专题超临界火电机组运行与仿真

1、精选优质文档-倾情为你奉上精选优质文档-倾情为你奉上专心-专注-专业专心-专注-专业精选优质文档-倾情为你奉上专心-专注-专业课程实验总结报告课程名称 专题：超临界火电机组运行与仿真1 概述随着国民经济的发展，对电力的需求量迅速增大，需要更大容量、更安全的电力供应和高效的发电设备，促进电力系统和发电设备向高参数、大容量发展。随着单机容量越来越大，就要求更多地考虑发电经济性和安全性，使工艺系统设计得非常复杂，相应的控制室操作盘台规模越来越大，监视和操作参数越来越多，设备的启停操作和事故处理越加困难。由于计算机技术和通信技术的发展，促使电站自动化程度越来越高，由常规机炉单独控制，发展成为单元机组机

2、、炉协调控制。DCS(DistributedControlSystem)分散控制系统的大量采用，使运行人员逐步从以往的面向仪表、盘台，转为面向计算机屏幕，用鼠标和键盘完成主要的运行操作。高度自动化的倾向减少了运行人员干预的机会，甚至取消了运行人员的某些基本操作。1.1 超临界机组简介火电厂和超临界机组指的是锅炉内工质的参数达到或超过临界压力以上的机组。锅炉内的工质都是水，水的临界压力是：22.064MPa,临界温度是373.99 ；在这个压力和温度时，因高温膨胀的水和因高压压缩的水蒸汽的密度是相同的，就叫水的临界点，炉内工质压力低于这个压力就叫亚临界锅炉，大于这个压力就是超临界锅炉，炉内蒸汽温

3、度不低于593或蒸汽压力不低于31 MPa被称为超超临界。在工程上也常常将25MPa以上的称为超超临界。超临界火电技术由于参数本身的特点决定了超临界锅炉只能采用直流锅炉，在超临界锅炉内随着压力的提高，水的饱和温度也随之提高，汽化潜热减少，水和汽的密度差也随之减少。当压力提高到临界压力（22.064Mpa）时，汽化潜热为0，汽和水的密度差也等于零，水在该压力下加热到临界温度（373.99）时即全部汽化成蒸汽。超临界压力临界压力时情况相同，当水被加热到相应压力下的相变点（临界温度）时即全部汽化。因此超临界压力下水变成蒸汽不再存在汽水两相区，由此可知，超临界压力直流锅炉由水变成过热蒸汽经历了两个阶段

4、即加热和过热，而工质状态由水逐渐变成过热蒸汽。因此超临界直流锅炉没有汽包，启停速度快，与一般亚临界汽包炉相比，超临界直流锅炉启动到满负荷运行，变负荷速度可提高1倍左右，变压运行的超临界直流锅炉在亚临界压力范围内超临界压力范围内工作时，都存在工质的热膨胀现象，并且在亚临界压力范围内可能出现膜态沸腾；在超临界压力范围内可能出现类膜态沸腾。超临界直流锅炉要求的汽水品质高，要求凝结水进行100%除盐处理。由于超临界直流锅炉水冷壁的流动阻力全部依靠给水泵克服，所需的压头高，既提高了制造成本又增加了运行耗电量且直流锅炉普遍存在着流动不稳定性、热偏差和脉动水动力问题。另外，为了达到较高的质量流速，必须采用小

5、管径水冷壁，较相同容量的超临界直流锅炉本体金属耗量最少，锅炉重量轻，但由于蒸汽参数高，要求的金属等级高，其成本高于自然循环锅炉。1.2电站仿真系统的简介 为了有效的提高电厂运行人员的专业知识、操作技能、应变能力和熟练程度，研究人员探索出采用脱离实际发电现场的实时仿真技术对运行人员进行培训，这就是仿真系统。用于仿真发电机组的生产运行的系统叫电站仿真系统，也称为仿真机。根据机组的自动化水平的不同，仿真机又分为硬件仿真和软件仿真。发电机组己基本采用分散控制系统DCS，实现计算机自动控制设备的运行。DCS仿真系统包括硬件设备、软件系统和通讯网络三部分。硬件设备指的是计算机或自动控制等硬件设备，而软件系

