600MW超臨界機組的自動發(fā)電控制

600MW超臨界機組的自動發(fā)電控制江蘇省電力試驗研究院有限公司PAGE\#"'頁：'#'

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'"使用3號宋體，加黑。對中。2007年7月PAGEPAGE\#"'頁：'#'

'"使用4號宋體，加黑。對中。超臨界機組的特性臨界火電機組的技術特點超臨界火電機組的參數、容量及效率超臨界機組是指過熱器出口主蒸汽壓力超過22.129MPa。目前運行的超臨界機組運行壓力均為24MPa~25MPa，理論上認為，在水的狀態(tài)參數達到臨界點時(壓力22.129MPa、溫度374.℃)，水的汽化會在一瞬時完成，即在臨界點時飽和水和飽和蒸汽之間不再有汽、水共存的二相區(qū)存在,二者的參數不再有區(qū)不。由于在臨界參數下汽水密度相等，因此在超臨界壓力下無法堅持自然循環(huán)，即不再能采納汽包鍋爐，直流鍋爐成為唯獨型式。提高蒸汽參數并與進展大容量機組相結合是提高常規(guī)火電廠效率及降低單位容量造價最有效的途徑。與同容量亞臨界火電機組的熱效率相比，采納超臨界參數可在理論上提高效率2%～2.5%，采納超超臨界參數可提高4%～5%。目前,世界上先進的超臨界機組效率已達到47%～49%。超臨界機組的啟動特點超臨界鍋爐與亞臨界自然循環(huán)鍋爐的結構和工作原理不同，啟動方法也有較大的差異，超臨界鍋爐與自然循環(huán)鍋爐相比，有以下的啟動特點：設置專門的啟動旁路系統(tǒng)直流鍋爐的啟動特點是在鍋爐點火前就必須不間斷的向鍋爐進水，建立足夠的啟動流量，以保證給水連續(xù)不斷的強制流經受熱面，使其得到冷卻。一樣高參數大容量的直流鍋爐都采納單元制系統(tǒng)，在單元制系統(tǒng)啟動中，汽輪機要求暖機、沖轉的蒸汽在相應的進汽壓力下具有50℃配置汽水分離器和疏水回收系統(tǒng)超臨界機組運行在正常范疇內，鍋爐給水靠給水泵壓頭直截了當流過省煤器、水冷壁和過熱器，直流運行狀態(tài)的負荷從鍋爐滿負荷到直流最小負荷。直流最小負荷一樣為25%~45%。低于該直流最小負荷，給水流量要保持恒定。例如在20%負荷時，最小流量為30%意味著在水冷壁出口有20%的飽和蒸汽和10%的飽和水，這種汽水混合物必須在水冷壁出口處分離，干飽和蒸汽被送入過熱器，因而在低負荷時超臨界鍋爐需要汽水分離器和疏水回收系統(tǒng)，疏水回收系統(tǒng)是超臨界鍋爐在低負荷工作時必需的另一個系統(tǒng)，它的作用是使鍋爐安全可靠的啟動并使其熱缺失最小。常用的疏水系統(tǒng)有三種類型：擴容式疏水系統(tǒng)、疏水熱交換器式系統(tǒng)和輔助循環(huán)泵式系統(tǒng)，具有不同的結構和不同的效率。啟動前鍋爐要建立啟動壓力和啟動流量啟動壓力是指直流鍋爐在啟動過程中水冷壁中工質具有的壓力。啟動壓力升高，汽水體積質量差減小，鍋爐水動力特性穩(wěn)固，工質膨脹小，同時易于操縱膨脹過程，但啟動壓力越高對屏式過熱器和再熱器和過熱器的愛護越不利。啟動流量是指直流鍋爐在啟動過程中鍋爐的給水流量。