国产超超临界二次再热机组汽温控制应用分析

国产超超临界二次再热机组汽温控制应用分析

李博

(阜阳华润电力有限公司安徽阜阳236158)

摘要：自国家“十二五”规划以来，中国能源发展的节能和环保政策日益严格，燃煤发电机组不断进行技术改造和创新发展。近几年国内已开始应用二次再热技术，但运行项目较少、时间较短，仍处于摸索和总结阶段。针对国内已投产的国产超超临界二次再热机组的汽温控制特点、策略以及投运效果进行了分析总结。通过分析总结，能够对后续国产超超临界二次再热机组汽温调节的控制策略设计及优化应用具有一定的实际借鉴意义。

关键词：国产超超临界机组；二次再热；汽温控制；调节方式

0.引言

从20世纪50年代开始，美国、西欧、日本等国家和地区建造了一批二次再热发电机组，美国是世界上最早发展二次再热机组的国家之一，1957年美国的PhiloNO.6号机组是世界上第一台超超临界机组，机组容量为125MW，蒸汽参数为31MPa/621℃/565℃/538℃，并采用了中间二次再热技术[1]。随后从20世纪70年代开始，西德、丹麦、日本相继建成并投产一批二次再热机组。采用二次再热技术的机组在国外已经投运几十年，是一个成熟技术，但由于二次再热机组系统结构复杂、投资造价等原因，1998年以后国外没有新投运的二次再热机组。

面对日益严格的国际节能减排形势，从进入21世纪第二个10年以来，国内外发电企业和主机制造企业不约而同地重新开展了二次再热机组的研发。“欧盟、美国和日本的‘700摄氏度超超临界机组’计划的主机方案，无一例外地将二次再热机组作为主要技术路线。

据研究证明，在超超临界范围内，主汽温每升高10℃，机组热效率可升高0.25%~0.3%，再热汽温每升高10℃，机组热效率可升高0.3%左右[2]。当温度达到650~720℃，压力超过30MPa时，二次再热机组可获得与IGCC（整体煤气化联合循环）发电技术相当的经济性[3]。在相同蒸汽压力、温度参数时，二次再热机组比一次再热机组热效率提高2%~3%，对应CO2减排可达到约3.6%[4]，因此二次再热机组的节能和减排效益十分显著，是一种可行的节能降耗、清洁环保的火力发电技术。

我国首座建成投产的二次再热电厂是华能安源电厂660MW超超临界二次再热机组，1号、2号机组分别于2015年6月和8月投产。同年，国电泰州和华能莱芜2×1000MW超超临界二次再热机组分别投产1台机组，剩余2台机组均于2016年投产。截止到2017年，中国已投产超超临界二次再热机组6台，三大主机设备均由国内厂家自主研发。据不完全统计，国电蚌埠、国华北海、大唐雷州、粤电惠来、华电句容、深能源河源、申能平山等项目均设计采用超超临界二次再热技术。

近几年，中国已经开始逐步发展二次再热技术，我国二次再热发电技术借鉴的是欧洲90年代早期的技术路线。然而世界上目前在已运行的二次再热机组，如日本川越电站两台700MW和丹麦诺加兰德两台415MW机组，均比目前我国发展的参数低、容量小。虽然在系统控制上有经验可循，但由于目前我国采用的运行参数基本都处在材料理论上的设计极限，如何确保机组的运行能够达到预期，如何保证系统运行安全应是要考虑的风险。

相对于一次再热机组，二次再热机组流程加长导致机组主汽温、一次及二次再热汽温与机组负荷、给水、煤量、风量之间的非线性耦合关系更强，使得再热汽温控制难度增大。当前最热点问题是低负荷段下的再热汽温欠温问题，更需要深入研究解决。

本文针对分别采用哈尔滨锅炉的华能安源电厂与上海锅炉的国电泰州电厂国产超超临界二次再热机组汽温调节特点、控制策略、投运效果进行分析总结，对后续新建二次再热机组汽温调节的控制策略设计及优化应用具有一定的实际借鉴意义。

1.二次再热机组特点

1.1二次再热基本原理

二次再热机组在结构上比一次再热要增加一个超高压缸和一个二次再热器及其回路管道。典型的一次再热与二次再热热力系统如图1所示，主蒸汽先进入超高压缸做功，经一次再热进入高压缸，再经二次再热进入中低压缸。二次再热锅炉相比一次再热多了一级再热系统，汽轮机增加一次循环做功。图1中两种系统的热力循环温-熵可见，整个热力循环可以等效为原朗肯循环叠加一个附加循环，二次再热系统比一次再热系统多叠加一个高参数的附加循环，其循环效率将比一次再热系统高。

