给水流量调节系统分给水流量定值形成、给水泵给水流量主调节系统、给水调节阀给水流量辅助调节系统。44 图3-1给水流量44 图3-2给水流量逻辑44 图3-3给水控制一44 图3-4给水控制二44 图3-5给水控制三44 图3-6给水控制四44 图3-7给水控制逻辑一44 图3-8给水控制逻辑二44 3.2.1给水流量定值形成说明如图3-1给水流量，图3-3给水控制一和图3-4给水控制二所示。在超临界机组中，没有汽包这样的中间介质，因此必须使给水流量同锅炉的蒸汽流量喷水流量的需求相适应。在蒸汽流量和燃料量和给水流量之间的任意一方出现配合不当均会使锅炉的蒸发点移动。因此，在给水系统中要控制分离器出口的温度的过热度。在给水系统中，正常给水流量定值是通过给煤量和总燃料量为基础的函数作为基本的给水量需求信号。在此基础上，加上分离器出口温度修正、分离器出口温度微分信号进行修正产生给水流量定值。分离器出口温度修正即中间点温度修正，其作用是修正燃水比。其修正原理是：对给定的锅炉负荷其允许的喷水量和分离器出口温度有一定的关系。当喷水量与给水量的比例增加时，说明煤与水的比例中煤量增多，煤量的增多反应最快的是分离器出口温度。正常的分离器出口温度和分离器出口压力有一定的函数关系，喷水量和给水量的比值也是锅炉负荷的函数。给水泵控制回路中设计有跟踪，当给水泵切手动后给水泵手操器跟踪给水泵位置反馈信号，当再次投自动时能保证无扰切换。如图3-2给水流量逻辑所示，当省煤器入口给水流量坏质量、一级减温水流量坏质量、二级减温水流量坏质量或者再热减温水流量坏质量则给水流量坏质量。如图3-7给水控制逻辑一所示，当如图所示逻辑出现时，相应的PID调节器切手动。3.2.2电泵给水流量调节说明如图3-5给水控制三及图3-7给水控制逻辑一所示。给水流量定值形成后和省煤器入口流量信号比较作为电泵给水流量调节PID的输入，电泵给水流量调节通过调节电泵勺管，来调节省煤器入口流量。电泵程控启，开勺管到10％，电泵程控停，关勺管到10％。电泵停且在备用状态，电泵M/A站跟踪电泵指令。汽泵跳闸，联启电泵。3.2.3给水旁路阀水位辅助调节系统调节原理如图3-5给水控制三及图3-7给水控制逻辑一所示。35％给水调节阀水位调节系统，是典型的单回路调节系统，调节器接受给水流量偏差信号，经PID运算后，作为调节阀开度指令，调节给水流量。35％给水调节阀水位调节系统只用于上水和低负荷阶段，此时电泵在最小转速。正常带负荷情况下，该调节阀关闭，或手动调节。3.2.4汽泵给水流量调节说明如图3-6给水控制四及图3-8给水控制逻辑二所示。给水流量定值形成后和省煤器入口流量信号比较作为汽泵给水流量调节PID44 的输入，汽泵给水流量调节通过调节两台汽泵的转速，来调节省煤器入口流量。汽泵给水流量调节器的输出分别送到A、B汽泵M/A站。当A、B汽泵均自动时，运行人员可以通过汽泵指令偏置，分别调整A、B汽泵的出力。当A、B汽泵均手动时，汽泵给水流量调节系统手动，调节器输出跟踪A、B汽泵手操器输出平均值。因此，汽泵给水流量调节系统，通过PID调节器跟踪、M/A站偏置跟踪、定值跟踪手段，实现了A、B汽泵M/A站手自动无扰切换。3.3600MW超临界机组的储水箱水位调节系统控制方案在超临界机组中，没有汽包这样的中间储水箱水位采用三选中标准逻辑，启动再循环流量采用二选均标准逻辑。储水箱水位调节系统分启动再循环阀调节系统和高、低容量溢流阀水位辅助调节系统。44 图3-9储水箱水位控制一44 图3-10储水箱水位控制二44 图3-11储水箱水位修正44 图3-12储水箱水位控制逻辑图44 图3-13循环泵出口流量44 图3-14汽动给水泵再循环阀控制44 图3-15汽动给水泵再循环阀控制逻辑44 图3-16电泵再循环阀控制44 图3-17汽动给水泵再循环阀控制逻辑44 3.3.1储水箱水位补偿说明如图3-11储水箱水位修正所示。储水箱水位测量，采用平衡容器，通过测量差压来测量水位。在设计压力下差压—水位关系确定，即测量值是准确的。由于储水箱放汽压力对饱和水、饱和蒸汽密度影较大，当压力变化时，必须对水位进行储水箱放汽压力补偿。3.3.2储水箱水位控制说明3.3.2.1再循环阀调节系统调节说明如图3-14汽动给水泵再循环阀控制和图3-16电泵再循环阀控制所示。当给水泵处于低负荷时能保证最低流量，而不至于损坏给水泵，采取再循环阀调节系统使得给水泵处于最低给水流量。随着负荷的增加再循环阀开度会逐渐减小这样就使再循环阀逐渐关闭，最终当给水量超过最低给水量时，应完全关闭。同时再循环阀也可由手动操作，当再循环阀切手动时控制器跟踪M/A手操器输出跟踪，切手动条件如图3-15汽动给水泵再循环阀控制逻辑与图3-17电泵再循环阀控制所示。3.3.2.2高、低容量溢流阀调节说明如图3-9储水箱水位控制一及如图3-10储水箱水位控制二所示。当汽水混合物进入分离器容器，蒸汽流向过热器，水流向储水箱。