超臨界機組的啟動系統(tǒng)超臨界機組啟動系統(tǒng)功能及形式2.1.1啟動系統(tǒng)功能超臨界直流鍋爐啟動系統(tǒng)的要緊功能是建立冷態(tài)、熱態(tài)循環(huán)清洗、建立啟動壓力和啟動流量、以確保水冷壁安全運行；最大可能地回收啟動過程中的工質和熱量、提高機組的運行經濟性；對蒸汽管道系統(tǒng)暖管。啟動系統(tǒng)要緊由啟動分離器及其汽側和水側的連接管道、閥門等組成，有些啟動系統(tǒng)還帶有啟動循環(huán)泵、熱交換器和疏水擴容器。2.1.2啟動系統(tǒng)形式超臨界直流鍋爐的啟動系統(tǒng)按形式分為內置式和外置式啟動分離器2種：外置式啟動分離器系統(tǒng)只在機組啟動和停運過程中投入運行，而在正常運行時解列于系統(tǒng)之外；內置式啟動分離器系統(tǒng)在鍋爐啟停及正常運行過程中均投入運行。不同的是在鍋爐啟停及低負荷運行期間汽水分離器濕態(tài)運行，起汽水分離作用，而在鍋爐正常運行期間汽水分離器只作蒸汽通道。啟動系統(tǒng)的操縱外置式啟動分離器系統(tǒng)的優(yōu)點是：分離器屬于中壓容器（一樣壓力為7MPa），設計制造簡單，投資成本低。缺點是：在啟動系統(tǒng)解列或投運前后過熱汽溫波動較大，難以操縱，對汽輪機運行不利；切除或投運分離器時操作較復雜，不適應快速啟停的要求；機組正常運行時，外置式分離器處于冷態(tài)，在停爐進行到一定時期要投入分離器時，對分離器產生較大的熱沖擊；系統(tǒng)復雜，閥門多，修理工作量大。內置式分離器啟動系統(tǒng)由于系統(tǒng)簡單及運行操作方便，適合于機組調峰要求。在直流鍋爐進展初采納外置式啟動分離系統(tǒng)，隨著超臨界技術進展，目前大型超臨界鍋爐均采納內置式啟動分離器系統(tǒng)。內置式分離器啟動系統(tǒng)由于疏水回收系統(tǒng)不同，差不多可分為擴容器式、循環(huán)泵式和熱交換器式3種。在那個地點介紹哈爾濱鍋爐廠生產的HG-1950/25.4-YM1型鍋爐，采納超臨界壓力、一次中間再熱、平穩(wěn)通風、固態(tài)排渣、全鋼構架、全懸吊結構π型布置的前后墻對沖燃燒方式的本生型直流鍋爐，啟動系統(tǒng)采納工質和熱量回收成效好的帶再循環(huán)泵的內置式啟動分離器系統(tǒng)，其結構如圖2.1所示：圖2.1HG-1950/25.4-YM1型鍋爐內置式啟動分離系統(tǒng)帶再循環(huán)泵的內置式啟動分離器系統(tǒng)由下列設備組成。1)啟動再循環(huán)泵鍋爐啟動時，鍋爐管路沖洗和上水沖洗終止后，如滿足啟動承諾條件：循環(huán)泵冷卻水流量正常、循環(huán)泵出口隔離閥關閉、最小流量隔離閥關閉、貯水箱水位正常、再循環(huán)調劑閥關閉，運行人員能夠手動啟動循環(huán)泵。在降負荷過程中，假如負荷<40%鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量（BMCR）、燃燒器在燃燒、且滿足循環(huán)泵啟動承諾條件，則循環(huán)泵自動啟動。