6、统又通常称为仿真支撑系统，它应用于计算机操作系统平台，需要于DCS系统配合使用。通讯网络主要用于各个工作站之间的通讯。仿真系统在火力发电厂中可以应用于指导生产实践，这样可以避免决策失误，预测可能发生的问题，达到避免故障、安全控制的目的。而火电机组仿真系统除了能用于培训火电机组运行人员外，它还可以广泛应用于以下的方面。1、热控人员的培训:热控人员可以通过仿真培训系统熟悉DCS组态环境和调试方法，进行控制系统优化试验，以及对改造后的控制系统进行仿真试验等。 2、火电机组的设计分析:即通过仿真系统来研究火电机组系统更改及设备性能改变对机组性能的影响，为机组设计方案的改进提供参考依据。 3、火电机组控

7、制系统的优化:在仿真系统上进行控制策略的比较、控制参数的整定和优化，从安全性和经济性两个角度出发，从而得到最优的控制方案。 4、火电机组运行的性能分析和运行指导:在仿真机上对机组的运行性能进行分析计算，结合相应的专家系统，对运行方式进行评价，并给出运行指导，使仿真系统由被动培训功能进一步扩展到主动指导的功能。 5、对实际运行机组的数据进行数据分析和故障处理:把火电机组运行的实际数据与仿真系统相连接，进行数据分析处理，尤其是对事故工况的分析判断提供依据。6、借助于仿真系统还可以进行更高级别的全厂级数字化功能开发:如生产优化与分析系统、厂级系统管理和决策系统等，大大加强了管理和优化火电机组运行的能

8、力。在促进发电机组稳步运行的同时，随着现代科技各个领域的迅速发展，给电站仿真技术也带来了巨大的发展空间，使得电站仿真系统可以向着深度、广度和精度的方向进一步的发展。2 超临界火电机组仿真系统组成仿真机系统已经广泛的应用于火电机组中，虽然实际机组的设备、运行过程不同，仿真机用户的要求、精度、逼真度不同，导致仿真机之间会有很大的差异，但是为了实现仿真机的各种功能，在结构组成上都是大同小异的。仿真机的组成可以分为硬件系统和软件系统两大类。2.1 硬件系统仿真机硬件系统包括以下几个组成部分。模型站计算机：用于装载、运行机炉模型支撑软件和电气模型支撑软件，要求模型站计算机具有较高的CPU处理速度和足够大

9、的存储空间以及计算机之间通讯的功能。一套仿真机系统只需要一台模型站计算机。工程师站计算机：用于装载SPCS-3000工程师软件，作为仿真机工程师站。工程师站主要用于创建工程、维护工程的数据、逻辑组态、安装虚拟DPU、管理运行站并维护运行站的数据以及进行各种系统管理工作。它是仿真机系统管理的核心，但是生产过程的控制并用不到它，待系统工程正确部署后而且操作员站、历史站、虚拟DPU等都可以正常运行之后，是完全可以关闭工程师站计算机的。工程师站计算机应该具有充足的存储空间、通讯功能以及良好的性能。双鸭山仿真机系统拥有一台工程师站服务器。历史站计算机：它用于承载SPCS-3000历史站软件，主要用于采集

10、和储存运行过程中的历史数据和报警数据，并为操作员站提供服务，使之能够查阅点数据的历史记录和报警曲线。一套仿真机系统可以有一个或多个历史站计算机，双鸭山仿真机系统拥有一台历史站计算机。操作员站计算机：它是用来承载SPCS-3000操作员站软件的。操作员站也叫MMI站(ManMachineInterface)，即具有人机交互功能的计算机。操作员通过操作员站对仿真机系统进行运行操作和监视，是仿真机系统的重要组成部分。要求操作员站计算机具有良好的显示能力，便于操作员进行操作；具有良好的通讯能力，利于把操作员的操作指令下达于虚拟DPU和获得仿真机系统及时的运行状态。一套仿真机系统可以有多个操作员站计算机

11、，具体数目按照火电机组用户的要求来设计。双鸭山仿真机系统拥有6台操作员站计算机，以满足对运行人员的培训要求。虚拟DPU(VDPU)计算机：它用于安装虚拟DPU软件。虚拟DPU，又叫虚拟分散处理单元，它取代了实际的硬件设备，是采用通用的VisualC+6.0或其他编程软件，在开放的MicrosoftWindows环境平台上开发的一套智能编译和算法模块软件。虚拟DPU主要用于实现控制系统和控制策略的组态，是数据处理的集中营。一台计算机可以承载多个VDPU，具体数目取决于计算机的硬件配置。数目不能超过计算机性能的承受能力，否则计算机会比较迟缓，造成数据处理速度慢，甚至出现操作延时、反馈错误等问题。虚