在负荷非常低时，水没有被蒸发而全部进入储水箱，然后利用一台循环泵把水打回到省煤器入口。在启动期间，水膨胀在储水箱里会造成很高的液位，靠两个溢流阀的连续排放，排掉一些水。在循环泵和再循环阀正常工作但不能达到储水箱水位控制的要求时，就由溢流阀的自动和联锁功能来完成。对应于高、低容量溢流阀，其开度定值对应于储水箱液位。为避免储水箱压力高时引起同样开度下排水量的增加，引入储水箱压力对开度定值进行修正，使在高压力下阀门开度相应的减少，并且加入了动态滤波环节来保证信号的抗扰性。高、低溢流阀是按分段首先打开低容量溢流阀来操作的。为防止高、低容量溢流阀在特定情况下不必要的开启，设置了限制流量的方式。3.4本章小结本章针对目前国内普遍在用的600MW超临界机组设计了给水控制方案，并对该方案进行了控制方式的说明。超临界机组是复杂多变的控制对象，协调、给水、汽温等各个系统交叉相联，随着机组负荷的变化，机组的动态特性参数亦随之大幅度变化，因此系统设计应从全局出发，统筹考虑。44 结论超临界火电机组是常规蒸汽动力火电机组的自然发展和延伸。超临界直流锅炉具有发电效率高、负荷适应性强等特点，是中国未来大型锅炉的发展趋势，深入研究并掌握其动态特性是十分重要的。本论文介绍了超临界机组的概况；分析了超临界锅炉的静、动态特性及控制特点；分析了超临界锅炉给水系统的工艺过程；比较分析了亚临界汽包锅炉和超临界直流锅炉给水系统控制的异同，对超临界锅炉给水控制策略进行了研究。同时针对目前国内普遍在用的600MW超临界直流锅炉的给水控制系统进行了设计。绘制了给水系统的SAMA图，并对其进行了说明。超临界机组是复杂多变的控制对象，协调、给水、汽温等各个系统交叉相联，随着机组负荷的变化，机组的动态特性参数亦随之大幅度变化，因此系统设计应从全局出发，统筹考虑。总之，超临界机组与相同容量的亚临界汽包炉相比，反应速度更快，更难于控制。600MW超临界直流锅炉以其启停速度快、负荷变化快的特点将逐渐成为我国今后发展的调峰主力机组，对该机型的运行特性应更深入的了解，在实际运行中更为合理和精确的控制机组运行。44 参考文献[1]国家电力监管委员会编.电力监管年度报告（2011）2012[2]国家电力监管委员会编.电力监管年度报告（2006）2007[3]张磊，张立华.燃煤锅炉机组[M].北京：中国电力出版社.2006.[4]冯伟忠.我国超临界机组的发展.上海电力学院学报.2011年10月：417~422[5]郑泽民，危师让，杨寿敏.对我国发展大容量超临界火电机组的一些看法[J]．热力发电.1995，22(5)：23-30[6]刘吉臻.协调控制与给水全程控制[M].北京：水利电力出版社，1995.[7]边力秀.热工控制系统[M].北京:中国电力出版社，2002.[8]林文孚.单元机组自动控制技术[M].北京:中国电力出版社，2003.[9]梁福余，庄建华．国产600MW超临界机组全程给水控制策略．华电技术，2008年7月：64~67[10]王玉清，董传敏，郑亚光，张海萍，苗广祥．基于中间点焓值校正的超临界机组给水全程控制．锅炉技术，2010年5月：11~15[11]张秋生，岳建华，赵军，何志永．超临界机组的给水自动控制策略．华北电力技术，2007No.9：26~29[12]李长青，毕艳洲，段新会．超临界机组给水控制系研究．华电技术，2009年7月：20~23[13]朱北恒.火电厂热工自动化系统试验[M].北京:中国电力出版社，2005.[14]何同祥，牛玉广，王存旭，韩希昌.采用控制中间点焓值的直流炉给水控制系统[J].华东电力.1999，2：26~28[15]李卫伟，咸有伟，邓金波，官广正.俄制500MW超临界直流锅炉给水调节系统分析[J].电力科学与工程.2007，23(2)：60~63[16]陈华东，黄红艳.600MW超临界直流锅炉自动控制系统的特点及控制方案[J].锅炉技术.2006，37(2)：26~30[17]肖大雏.控制设备及系统.中国电力出版社.2006[18]华东电机工程学会.热工自动化.北京:中国电力出版社,2001[19]于达仁，徐志强．超临界机组控制技术及发展[J]．热能动力工程，2001，16(2)：115~121[20]肖大雏.超超临界机组控制设备及系统.化学工业出版社.2008[21]朱全利.超超临界机组锅炉设备及系统.化学工业出版社.200844 致谢经过多日的努力，本文终于定稿。由于时间仓促，以及本人才学疏浅，文中难免有错误和遗漏之处，恳请老师批评指正。本文是在导师何同祥的悉心指导和严格要求下完成的。论文从选题到定稿，无不凝聚着导师的辛勤付出，他渊博的知识，严谨的作风给我以深深的感染，使学生终生受益。在此毕业论文完成之际，谨向导师致以崇高的敬意和衷心的感谢！最后，向多年来一直支持、鼓励我的父母、朋友表示由衷的感谢我将在以后的工作和学习中加倍努力，来回报他们的厚爱。44'