在啟動循環(huán)泵一段時刻內，假如最小流量隔離閥和啟動再循環(huán)隔離閥都未開，再循環(huán)泵跳閘。2)最小流量隔離閥循環(huán)泵啟動后5s聯鎖開啟最小流量隔離閥。在鍋爐運行過程中，假如循環(huán)泵在運行，再循環(huán)流量大于定值時，隔離閥自動關閉；當再循環(huán)流量超過低限時，隔離閥自動打開。3)再循環(huán)隔離閥循環(huán)泵啟動后5s聯鎖打開再循環(huán)隔離閥，循環(huán)泵停止聯鎖關閉再循環(huán)隔離閥。4)過冷水隔離閥為防止循環(huán)泵入口水飽和汽化，威逼循環(huán)泵安全，系統(tǒng)設計了一路從省煤器入口過來的過冷水到循環(huán)泵入口，以增加循環(huán)泵入口水的過冷度。當循環(huán)泵入口水的過冷度小于20℃，過冷水隔離閥自動打開’過冷度大于30℃時5)再循環(huán)調劑閥調劑貯水箱水位在設計范疇內。6)大、小溢流閥當再循環(huán)調閥無法調劑貯水箱在正常水位時，小溢流閥先打開；當水位連續(xù)升精湛過某一高度時，大溢流閥也打開；當水位復原到正常時，大、小溢流閥自動關閉。為了安全，當鍋爐壓力比較高時，聯鎖關閉溢流閥。7)大、小溢流調劑閥大、小溢流調劑閥對貯水箱水位進行開環(huán)調劑，水位在某一個范疇內變化時，溢流調劑閥從0%開到100%。啟動系統(tǒng)運行2.3.1啟動過程直流之前：鍋爐給水泵操縱分離器水位，負荷逐步增加，一直到純直流負荷方式后切換到中間點焓值自動操縱方式。啟動之前：按照冷態(tài)、溫態(tài)、熱態(tài)啟動方式，順序啟動鍋爐相關的輔機；貯水箱水位由再循環(huán)調劑閥和大、小溢流調劑閥操縱。啟動時期：省煤器入口的給水流量保持在某個最小常數值；當燃料量逐步增加時，隨之產生的蒸汽量也增加，從分離器下降管返回的水量逐步減小，分離器入口濕蒸汽的焓值增加。直流點：分離器入口蒸汽干度達到，飽和蒸汽流入分離器，現在沒有水可分離#鍋爐給水流量仍保持在某個最小常數值。蒸汽升溫時期：給水流量仍不變，燃燒率連續(xù)增加，在分離器中的蒸汽慢慢地過熱，分離器出口實際焓值仍低于設定值，溫度操縱還未起作用。因此現在增加的燃燒率不是用來產生新的蒸汽，而是用來提高直流鍋爐運行方式所需的蒸汽蓄熱，到分離器出口的蒸汽焓值達到設定值，進一步增加燃燒率，使焓值超過設定值。中間點溫度操縱時期：進一步增加燃燒率#給水量相應增加，鍋爐開始由定壓運行轉入滑壓運行。焓值操縱系統(tǒng)投入運行，分離器出口的蒸汽溫度由(煤水比)操縱。當鍋爐負荷增加至35%，鍋爐正式轉入干態(tài)運行。2.3.2停機過程機組降負荷：從純直流鍋爐方式切換到啟動運行方式，機組操縱方式由溫度操縱切換到水位操縱的過程。中間點溫度操縱時期：鍋爐負荷指令同時減少燃燒率和給水流量，焓值操縱系統(tǒng)自動。給水流量逐步減少，達到最低直流負荷流量。蒸汽降溫時期：給水流量仍不變，燃燒率連續(xù)減小，在分離器中蒸汽過熱度降低，開始有水分離出。直流點：蒸汽過熱度完全消逝，流入分離器的蒸汽呈飽和狀態(tài)。啟動時期：進一步減小燃燒率，給水流量不變，分離器入口蒸汽濕度增加，貯水箱中開始積水，水位操縱開始動作，再循環(huán)調劑閥和大、小溢流調劑閥自動調劑水位。