12、拟DPU计算机应该拥有两个网卡，分别用于和模型机、操作员站通讯。双鸭山仿真机系统拥有5台VDPU计算机。交换机：因为整个仿真机系统需要两个不同的通讯域，所以需要两个多口交换机以满足通讯的要求。2.2 软件系统在双鸭山600MW仿真机组使用的是软件系统是SPCS-3000，登陆该系统我们可以看到如图2-1所示的画面。该软件可以提供系统数据库管理、监控画面运行、对时管理、控制策略管理、趋势管理、用户管理、监控画面管理、报表管理、上传管理、过程站操作、历史数据库管理等多项功能。以下主要介绍常用功能。图2-1 SPCS-3000软件界面2.2.1 监控画面运行我们对火电机组的仿真操作主要通过监控画面来

13、实现，即DCS画面。操作员通过监控画面操作可以实现火电机组的仿真运行。这里以机组冷态启动为例，主要的操作过程包括：投入辅助系统火电厂辅助系统就是除主机（锅炉、汽轮机、发电机）外，为实现安全、经济发电所必需的生产系统。包括：循环水系统、凝汽器冷却水、闭冷水系统、定冷水系统、锅炉疏放水系统、汽机疏水系统、汽机润滑油系统、密封油系统、EH油系统、辅助蒸汽等系统。锅炉上水过程进行锅炉上水前，要打开电泵，但是会发现电泵启动不起来的情况，这时候就要注意要设定电泵勺管初始位置5%后，才能正常启动电泵。电泵启动后调节给水旁路调节阀开度，维持锅炉上水流量不大于180t/h。要等到贮水箱水位升到5000mm，刚开

14、始一段时间贮水箱无液位显示，此过程较慢，所以需要有成员一直都盯着贮水箱水位，不要让贮水箱水位过高。待贮水箱水位升到5300mm左右，为了防止贮水箱水位过高，打开贮水箱溢流管路电动门。上水过程中要使省煤器入口水总流量始终大于600 t/h。3.点火前准备工作点火前的准备工作既主要包括：风烟系统送、引风机的启动、再热烟气挡板的调节、炉膛吹扫。这一阶段不仅需要通过调节送风机动叶开度来维持一定的送风量，还需要调节引风机静叶开度来保证炉膛负压维持在-50-100Pa之间，以防止炉膛火焰外泄。炉膛吹扫前要检查炉膛吹扫条件是否满足，及时排除各种问题。4.点火过程我们操作的过程使用的是油枪系统实现点火。共点燃

15、15只油枪，（1支油枪相当于2t煤）即相当于30t的煤。点枪的顺序下层B中层F中层C，点击B层时，顺序是B3、B2、B4、B1、B5，注意每支油枪需隔几分钟后再开第二支，点完一层再点另一层。这样能尽量保持炉膛火焰对称燃烧，防止炉膛局部过热。5.升温升压过程锅炉点火后，随着燃烧的加强，各受热面、炉水、蒸汽的温度和压力逐渐升高，蒸汽升至工作压力和工作温度的过程，称锅炉升温、升压。蒸汽温度与压力要通过旁路阀和烟气挡板协调动作以满足冲转条件。在锅炉升温升压过程中，产生的蒸汽不能进入汽轮机，所以就需要打开旁路阀，使蒸汽进入凝汽器。要注意的是需要先开低旁再开高旁。在升温升压过程中需要调节过热烟气挡板和再热

16、烟气挡板，以控制蒸汽温度与压力。烟气挡板开度越大，说明烟气通过的越多，根据对流换热的性质可以知道蒸汽吸收的热量也就越多，蒸汽压力越大。蒸汽温度与压力要通过旁路阀和烟气挡板协调动作以满足冲转条件。冷态冲转参数为：360主蒸汽温度430，再热蒸汽温度320，主蒸汽压力8.92MPa，再热蒸汽压力1.0MPa。6.冲转过程冲转过程中，主汽压、主汽温、再热汽温会有所下降，因此应事先加大给煤量，加强燃烧，根据具体情况调节风煤比，维持主汽温、再热汽温等参数稳定上升，大约在煤量30t/h左右冲转最好。汽轮器冲转过程中共有4个临界转速区，在CRT监视汽轮机转速上升情况，通过临界转速区时升速率自动升为500r/

