1000MW超超临界火电机组电气设备及运行

1000MW超超临界火电机组电气设备及运行

杨峥1郑秀广2

国家电投河南电力有限公司平顶山发电分公司河南平顶山467000

摘要：超超临界技术是国际上成熟、先进的发电技术，在机组的可靠性、可用率、热机动性、机组寿命等方面已经可以和亚临界机组媲美，并有了较多的商业运行经验。目前，国际上超超临界机组的参数能够达到主蒸汽压力25～31MPa，主蒸汽温度566～611℃，热效率42%～45%。我国将超超临界机组的研究设定在蒸汽压力大于25MPa，蒸汽温度高于580℃的范围。基于此，本文主要对1000MW超超临界火电机组电气设备及运行进行分析探讨。

关键词：1000MW超超临界；火电机组；电气设备；运行

1、前言

1000MW级超超临界燃煤发电是一种先进、高效的发电技术，代表了当前火力发电的最高水平，1000MW级超超临界燃煤发电技术的研发和应用对实现我国火电结构调整、节能降耗，建设资源节约型、环境友好型社会，促进电力工业可持续发展具有重要意义。

2、超超临界火电厂全厂控制网络方案

超超临界机组较超临界机组的工艺参数要求相对高一些，对材料的选择和使用要求更为重要。而对热控方案设计而言，1000MW超超临界机组和600MW超/超超临界机组两者在基本控制方案上没有太大的差别。

分散控制系统(DCS)和可编程控制器(PLC)在火电厂自动化控制中已得到大量应用，随着大型火电机组炉、机、电的运行和管理水平不断提高，DCS和PLC系统极高的可靠性、丰富的控制功能和对运行操作的简化，为减员增效提供了诸多的方便，并取得了良好的效果。因此1000MW机组的控制方式都采用分层分级的网络结构。全厂控制网络由厂级监控信息系统(SIS)以及机组级的控制网络(DCS)、辅助系统控制网络三层构成，实现全厂监控系统的网络化管理和信息共享。

通过对控制系统的选择和控制点的设置，分别介绍几个典型的1000MW机组全厂网络控制方案如下:

(1)方案一:设置厂级管理信息系统(MIS)、厂级监控信息系统(SIS)。单元机组和机组公用部分采用DCS系统控制。设置全厂集中辅控网络，辅助系统网络采用PLC+交换机+以太网组成控制网络，辅控网络的控制点也设在集中控制室。脱硫系统采用独立的DCS控制，脱硫系统的控制点也设置在集中控制室。全厂采用集中控制室一个控制点。单元机组DCS网路包括锅炉控制、汽机控制、发变组及厂用电源等。公用DCS网络包括电气公用厂用电源、循泵房等。辅助系统集中控制网络包括空压机房、燃油泵房、汽水取样及加药系统、凝结水精处理、锅炉补给水系统、工业废水处理、综合水泵房、制氢站、循环水泵房、生活污水处理系统、除灰渣系统部分、输煤系统等辅助车间系统。脱硫系统控制采用独立DCS控制系统。此方案为当前大型火电机组采用较多的方案，其特点是全厂网络符合大多数电厂的生产管理方式，除脱硫系统外所有辅助车间系统均采用PLC控制，并组成辅网。而脱硫系统采用独立DCS系统符合当前脱硫整岛招标、建设的施工模式，接口清晰，控制点均设在集中控制室，有效地减少了运行人员。

(2)方案二:在方案一的基础上，将脱硫主机控制的子系统纳入机组DCS控制网络。与方案一相比，主要区别在于脱硫纳入了主机DCS控制网络。随着国家对环境保护的更加重视，脱硫系统基本上与主机同步建设，而很多工程均采用了引风机和增压风机合并、取消脱硫旁路的设计方案，使得脱硫系统与主机系统密不可分。此方案能统一协调脱硫和主机系统的控制，消除了两套系统分别运行、接口较多且相互影响的隐患，便于运行人员能根据排放指标调整主机的控制策略。

(3)方案三:将脱硫和其它所有辅动系统均采用PLC控制，构成辅网。

与方案一相比，其特点是全厂网络结构清晰，所有辅助车间系统(包括脱硫)均采用PLC控制，并组成辅网，同时控制点均设在集中控制室，使主控和辅控职责分明，减员增效效果明显。但国内大型机组(600MW以上)脱硫系统采用PLC控制方式的较少。