超臨界機組的和諧與AGC操縱超臨界機組CCS及AGC操縱中的難點3.1.1機、爐之間耦合嚴峻超臨界機組操縱難點之一在于其非線性耦合，使得常規(guī)的操縱系統(tǒng)難以達到優(yōu)良的操縱成效。由于直流鍋爐在汽水流程上的一次性通過的特性，沒有汽包這類參數集中的儲能元件，在直流運行狀態(tài)汽水之間沒有一個明確的分界點，給水從省煤器進口開始就被連續(xù)加熱、蒸發(fā)與過熱，依照工質（水、濕蒸汽與過熱蒸汽）物理性能的差異，能夠劃分為加熱段、蒸發(fā)段與過熱段三大部分，在流程中每一段的長度都受到燃料、給水、汽機調門開度的擾動而發(fā)生變化，從而導致了功率、壓力、溫度的變化。直流鍋爐汽水一次性通過的特性，使超臨界鍋爐動態(tài)特性受末端阻力的阻礙遠比汽包鍋爐大。當汽機主汽閥開度發(fā)生變化，阻礙了機組的功率，同時也直截了當阻礙了鍋爐出口末端阻力特性,改變了鍋爐的被控特性。由于沒有汽包的緩沖，汽機側對直流鍋爐的阻礙遠大于對汽包鍋爐的阻礙。3.1.2強烈的非線性超臨界機組采納超臨界參數的蒸汽，其機組的運行方式采納滑參數運行，機組在大范疇的變負荷運行中，壓力運行在10MPa～25MPa.之間。超臨界機組實際運行在超臨界和亞臨界兩種工況下，在亞臨界運行工況工質具有加熱段、蒸發(fā)段與過熱段三大部分，在超臨界運行工況汽水的密度相同，水在瞬時轉化為蒸汽，因此在超臨界運行方式和亞臨界運行方式機組具有完全不同的操縱特性，是特性復雜多變的被控對象。因此在設計操縱方案時若不考慮自適應變參數操縱，將使自動操縱系統(tǒng)專門在機組整個和諧負荷范疇均達到中意的品質。3.1.3機組蓄熱能力小、鍋爐響應慢與AGC運行方式下要求快速變負荷的矛盾超臨界機組蒸發(fā)區(qū)的工質貯量與金屬質量相比同參數的汽包爐要小得多，因而其變負荷時依靠降低壓力所開釋的能量較少，而鍋爐側多采納直吹式制粉系統(tǒng)，存在較大的延遲特性，使得在快速變負荷時機、爐兩側能量供求的不平穩(wěn)現象尤為嚴峻，易造成主控參數的大幅波動。但關于電網操縱而言，為了用電側頻繁變化下堅持頻率和聯絡線交換功率的穩(wěn)固，發(fā)給各機組的AGC指令也是頻繁波動的，并要求機組實際負荷能以較快的響應速度跟隨調度指令。圖1.1是2006年6月8日17:30～19圖3.1600MW機組AGC指令變化曲線國內外目前操縱方案介紹目前，國內大型火電機組的操縱系統(tǒng)多為國外進口，和諧操縱方案或按照國外廠家的設計做部分改進，或參照國內同類機組操縱方案進行設計，關于直流爐機組由于應用在國內時刻較短，在和諧操縱策略上差不多上都沿用了國外DCS廠家的原設計，以下分不分析各家DCS公司的和諧操縱方案技術特點：FOXBORO公司設計了基于BF的CCS和基于TF的CCS兩種和諧操縱方式（見圖3.2），其中BF-CCS時機側同時調功和調壓以防止壓力偏差過大，并將負荷指令通過慣性環(huán)節(jié)后才進入汽機功率調劑器，以在變負荷初始時期減緩汽機側的動作速度，防止由于鍋爐的的大慣性而使指控參數顯現大幅波動，鍋爐側調壓并采納負荷指令和汽機調門等效開度的DEB指令做前饋以加速響應。