17、min。7.并网过程发电机并网是指将发电机同步并入电网，以向电网输出电能。 并网的条件为：1. 发电机的频率与系统频率相同。2. 发电机出口电压与系统电压相同，其最大误差应在5%以内。3. 发电机相序与系统相序相同。4. 发电机电压相位与系统电压相位一致。当满足以上四个条件时，可以合上并网开关，使发电机组并入系统运行。8.起磨起磨前需要打开一次风机、密封风机等。注意维持磨煤机密封风差压1.5-10kpa，过高或过低都会跳磨。起磨前需要暖磨。通过控制冷一次风、热一次风调门开度控制一次风的流量和温度，待磨煤机进口一次风量大于70t/h，磨煤机出口温度在75左右后才能启动磨煤机。磨煤机启动前控制贮水

18、箱水位+5000mm，且保持稳定。磨煤机启动过程中，严密注意贮水箱水位的变化，防止贮水箱水位大幅度波动。所以也需要专门有成员一直注意监视控制贮水箱水位。9.升负荷过程升负荷过程主要包括如下几个阶段：初始负荷30MW、30MW负荷升至120MW、120MW升至180MW、180MW升至300MW、300MW升至600MW。图2-2 监控画面运行总画面图2-3 锅炉汽水系统画面2.2.2 控制策略管理该部分实现火电机组仿真逻辑的实现，在该画面中可以实现控制逻辑、PID参数、对象模型、报警、启动步序、MCS等等逻辑的管理。下面我们以送风系统中的氧量校正回路为例分析其控制逻辑。送风调节系统常采用氧量校

19、正信号。控制系统的控制结构为带氧量校正的串级PID控制，在副回路中，控制对象送风机，执行机构是送风机动叶调节执行机构，调节量是风量；在主回路中，调节量是空预器入口烟气含氧量。自动控制系统框图及控制逻辑图如下：图2-4 二次风控制系统串级控制结构框图氧量校正回路控制逻辑分析：图2-5 氧量校正回路逻辑信号处理：质检：采样值A、B侧空预器入口烟气含氧量分别经过DPQC模块检验信号质量好坏，若A、B侧氧量测量品质都坏，则M/A站切手动。二取中：采样值A、B侧空预器入口烟气含氧量相加取平均值作为采样值；滤波：使用一阶惯性环节的超前滞后模块，起滤波作用，滤波器传递函数为。空预器入口烟气含氧量经过滤波器后

20、送到控制器PV端。分段线性拟合：锅炉主控指令经过分段线性功能块拟合成氧量设定值。控制器手动设定值跟踪与无扰切换在自动状态下，ASET模块输出控制员在操作面板上给定的设定偏置与拟合后的氧量设定值求和输入控制器SP端，在PID控制下自动达到设定的要求，即SP=ASET+锅炉主控指令拟合氧量信号在手动状态下，PID控制器在跟踪状态。ASET模块DI输入为1，输出端AO输出AI端的空预器入口烟气含氧量偏差值（空预器入口烟气含氧量实际值拟合氧量设定值），再与拟合的氧量设定值相加，得到的值即为实际的烟气含氧量，然后送入PID控制器作为设定值。SP =（PV-锅炉主控指令拟合氧量信号）+锅炉主控指令拟合氧量

21、信号= PV设定值=过程量，这样就实现了手动状态下的控制器设定值跟踪；在手动切换自动时，直接计算得到实际氧量作为设定值，设定值等于实际值，即实现了控制器手自动的无扰切换。切手动逻辑若A、B侧氧量测量品质都坏，则M/A站切手动；若氧量调节控制器DO输出调节器入口偏差大信号，则M/A站切手动；当送风机A、B均控制手动，则发出指令送风机控制全部手动，则M/A站切手动。图2-6 全手动条件限幅氧量控制指令在发送到二次风系统前经过限幅模块。限幅模块上下限的设定是通过M/A站手自动状态来确定的。自动状态下，氧量控制指令范围0.85-1.15，手动状态下，氧量控制指令为1，即不进行氧量校正。2.2.3 趋势管理该画面主要实现机组运行过程中各个测点运行状态的趋势显示，可以分为实时趋势和历史趋势两种模式。利用该画面可以实现对象的动态特性实验和扰动试验有助于优化控制器参数。