1000MW超超临界二次再热机组协调控制技术研究

摘要

国电泰州发电有限公司二期项目作为科技示范项目在国内首次采用二次再热技术，主蒸汽压力为31MPa，主蒸汽温度600℃、再热温度为610℃。机组单项参数为世界领先水平，同时也是世界最大容量的二次再热机组。机组设计发电煤耗256.2克/千瓦时，比当今世界最好水平低6克/千瓦时。但采用二次再热方式，将使机组更加复杂：有两个再热器——锅炉结构复杂化；增加一个超高压缸，增加一根再热冷管与再热热管，增加一套超高压主汽、调节阀使得汽轮机结构复杂化。同时它对锅炉的影响也很大，运行时对控制的要求更高。本文针对1000MW超超临界二次再热机组协调控制技术进行了深入的研究。 单元机组的输出功率与负荷要求是否一致反映了机组与外部电网之间的能量供求平衡关系，而主蒸汽压力则反应了机组内部锅炉与汽机之间的能量供求平衡关系。 燃烧过程调节的基本任务是使燃料燃烧所提供的热量适应汽轮机负荷的需要，保证锅炉的经济燃烧和安全运行。 直流锅炉给水控制的一个主要任务就是维持汽温稳定，严格控制燃水比，确保分离器的出口焓为定值，使得一级减温控制和二级减温控制在可调范围内，实现了对过热汽温控制的粗调。当给水自动完成对汽温控制的粗调之后，喷水减温实现对汽温控制的细调。 根据上锅厂的再热器系统的设计，再热汽温以调节燃烧器喷嘴摆动角为主要手段，辅以烟气挡板调节一、二次再热温度偏差，正常再热温度调整时，减温喷水量为零，若再热汽温高于设定值一定量，则加入微量和/或事故喷水减温控制汽温，最后把锅炉再热蒸汽温度控制在安全范围内。

目录

第一个书签之前

摘要

Abstract

第1章 绪论

1.1 选题背景及意义

1.2 国外发展现状与发展趋势

1.3 面临的主要问题及措施

第2章 锅炉－汽机协调控制研究

2.1 协调控制工作模式

2.1.1 协调控制方式（CCS方式）

2.1.2 汽机跟随方式（TF方式）

2.1.3 手动方式（BASE方式）

2.2 机组负荷指令回路

2.2.1 机组负荷指令回路的作用

2.2.2 机组负荷指令的来源

2.2.3 AGC控制方式投切

2.3 给定功率指令回路

2.3.1 负荷指令变化率限制回路

2.3.2 最大/最小值限制回路

2.4 主汽压力设定值生成回路

2.5 锅炉主控回路

2.6 汽机主控回路

2.7 机组快速减负荷回路（RB）

2.8 锅炉输入加速指令（BIR指令）

2.9 一次调频回路

2.10 凝结水辅助调频控制系统

2.10.1 相关的外部条件

2.10.2 设计理念

2.10.3 升负荷时控制策略

2.10.4 降负荷时控制策略

2.10.5 调试及运行时注意事项

第3章 燃烧控制系统研究

3.1 燃烧控制系统的任务

3.2 燃料主控回路

3.2.1 燃料量指令的生成

3.2.2 燃料主控回路的生成

3.3 BTU校正

3.4 给煤机转速控制系统

3.4.1 给煤机转速控制指令的形成回路

3.4.2 给煤机转速控制指令闭锁

3.5 一次风压控制系统

3.6 送风机控制系统

3.6.1 氧量控制

3.6.2 总风量控制

3.7 炉膛压力控制系统

3.8 燃烧器二次风门挡板控制

3.8.1 燃烧器二次风门挡板布置

3.8.2 二次风与炉膛差压控制

3.8.3 辅助二次风挡板控制

3.8.3 A层油燃烧器二次风挡板控制

第4章 给水控制系统

4.1 给水流量设定值的生成

4.1.1 停炉模式下给水控制

4.1.2 湿态模式下给水控制

4.1.3 直流模式下给水控制

4.2 水冷壁最小流量设定值

4.2.1 湿态模式运行

4.2.2 直流模式运行

4.2.3 锅炉停运

4.3 运行模式转化过程中的给水控制

4.3.1 停炉模式转湿态模式

4.3.2 湿态模式转直流模式

4.3.3 直流模式转湿态模式

4.3.4 湿态模式转停炉模式

4.4 给水主控回路切手动条件

4.5 给水旁路调节阀控制

4.6 给水泵转速控制

4.7 主给水阀联锁打开、关闭逻辑

4.8 锅炉启动循环泵出口流量调节阀控制

4.9 贮水箱启动疏水调阀控制

4.10 除氧器压力控制

4.11 除氧器水位控制

第5章 过热汽温和再热汽温控制系统

5.1 过热汽温控制系统

5.1.1 超超临界机组主汽温度控制系统的控制特点

5.1.2 过热器一级减温主蒸汽温度设定值

5.1.3 过热器二级减温主蒸汽温度设定值

5.2 再热汽温控制系统

5.2.1 摆动燃烧器控制

5.2.2 再热器微量喷水控制

5.2.3 再热器事故喷水控制

5.2.4 烟气挡板控制

第6章 总结与展望

参考文献

致谢

作者简介