TF-CCS時鍋爐側調功并引入負荷指令信號作前饋，汽機調壓回路引入功率偏差，利用鍋爐蓄能，減少功率波動，可稱作綜合型和諧操縱。圖3.2FOXBORO超臨界機組和諧操縱方案煤水比操縱（見圖3.3）上第一依照燃料量指令運算對應的設計給水流量，并依照分離器出口溫度與設計值偏差判定目前的給水流量運算值是否合適，并相應的增減省煤器入口給水流量指令。操縱回路中還同時設計了減溫水校正功能，差不多思想是：若系統(tǒng)目前的減溫水流量高于設計流量，則應適當下調分離器出口溫度的設定值，減少給水流量，以使機組工作于效率較高的工況下。圖3.3FOXBORO公司超臨界機組煤水比操縱方案日立公司操縱方案日立公司的和諧操縱方案與FOXBORO公司設計的基于BF的CCS較類似，只只是在鍋爐指令的前饋處理上未使用DEB信號，而直截了當采納負荷指令UD經超前滯后處理后引入燃料量、風量、給水回路中補償鍋爐側的相應滯后，汽機側功率回路也同樣采納主汽壓力偏差修正負荷指令的方法防止主汽壓力波動過大。煤水比操縱上日立公司采納焓值運算校正功能（見圖3.4），如此可幸免由于水蒸汽在不同工況下的不同焓——溫特性而造成調劑偏差，第一依照分離器出口壓力運算出當前工況下的過熱器入口焓設定初值，該焓值通過當前減溫水與設計值的偏差或者分離器溫度與當前值的偏差校正后產生過熱器入口焓設定終值，該最終設定值與過熱器入口實際焓進入焓值校正PID運算得出給水流量附加值，該值加上由鍋爐指令經煤水比曲線和慣性延遲后產生的給水流量初始指令而得出最終的省煤器入口流量指令。方案中同時還設計了給水溫度校正回路，通過省煤器出口實際焓與當前工況下的設計焓值比較來修正給水流量的設定值，從而可提早一步排除由于高壓加熱器故障等因素造成的給水溫度擾動。圖3.4日立公司煤水比修正操縱方案西門子公司操縱方案西門子公司在超臨界機組和諧操縱上（見圖3.5）采納汽機側純調功，鍋爐側調壓并同意由負荷指令和主汽壓力指令共同產生的鍋爐加速信號做前饋，提早動作燃料量和給水流量來改善鍋爐側的動態(tài)相應特性。并通過以下幾種手段來幸免顯現主汽壓力的過大偏差：通過主汽壓力偏差限制變負荷速率，防止在壓力偏差較大時由于汽機調門的連續(xù)動作而使參數更加惡化。變負荷時機組負荷指令通過幾階慣性環(huán)節(jié)后再進入汽機功率調劑器，適當延緩汽機側的動作速度以等待鍋爐側響應。負荷指令經滑壓曲線后也通過幾階慣性環(huán)節(jié)后再進入鍋爐壓力調劑器，如此在變負荷時壓力慢上幾拍再變，防止同時升/降負荷和壓力時鍋爐側負擔過重，從而顯現參數的較大波動。圖3.5西門子公司超臨界機組和諧操縱方案煤水比操縱上西門子公司設計的方案較為復雜，其差不多思想是第一依照當前負荷、壓力等物性參數運算出水冷壁的總吸熱率，再通過屏過出口溫度與設計值偏差（溫差操縱器）、分離器出口焓與設計值偏差（焓差操縱器）的兩級校正后運算出過熱器入口焓的期望值，最終由下式得出省煤器入口流量指令：省煤器入口流量指令=水冷壁的總吸熱率/（過熱器入口焓期望值-省煤器出口焓）西門子在解決煤水回路相互耦合的咨詢題上引入了焓值解耦的策略，在焓值操縱器變動的同時也通過微分信號改變燃料量，這相當因此“鍋爐指令變動時燃料量通過慣性環(huán)節(jié)才運算出給水流量”這一過程的逆運算，目的是為了保持燃料量回路始終比給水流量回路超前一段時刻，從而排除焓值操縱器變化時由于煤、水調劑回路慣性不同所造成的額外擾動。