基于高加抽汽节流的超临界发电机组主蒸汽温度控制方法与流程

本发明属于热能动力系统控制优化，特别涉及一种基于高加抽汽节流的超临界发电机组主蒸汽温度控制方法。

背景技术：

1、风能、太阳能等可再生能源，具有强烈的时变特性；因此，可再生能源发电消纳困难，弃风、弃光问题严重，提高常规热能动力系统的运行灵活性，为可再生能源发电提供消纳服务是目前重要的技术方向。具体的，以燃煤发电为例，燃煤发电将由主体能源向基础能源转变，燃煤发电机组的变负荷幅度和变负荷频率将逐渐提高，热能动力系统将长期处于频繁变负荷的瞬态工况；主蒸汽温度的控制品质，成为了制约燃煤发电热能动力系统进一步提升变负荷能力的重要瓶颈。进一步解释性的，在快速升负荷时，主蒸汽温度极易出现超限问题，限制了机组灵活性的提升；如何快速有效地抑制快速升负荷过程中主蒸汽温度的飙升，是燃煤发电机组机炉协调控制系统优化的重要内容。

2、鉴于主蒸汽温度的变化与给水回热吸热量、锅炉省煤器和水冷壁内的吸热量以及过热器内的吸热量有关，因此在快速变负荷过程中快速调整上述三个吸热量的大小，可以达到有效控制主蒸汽温度的目的。综上，亟需一种新的超临界燃煤发电机组主蒸汽温度控制方法。

技术实现思路

1、本发明的目的在于提供一种基于高加抽汽节流的超临界发电机组主蒸汽温度控制方法，以解决上述存在的一个或多个技术问题。本发明提供的技术方案中，借助高加抽汽节流，增大了给水加热不足，减少了省煤器和过热器的吸热量，可达到快速降低主蒸汽温度的目的，能够大幅改善快速变负荷过程中出现主蒸汽温度超温的缺陷。

2、为达到上述目的，本发明采用以下技术方案：

3、本发明提供一种基于高加抽汽节流的超临界发电机组主蒸汽温度控制方法，包括以下步骤：

4、获取超临界发电机组中超临界锅炉系统和汽轮机系统的热力参数数据；

5、基于获取的热力参数数据，计算获得不同高加抽汽节流方案对应的给水加热不足和各次再热蒸汽流量变化量；

6、基于各次再热蒸汽流量变化量，计算获得再热器之后布置的省煤器和部分过热器受热面吸热变化量；

7、综合给水加热不足以及省煤器和部分过热器受热面吸热变化量，获得不同高加抽汽节流方案对应的主蒸汽温度变化预测值；

8、基于主蒸汽温度变化预测值与实时采集并计算的主蒸汽温度偏差，选定高加抽汽节流方案，实现超临界发电机组主蒸汽温度调控。

9、本发明的进一步改进在于，所述基于主蒸汽温度变化预测值与实时采集并计算的主蒸汽温度偏差，选定高加抽汽节流方案，实现超临界发电机组主蒸汽温度调控的步骤中，

10、通过比较主蒸汽温度变化预测值和实时采集并计算的主蒸汽温度偏差的大小，依次有序选择对应于主蒸汽温度偏差的高加抽汽节流方案，实现超临界发电机组主蒸汽温度调控。

11、本发明的进一步改进在于，所述获取超临界发电机组中超临界锅炉系统和汽轮机系统的热力参数数据的步骤包括：

12、采集获取超临界发电机组中超临界锅炉系统和汽轮机系统的原始热力参数数据，对原始热力参数数据进行数据清洗后，获得最终的热力参数数据。

13、本发明的进一步改进在于，所述热力参数数据包括：

14、锅炉给水流量mfw、汽轮机系统流经各级回热加热器的给水流量测量数据mfwi，i＝1～k-1；其中，所述各级回热加热器中，第1至第k-1级回热加热器为高压加热器，第k级回热加热器为除氧器；

15、超临界锅炉系统和汽轮机系统之间的m个工质进、出口热力参数，包括m个工质流进入锅炉的温度tin,a、压力pin,a，m个工质流离开锅炉的温度tout,a、压力pout,a，a＝1～m；

16、z级回热加热器的热力参数，包括给水侧各级回热加热器前、后的温度tw,in,b、tw,out,b；抽汽侧各级抽汽的温度ts,b、压力ps,b与各级回热加热器疏水的温度td,b，b＝1～z；