(4)方案四:辅控网络的控制点根据实际管理需要设置独立的辅控控制室。脱硫系统独立组网，控制点设置在脱硫控制室。输煤系统也独立组成PLC控制网络，控制点在煤场就近设置。与方案一相比，考虑到输煤系统的控制与就地巡检人员的关系相对密切，联系较多，输煤独立组网，同时输煤、脱硫和辅控网均采用独立的控制室。这样设置可减少集中控制室的面积，减少控制室内操作员站数量，避免各系统运行繁忙时相互影响，同时降低了操作员的劳动强度，但也无可避免地增加了控制室的总体使用面积，提高了土建、暖通费用，各分散点的增加也导致运行人员的增加，人工成本也会相应增加。

3、1000MW机组主要控制设备的选择

无论什么控制方案，最终离不开控制设备的选择。不同的控制设备选择会产生不同的控制方案。

3.1DCS和PLC系统的比较

控制系统的主要控制设备可采用PLC或DCS。DCS和PLC的设计原理区别较大，PLC是从模仿继电器控制原理发展起来的，而DCS是在运算放大器的基础上得以发展的，把所有的函数、各过程变量之间的关系都设计成功能块。DCS和PLC控制器的主要差别是在开关量和模拟量的运算上，即使后来两者相互有些渗透，但是仍然有区别。20世纪80年代以后，PLC除逻辑运算外，也增加了一些控制回路算法，但要完成一些复杂运算还是比较困难，但在解算逻辑方面，表现出快速的优点。而DCS使用功能块封装模拟运算和逻辑运算，无论是逻辑运算还是复杂模拟运算的表达形式都非常清晰，但相对PLC来说逻辑运算的表达效率较低。虽然国内小型机组主机有少量采用PLC控制，但由于百万机组其控制点数、控制逻辑和模拟运算的复杂是小型机组无法比拟的，因此主厂房的控制采用DCS实现。

3.2DCS的选择和配置

对DCS系统的选择还应该考虑到控制器的分布和数量。由于1000MW机组DCS系统的输入/输出(I/O)点数相比600MW机组有较大的提高，而且不同的主机其控制策略也不同，控制器的选择应参照国内已投产的百万机组的配置，结合工程实际I/O点数，根据具体控制功能和控制对象的多少而定。实际配置时，要考虑所使用的DCS控制站的功能高低、控制站的负载能力大小、主要指标(如内存、CPU等级、主频、通讯速率、带I/O点的能力)等因素，在保证控制站功能的分散度的前提下合理分配，避免数据通道的繁忙和拥堵。

3.3锅炉壁温

在超临界机组上，锅炉壁温一般由锅炉厂设计，业主方直接采购，大致点数约在三四百点左右。而在超超临界机组上，由于工艺参数的提高，锅炉爆管的危险性增加，因此对锅炉受热面的温度分布监控就显得尤其重要了，在实际应用中，国内投产的600MW超超临界机组均增加了1000点左右锅炉壁温检测点。而1000MW超超临界机组其受热面更大，对受热面的监控要求更高，在设计和施工中应根据锅炉的受热面分布特点，适当增加锅炉壁温检测，实时了解锅炉受热面的温度分布情况，可有效避免爆管等重大事故，同时对燃烧控制和锅炉经济运行有参考意义。

3.4就地设备

1000MW超超临界机组就地设备选择时，一定要充分了解其工艺技术参数，同时考虑其工作温度和工作压力范围，避免设备在恶劣工况环境中无法长期连续工作。由于超超临界1000MW机组的主蒸汽、热再热蒸汽管道均采用A335P92材质，管道上的仪表导管也多采用相同的材质，仪表导管的规格确定时应与工艺专业密切配合，经过工艺专业的核算后选定。而且由于P92材质的仪表导管数量较少，规格较小，采购时宜与工艺四大管道配管时同时采购，减少日后采购的难度。

4、结语

超超临界技术作为国内最新的火力发电技术，在国内1000MW机组上的应用越来越多，了解其特点对控制系统方案确定起着重要的作用，而控制系统本质上是为工艺系统服务的。控制网络的设置必须符合工艺要求和生产管理要求。只有充分理解主辅机工艺特点、辅助车间的设置方式和电厂的管理模式，才能制定出一个行之有效的整体控制方案。

参考文献：

［1］李明亮，邱亚林，陈红．超超临界锅炉技术研究［J］．云南电力技术，2010，38(3):87-90．

［2］阳虹，彭泽瑛．加快高超超临界汽轮机的发展步伐［J］．热力透平，2010，39(1):1-5，11．