圖3.6西門子公司超臨界機組煤水比操縱方案操縱方案的比較分析及優(yōu)化3.3.1國外DCS公司設計策略的實際投用成效從上述幾家DCS公司所設計的超臨界機組和諧操縱方案在國內電廠的實際應用成效來看，均存在著一定的咨詢題。FOXBORO公司對其設計的和諧方案在直流爐上舉薦采納TF-CCS方式，在江蘇鎮(zhèn)江#5、#6機組（600MW）使用后，機組運行較穩(wěn)固，主汽壓力偏差不大，但未能專門好的解決鍋爐側調劑功率大滯后的咨詢題。變負荷時的響應專門慢，AGC測試速率僅為1.2%左右，而且排除靜差的能力也較差，負荷指令與實發(fā)功率經常有10MW左右的靜態(tài)偏差而長時刻不能排除，同時由于汽機側調功，在升負荷初期由于機組滑壓運行壓力定值上升而造成調門反而關閉，功率在升負荷初期是反向調劑的，造成其一次調頻性能也專門難滿足要求。日立公司的操縱策略在上海外高橋電廠900MW超臨界機組應用后，實際運行中僅能將就達到1.0%的AGC速率，其緣故要緊在于鍋爐側僅采納功率指令作為燃料量、給水流量的動態(tài)加速信號，抗內擾能力差，不能及時排除由于工況偏移所造成的額外擾動，且該信號僅在變負荷過程中起作用，靜態(tài)時調劑壓力完全靠一個鍋爐主控的單回路來完成，關于大滯后對象，只有PID參數整定得專門慢才能保證其穩(wěn)固性，但同時就造成被調量的動態(tài)偏差較大，而汽機側采納經壓力偏差修正的功率指令，一旦壓力顯現大偏差則轉而校正壓力，從而阻礙了變負荷速率。同時由于汽機側在犧牲負荷的前提下保證壓力又反過來造成鍋爐側不能及時增加燃料量，相當于兩個耦合回路相互等待，最終的結果確實是實際變負荷率與設定值相差專門大。西門子公司的和諧方案采納汽機側單純調劑功率，鍋爐側調壓并同意由負荷指令和主汽壓力指令共同產生的鍋爐加速信號做前饋。在整體設計上與日立公司的操縱策略類似，其應用的鍋爐動態(tài)加速信號、通過主汽壓力偏差限制變負荷速率和主汽壓力定值增加慣性環(huán)節(jié)僅能在變負荷時起到有效作用，鍋爐側本質上依舊靠一個單回路在調劑壓力，一旦發(fā)生擾動時主汽壓上升，汽機調門將連續(xù)關閉以保證功率，將更加惡化鍋爐側的調劑。該策略在華潤常熟600MW機組上試投用時，由于機組制粉系統(tǒng)采納的是雙進雙出磨煤機，燃料量無法準確測得，內擾咨詢題嚴峻，結果造成操縱系統(tǒng)在靜態(tài)下即顯現不穩(wěn)固現象。3.3.2優(yōu)化方案分析以上幾種操縱方案品質不佳的全然緣故，在于沒有專門好的解決機、爐間的非線性耦合特性，依舊采納常規(guī)汽包爐的操縱思路來設計和諧邏輯。常規(guī)和諧操縱系統(tǒng)屬于多變量操縱系統(tǒng)，在操縱策略設計中，必須考慮到單元機組汽壓和功率兩個操縱回路是互相關聯的，它們有共同的特點方程式、穩(wěn)固裕度和衰減率，假如其中一個系統(tǒng)不穩(wěn)固，則另一個系統(tǒng)也必定不穩(wěn)固，一個操縱回路是否投入自動，將阻礙另一個回路自動的投入。