17、给水泵后给水压力pfp和省煤器入口给水压力peco,in。

18、本发明的进一步改进在于，所述基于获取的热力参数数据，计算获得不同高加抽汽节流方案对应的给水加热不足和各次再热蒸汽流量变化量的步骤中，

19、计算不同高加抽汽节流方案对应的给水加热不足的计算表达式为，

20、方案(k-1)为节流no.1、no.2、no.3、…、no.k-1高压回热加热器的方案；

21、式中，δqfw为高压回热加热器抽汽节流造成的给水加热不足；mfwi为流经第i级高压回热加热器的给水流量；τi为第i级高压回热加热器的给水焓升；

22、计算高加抽汽节流导致的各级抽汽流量变化的计算表达式为，

23、

24、式中，msei为第i级高压回热加热器抽汽节流时返回汽轮机的蒸汽流量；mdw(i-1)为来自第i-1级高压回热加热器的疏水流量；γi为来自上一级的疏水在第i级高压回热加热器内的放热量；qi为第i级高压回热加热器抽汽的放热量；

25、各次再热蒸汽流量的变化量为抽汽压力大于等于该次再热蒸汽压力的所有抽汽的流量变化量之和，表达式为，

26、

27、式中，δmrs,j为第j次再热蒸汽流量的变化量；δmsei为第i级高压加热器抽汽流量的变化量；prs,j为该次再热蒸汽冷段压力。

28、本发明的进一步改进在于，所述基于各次再热蒸汽流量变化量，计算获得再热器之后布置的省煤器和部分过热器受热面吸热变化量的步骤包括：

29、计算锅炉再热器之后布置的省煤器和部分过热器受热面吸热变化量的计算表达式为，

30、

31、

32、式中，δqeco为省煤器内工质的吸热量变化；qeco为省煤器内工质的原吸热量；qsh,part为受影响的过热器内工质的原吸热量；δqsh,part为受影响的过热器内工质的吸热量变化；δqrh,tot为所有再热蒸汽流量的总吸热量变化；

33、

34、δqrh,j＝kqrh,change,jδqrh1,j；

35、式中，δqrh,j为第j次再热蒸汽流量的吸热量变化；kqrh,change,j为第j次再热蒸汽吸热量变化等效系数，0＜kqrh,change,j＜1；δqrh1,j为第j次再热蒸汽流量的最大吸热量变化；

36、δqrh1,j＝δmrs,j(hrh,out,j-hrh,in,j)；

37、式中，hrh,out,j为第j次再热蒸汽锅炉再热器出口焓值；hrh,in,j为第j次再热蒸汽锅炉再热器入口焓值。

38、本发明的进一步改进在于，所述综合给水加热不足以及省煤器和部分过热器受热面吸热变化量，获得不同高加抽汽节流方案对应的主蒸汽温度变化预测值的步骤包括：

39、计算得到高加抽汽节流后的锅炉给水入口处的总热量，计算表达式为，

40、q′eco,in＝qeco,in-δqfw；

41、式中，q′eco,in为高加抽汽节流后的省煤器入口总热量；qeco,in为高加抽汽节流前的省煤器入口总热量；δqfw为由于高加抽汽节流，给水在高压回热加热器中的总加热不足；

42、计算得到高加抽汽节流后省煤器出口工质总热量，计算表达式为，

43、q′eco,out＝qeco,out-δqfw-δqeco；

44、式中，q′eco,out为高加抽汽节流后的省煤器出口总热量；qeco,out为高加抽汽节流前的省煤器出口总热量；

45、计算得到高加抽汽节流后锅炉主蒸汽的总热量，计算表达式为，

46、q′sh,ls＝qsh,ls-δqfw-δqeco-δqsh,part；

47、式中，q′sh,ls为高加抽汽节流后的高温过热器出口总热量；qsh,ls为高加抽汽节流前的高温过热器出口总热量；δqsh,part为水冷壁产生的过热蒸汽在过热器中吸热量变化；