从二次再热的基本原理可知，较一次再热机组增加了一级再热系统，必然造成机组运行的吸热比例、温度、压力参数发生较大的变化，从而导致二次再热汽温控制的难度加大。

图1典型一次再热与二次再热热力系统及热力循环温-熵（T-S）图

1.2二次再热机组汽温控制难点

二次再热技术提高了机组的热效率，但也使锅炉受热面布置和调温方式变得更加复杂。二次再热机组需要控制主汽温及两级再热汽温，必须考虑三个温度之间的相互影响，传统的调温方式不适于调节二次再热汽温，有以下几大难点：

（1）机组蓄热系数大，对内扰响应滞后性增大，响应特性难于预知，易于发生超温超压。

（2）再热汽温系统具有非线性、大惯性、大迟延的动态特性，并且过热汽温、一次再热汽温、二次再热汽温之间存在着很强的耦合关系，如机组负荷、给水量、煤质、燃烧器倾角以及挡板开度等变化会引起三个温度同时变化，这就使三个温度的调节更加困难；三个温度的变化情况又与锅炉的类型以及炉膛内受热面的布置情况密切相关，不同锅炉类型和受热面布置对应不同的调温方法[5]。

（3）主汽温、一次再热汽温、二次再热汽温相互耦合，同时留给管道金属材料安全裕量减小，要求参数波动小且不降低机组运行的热经济型，控制难度大。

2.国产超超临界二次再热机组汽温调节方式及特点

2.1主汽温调节方式

目前国内已投产的超超临界二次再热机组均为直流炉，对于直流炉锅炉而言，煤水比是变化时过热汽温度变化的基本原因。因此各锅炉厂过热蒸汽温度控制方式仍然采用以煤水比控制为主，二级喷水减温为辅的策略，再结合各自技术特点设计了与再热汽温的解耦控制。基于二次再热机组的特点，水煤比的控制难度相对较大。因此，沿用以往单一的“水跟煤”或“煤跟水”的控制策略，其控制精度达不到要求。因此，对于二次再热机组，采用水/煤复合调节的水煤比控制方案，基本控制策略是当由锅炉需求确定了燃料量、给水流量后，中间点温度的差异分别由给水流量、燃料量共同进行调整。该控制方案分别克服了“水跟煤”和“煤跟水”的各自缺点，发挥其优势，当参数整定合适，其控制效果较好，能满足二次再热机组对于水煤比的控制。

2.2再热汽温控制方式

根据二次再热机组汽温的控制难点，重点说明再热汽温的控制，国内锅炉厂结合自身炉型结构、技术特点等方面，设计的再热汽温调节方式和特点各有不同，如表1、表2。

表1国产超超临界二次再热机组再热汽温调节方式对比

表2国产超超临界二次再热机组再热汽温调节方式特点

2.3国电泰州1000MW二次再热机组再热汽温控制应用分析

国电泰州锅炉为上海锅炉厂生产的塔式炉，再热汽温控制方式采用燃烧器摆动为主，双烟道烟气挡板与喷水减温配合调节。以燃烧器摆动调节和低负荷下增大过量空气系数为主要手段，烟气挡板调节作为平衡手段，事故或者紧急工况下考虑喷水减温，在低温再热器的入口管道上布置事故喷水减温器，两级再热器之间设置有再热蒸汽微量喷水。

2.3.1再热汽温控制策略

（1）燃烧器摆角控制：控制系统设计为单回路控制系统，采用反馈-前馈复合控制方式，静态前馈为总风量或负荷前馈信号和磨组合前馈信号；动态前馈为锅炉加速信号；其被控量是一、二次再热汽温的大值。当其被控量超过再热汽温设定值时，输出指令使燃烧器摆角向下摆动；当其被调量小于再热汽温设定值时，输出指令使燃烧器摆角向上摆动，适当设置调节死区。当回路的被调量达到上限时，禁止摆角再向上摆动。当回路的被调量达到下限时，禁止摆角再向下摆动。

（2）烟气挡板控制：控制系统设计为单回路控制系统，烟气挡板按前后烟道挡板联动控制。主要控制任务是控制一、二次再热汽温之间的偏差，为防止频繁纠偏、减小与摆角调节回路的相互影响，该偏差设置适当死区。根据正常调节位置设置主控输出的上下值限制。65%以下负荷纠正偏差时，需将二次再热汽温加上△T（一次与二次再热汽温设计值的偏差）再与一次再热汽温进行偏差比较。

（3）再热器事故喷水控制（一级）：再热事故喷水控制作为再热喷水的一种应急手段，再热事故喷水的设定值为微量再热喷水阀进出口温差设定值。被控量为微量再热喷水阀进出口温差。再热器再热微量喷水阀位用于事故喷水阀控制的前馈信号。