為了使汽壓和功率操縱回路相對自己的給定值為無差調劑系統(tǒng)同時對非己方的給定值信號不產生靜態(tài)偏差，要求兩回路的調劑器都含有積分項，為了使系統(tǒng)有足夠的穩(wěn)固裕度，必須將兩回路的調劑器的參數設置得專門遲鈍，而操縱品質變差，因此單元機組汽壓和功率操縱系統(tǒng)全部投入時的操縱品質，必定要比單獨投入兩者中任一回路時的操縱品質要差。直流鍋爐其蓄熱量與汽包鍋爐比較起來也是較小的，因而其操縱系統(tǒng)明顯也是有專門大區(qū)不的，在汽包鍋爐中，調劑給水流量對鍋爐的蒸發(fā)量與過熱蒸汽溫度并沒有什么阻礙；而在直流鍋爐中，給水流量卻與蒸發(fā)量，過熱汽溫有緊密關系。這講明，在直流鍋爐中，各被調量之間的相互干擾是專門大的，例如：給水流量的變化直截了當阻礙主汽壓力與主汽溫度的變化，而鍋爐燃燒率的變化，同樣也會使主汽壓力和主汽溫度兩個方面受到阻礙。因此，在直流鍋爐中，要調劑主汽壓力就一定要同時調劑燃燒率，燃燒量與空氣量，和給水量，而相比之下汽包爐系統(tǒng)中只要適度調劑燃燒率就能夠穩(wěn)固其他的被調量。這就講明當汽機調門擾動時，關于汽包爐而言假如沒有設計專門好的解耦方案，鍋爐側沒有提早快速響應，由于系統(tǒng)容量較大，還能夠犧牲一些蓄熱來補償機、爐間動態(tài)特性的差異，機組工況也還可不能顯現過大的波動；但關于直流而言卻承擔不了如此的犧牲，結果即會造成主汽壓力偏差過大，調劑不穩(wěn)固。由于目前電網對各機組較高的AGC考核要求，整體和諧方案上還需設計為汽機調劑功率，鍋爐調劑壓力的基于BF方式的CCS，現在如何保證機組的穩(wěn)固運行，主控參數不大幅越限就成為了機組和諧操縱系統(tǒng)的關鍵咨詢題。我院在總結了多臺600MW超臨界機組的熱控調試及試驗體會后，從以下幾點動身對超臨界機組的CCS操縱進行了優(yōu)化：壓力操縱是直流鍋爐操縱系統(tǒng)的關鍵環(huán)節(jié)，壓力的變化對機組的外特性來講將阻礙機組的負荷，對內特性來講將阻礙鍋爐的溫度。因此設計策略時應以優(yōu)先穩(wěn)固壓力為前提考慮。上述的幾種操縱方案中，鍋爐主控指令均要通過一段時刻的慣性延遲（補償煤水動態(tài)特性差異）才改變給水流量指令，如此雖在變負荷時對汽溫阻礙較小，但卻增加了主汽壓力操縱的難度，相當于把溫度操縱回路中的一部分慣性轉嫁到壓力操縱回路上來，同時由于幾個方案中均采納改變給水流量來調劑中間點焓值，最終使得給水調溫順調壓回路的時刻常數相近，產生強烈的耦合特性，即使是西門子的方案中采納了焓值解耦策略也不能從全然上解決咨詢題。由超臨界機組運行特性可知，燃料量變化關于主汽壓力的阻礙是較小的，要緊是阻礙汽溫的變化，而后才由于減溫水的調劑使得壓力上升，而給水流量的改變關于汽壓和汽溫均有明顯的阻礙，因此從采納改變燃料量來校正汽溫是解除兩者之間耦合的較好方法，同時應適當減小鍋爐主控指令指給水指令之間的慣性環(huán)節(jié)，使給水能較快速動作的穩(wěn)固壓力，而在變負荷時一方面通過推測操縱算法動態(tài)超調一定量的燃料量以補償制粉系統(tǒng)的慣性，另一方面也適當的犧牲一定的溫度來保證變負荷的快速性，通過這些手段可將煤-水兩回路之間的耦合特性減小的最低程度。煤水比校正回路的修正功能應當是針對全負荷范疇內的工況而不是單一工況點的，比如講在某個負荷點下由于入爐煤質的變化造成過熱器入口焓值的偏移，現在應通過校正將程序中原先預設的煤水比曲線整體平移一個數值，如此在機組變負荷至另一個負荷點的過程中，煤水比校正回路就可不用重新運算而保持不變。當前面介紹的幾家公司的方案中均采納在當前給水流量（焓值設定值）上疊加上焓值（溫度）調劑器輸出的做法，如此在變負荷過程中焓值（溫度）調劑器仍需不停運算以獲得下一個工況點的參數，增加了額外的不必要擾動。因此煤水比操縱回路應通過中間點焓值（溫度）的偏差運算出一個校正系數來一乘積方式修正到燃料量指令上，從而達到煤水比校正全工況校正的目的。超臨界機組在和諧負荷（通常在40%～100%Pe）范疇內其壓力、溫度等機組運行參數均存在專門大跨度的變動，機、爐系統(tǒng)的動態(tài)特性也隨之發(fā)生專門大的改變，在操縱系統(tǒng)設計中若采納相同的策略和特性參數必定造成在某一工況下操縱成效專門好而在另一工況下就較差，不能滿足全和諧負荷下的優(yōu)化操縱要求。因此必須依照在機組不同負荷下燃燒系統(tǒng)、制粉系統(tǒng)、水蒸汽物理性質等方面的變化通過自適應算法動態(tài)修正操縱系統(tǒng)中的各調劑和特性參數，并在某些專門情形下（如超溫、超壓、啟停磨）應用超馳操縱快速排除擾動，從而保證機組在各種負荷和工況下的操縱穩(wěn)固。3.3.3優(yōu)化操縱方案投運成效：由我院研發(fā)的超臨界機組操縱策略到目前為止已在十幾臺600MW超臨界機組上成功應用，所有機組均在2%Pe/min速率下的AGC方式下穩(wěn)固運行，機組變負荷響應迅速，各要緊參數操盡情形良好。圖3.7和3.8是國電常州#2機組在2006年12月6日進行AGC試驗的負荷、煤、水、壓力、汽溫運行曲線，可看出在機組大幅度12MW/min變負荷情形下操縱品質優(yōu)良，系統(tǒng)運行相當穩(wěn)固。要緊的參數變動情形見下表：450MW～600MW負荷段AGC試驗數據項目設定值實際值考核值最大正偏差最大負偏差AGC速率（%）2.02.2～2.42.0變負荷初始純延時N/A<40秒<90秒負荷動態(tài)偏差（%）N/A<1.5%<5.0%負荷穩(wěn)態(tài)偏差（%）N/A<0.5%<1.5%主汽壓力（MPa）23.60～24.20.39-0.61N/A氧量（%）3.3～4.60.7-0.3±1.5甲側主汽溫度（℃）570.45-2±10乙側主汽溫度（℃）570.65-3±10圖3.7國電常州#2機組AGC試驗450MW～600MW負荷段（BASEO**模式）負荷、壓力、煤水變化曲線圖3.8國電常州#2機組AGC試驗450MW～600MW負荷段（BASEO**模式）主汽溫度、氧量變化曲線圖3.9和3.10是揚州第二發(fā)電廠#4機組在2007年3月13日進行AGC試驗的負荷、煤、水、壓力、汽溫運行曲線。要緊的參數變動情形見下表