（4）再热器微量喷水控制（二级）：再热器微量喷水控制采用串级控制方案，主回路控制一、二次热再出口温度。再热器微量喷水设定值为再热汽温设定值+3度，副回路控制为再热器微量喷水减温器出口温度。摆角控制达到下限时，再热器微量喷水控制将去除设定值的3度偏置。

2.3.2投运效果及优化

（1）塔式炉再热器左右汽温偏差小，主要偏差为一次再热器和二次再热器汽温，国电泰州在投产初期偏差最大达8-9℃。主要原因是锅炉计算值时水冷壁传热系数取值较高，造成水冷壁吸热量大，且未进行燃烧调整试验。后期通过燃烧优化、掺烧煤种、调整尾部烟道挡板位置、投用适当减温水解决。

（2）低负荷段再热汽温存在欠温问题，低于设计额定温度且变负荷时波动大。

（3）未投入再热汽温调节自动，尾部烟气挡板由运行人员手动调节。基于安全考虑，燃烧器摆角较少投入自动。

2017年，针对存在问题国电泰州电厂积极进行各专业技术改造，并引入融合预测控制技术、神经网络学习技术及自适应控制技术的控制系统，但是时间较短，仍在使用摸索和优化阶段。

2.4华能安源660MW二次再热机组再热汽温控制应用分析

华能安源锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的π型炉，锅炉剖面图如图2，再热汽温控制方式以烟气再循环调温和双烟道烟温挡板调温为主，摆动燃烧器为辅助调节手段，并设置事故喷水减温。

图2华能安源660MW二次再热机组锅炉剖面示意图

图3华能安源660MW二次再热机组烟气再循环流程图

2.4.1再热汽温控制策略

（1）烟气再循环：控制高压再热器和低压再热器总的吸热量。华能安源二次再热机组烟气再循环流程图如图3，由于设计有烟气再循环风机，烟气再循环和烟气挡板这两种方式相互关联、相互调节才能起到对再热汽温控制的目的。仅应用PID单回路调节是不能完成去调节任务的，必须具有如下的控制回路，作为补充:

a)增加负荷变化时的前馈。当负荷变化时，再循环风机出力提前改变，提高控制系统响应速度。分为负荷变化率和负荷线性函数两种。喷水后温度的导前微分前馈,提高系统控制的精度和速度。

b)由于烟气再循环量的大小对过热汽温有很大影响。防止烟气再循环量的变化导致过热蒸汽高温和低温、防止锅炉管壁超温，需要增加过热汽温高/低时，闭锁增/减烟气再循环量控制回路。

c)当锅炉发生MFT后，变频器转速置为固定转速。其具体输出值是汽水分离器压力的函数。

d)当再循环风机停运后，再循环风机变频器转速置最小位。

（2）烟气挡板：调节高压低温再热器和低压低温再热器的吸热量的分配。二者各自都有调节挡板，两组低温再热器的分配挡板动作方向相反，最小开度为10%。

a）当锅炉发生MFT后，烟气挡板强制开至50%开度，保证两侧烟气分布均匀。

b）增加负荷变化时的前馈回路。当负荷变化时，烟气挡板提前改变，提高控制系统响应速度。分为负荷变化率和负荷线性函数两种。增加喷水后温度导前微分前馈，提高系统控制的精度和速度。

（3）燃烧器摆动：

通过摆动燃料和空气喷嘴，使炉膛中火焰位置抬高或降低，从而改变热量在主、再热蒸汽之间的分配，达到调节汽温目的。这种改变会与再热汽温、过热汽温影响一致，因此这种方法仅作为再热汽温调节的补充。其摆动开度是机组负荷的函数，这种函数关系需要通过燃烧调整试验或者长期的运行经验摸索得到。当锅炉MFT时，燃烧器摆角置于水平位置。

（4）事故喷水减温：由于烟气分配挡板和烟气再循环风机控制的响应存在大滞后，控制效果达不到要求，喷水减温作为再热汽温控制的补充。再热器喷水作为再热蒸汽温度的后备控制手段，采用串级控制系统，主、副调节器均采用PID调节器，机组给定负荷信号作为再热喷水减温控制的前馈信号。设计了防止蒸汽饱和的保护功能，以防止由于再热器喷水调节阀开度过大而引起减温器出口温度低于蒸汽饱和点以下的情况发生。

2.4.2投运效果及优化

（1）华能安源电厂投产初期机组一次再热和二次再热汽温存在欠温情况，汽温只能达到609℃左右，与设计值偏差达14℃，同时一次再热、二次再热左右侧汽温存在5℃偏差。经过对受热面吸热重新核算，利用机组停运期间进行了改造，减少了过热器受热面积，全部取消末级过热器内三圈管，割除后屏过热器数米直管段，同时进行了燃烧调整等一列措施。在高负荷段再热器汽温可以达到设计值，炉左右侧再热汽温偏差可控制在5℃以内。

（2）低负荷期间，再热汽温存在欠温问题，且变负荷时波动大，影响机组经济性和安全性。

（3）按照设计燃烧器摆角作为再热汽温辅助调节手段，由于改变火焰中心位置对炉膛燃烧、主汽温和再热汽温影响较大，且曾经发生过执行机构连杆卡涩和断裂，不作为调节手段，保持在水平位置，如遇较大变工况时手动操作。

（4）投产初期，高压低温再热器和低压低温再热器烟气挡板自动调节不理想，变负荷阶段尤为突出，运行人员采用手动调节。

（5）根据哈锅二次再热汽温控制设计，以烟气再循环风机的变频调节为主要调节手段，原设计4台烟气再循环风机为3台运行，1台备用，但实际需要4台烟气再循环风机均运行才能保证额定负荷汽温控制。存在设计问题，增加厂用电。

（6）优化情况

2016年，华能安源电厂各专业进行了一系列节能环保技术改造，并引进智能控制系统，取代传统PID控制，提高自动投入率和控制精度。将原有机组负荷响应速率从1.0MW/min提升到1.2MW/min，同时减少了主、再热汽温波动幅度，汽温运行较为平稳，约影响供电煤耗下降0.05g/kWh。

查询2016年1月某日曲线，在AGC方式下机组的运行性能曲线如图4所示，期间#1机组在400MW～540MW范围内做AGC小幅调节，由于设计原因再热汽温无法达到额定值，但在投入原DCS协调时，汽温的波动幅度很大（最低583.1℃，最高608.7℃），且平均温度较低。

图4优化前协调控制时#1机组负荷、主汽压力、过热再热汽温、脱硝控制曲线

查询2016年6月某日优化后曲线，如图5所示，#1机组首先在360MW负荷时启动D磨煤机，之后以12MW/min的速率在360MW～420MW连续进行多次60MW幅度的三角波变负荷，#1机组再热汽温由于设计原因无法达到额定值，但在数次大幅度的变负荷试验及启停磨过程中，再热汽温始终能控制在607.1℃～614.2℃的范围内，相当于正常控制情况下仅存在±4℃的最大动态偏差，明显优于优化前控制效果。

图5优化后协调控制时#1机组负荷、主汽压力、过热再热汽温、脱硝控制曲线

3.结论

通过对超超临界二次再热机组特点以及再热汽温控制的难点分析，分别对比说明了国产二次再热机组再热汽温调节方式和特性，并对国内已投产的国电泰州和华能安源二次再热机组再热汽温控制策略、投运效果及优化情况的调研，可得出以下结论：

（1）由于锅炉设计原因，两个电厂二次再热机组再热汽温投产初期均存在欠温问题，很难达到设计参数值，低负荷和快速变负荷期间尤为突出，并存在温度波动。一次再热、二次再热之间存在不同程度的温度偏差。

在设计阶段，厂家、设计院及业主需密切关注锅炉厂受热面吸热量的计算取值和低负荷时锅炉各项参数计算取值，从设计上避免影响机组经济性。

（2）燃烧器摆角均未投入自动，且较少参与温度调节，均为运行人员手动控制；投产初期烟气挡板均未投入自动，通过技术改造优化后，华能安源电厂可投入烟气挡板自动。

（3）以哈尔滨锅炉为代表的华能安源电厂调温方式较多，且调节灵敏，调节幅度大，但再循环风机初始投资大、增加厂用电率及维护费用。以上海锅炉为代表的国电泰州电厂调温手段较少，单个调节方式对锅炉影响较大，低负荷时再热汽温较难达到设计值。

（4）国内已投产的6台超超临界二次再热机组，已有4台机组引入使用了智能控制系统，华能安源电厂使用效果较好，国电泰州使用时间较晚，仍需要验证。传统基于误差的PID控制不能满足变负荷过程系统参数的要求，引入智能控制并加大前馈作用，提高汽温控制的动态品质，确保机组的高参数稳定运行。

为进一步提高机组的经济性指标，满足越来越高的国家能源和环保政策的要求，必须有革命性的措施来提高机组效率。随着国产超超临界二次再热机组的成功投运，虽然存在着设计缺陷和运行经验不足等问题，仍需要不断研究和优化二次再热机组汽温控制，确保达到额定参数运行和提高自动化水平，但是二次再热机组的经济及环保效益将得以显现，是未来我国火力发电的技术趋势。

参考文献:

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