48、主蒸汽焓值的变化量为，qsh,ls＝mfwhls；

49、式中，mfw为锅炉给水流量；δhls为主蒸汽焓值变化量；h′ls为高加抽汽节流后的高温过热器出口总热量；hls为高加抽汽节流前的高温过热器出口总热量；

50、高加抽汽节流后主蒸汽温度变化的预测值为，

51、式中，δtls为高加抽汽节流后主蒸汽温度变化预测值；csh,ls为主蒸汽比热容。

52、本发明的进一步改进在于，所述基于主蒸汽温度变化预测值与实时采集并计算的主蒸汽温度偏差，选定高加抽汽节流方案，实现超临界发电机组主蒸汽温度调控的步骤包括：

53、分别就不同高加抽汽节流方案进行计算，得到各高加抽汽节流方案下的主蒸汽温度变化预测值，表示为δtls,hh＝1～k-1；

54、引入高加抽汽节流主蒸汽温度预测值修正系数，表示为，δtls,exp,h＝kls,expchan,hδtls,h；

55、式中，δtls,exp,h为修正后的实际快速变负荷过程中第h种高加抽汽节流方案的主蒸汽温度变化预测值；kls,expchan,h为高加抽汽节流主蒸汽温度预测值修正系数，0＜kls,expchan,h＜1；

56、计算主蒸汽实时温度与设定温度的偏差，计算表达式为，

57、δtls,dev＝tls,set-tls,rt；

58、式中，δtls,dev为主蒸汽温度偏差；tls,set为主蒸汽温度设定值；tls,rt为主蒸汽温度实时值；

59、当δtls,dev≤δtls,bdy时，只使用喷水减温控制主蒸汽温度；其中，δtls,bdy为预设限值；

60、当δtls,dev＞δtls,bdy时，才采用高加抽汽节流控制主汽温的方法，并且根据主蒸汽温度偏差与各个方案的主蒸汽温度变化预测值的相对大小，依次有序适时选择最合适的高加抽汽节流方案；当δtls,exp,h-1＜δtls,dev≤δtls,exp,h时，选择第h种高加抽汽节流方案，实现超临界发电机组主蒸汽温度调控。

61、本发明的进一步改进在于，所述当δtls,exp,h-1＜δtls,dev≤δtls,exp,h时，选择第h种高加抽汽节流方案，实现超临界发电机组主蒸汽温度调控的步骤包括：

62、使用选择的高加抽汽节流方案后，主蒸汽温度偏差降低时，按照高加抽汽节流方案选择方法，逐步依次有序退出各个高压加热器的抽汽节流，且当主蒸汽温度偏差小于等于预设限值δtls,bdy时，恢复所有高加的正常抽汽。

63、本发明提供一种基于高加抽汽节流的超临界发电机组主蒸汽温度控制系统，包括：

64、数据获取模块，用于获取超临界发电机组中超临界锅炉系统和汽轮机系统的热力参数数据；

65、第一计算模块，用于基于获取的热力参数数据，计算获得不同高加抽汽节流方案对应的给水加热不足和各次再热蒸汽流量变化量；

66、第二计算模块，用于基于各次再热蒸汽流量变化量，计算获得再热器之后布置的省煤器和部分过热器受热面吸热变化量；

67、第三计算模块，用于综合给水加热不足以及省煤器和部分过热器受热面吸热变化量，获得不同高加抽汽节流方案对应的主蒸汽温度变化预测值；

68、方案选择及调控模块，用于基于主蒸汽温度变化预测值和计算获得的主蒸汽温度偏差，选定高加抽汽节流方案，实现超临界发电机组主蒸汽温度调控

69、与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：

70、本发明提供的超临界燃煤发电机组主蒸汽温度控制方法中，采用高加抽汽节流的手段来调控超临界燃煤发电机组主蒸汽温度；其中，首先采集超临界燃煤发电机组分布式控制系统中的热力参数实时数据，而后对于不同高加抽汽节流方案计算获取给水回热系统吸热量、再热蒸汽吸热量、省煤器内工质吸热量和过热蒸汽吸热量的不同变化，根据能量平衡方程计算得到不同高加抽汽节流方案对应的主蒸汽温度变化的预测值，结合机组实时采集并计算的主蒸汽温度偏差，并选择对应于当前主蒸汽温度偏差的最为合适的高加抽汽节流方案；本发明中，通过高加抽汽节流补充优化主蒸汽温度自动控制逻辑，能够在超临界燃煤发电机组快速升负荷时有效解决主蒸汽温度超温的问题，消除了限制机组变负荷速率进一步提高的瓶颈，可提高机组运行灵活性。

71、进一步的，本发明提供了若干种高加抽汽节流方案，为最大化利用节流效果，防止高加抽汽节流时更高抽汽压力的加热器抽汽大幅增加，本发明具体给出的所有高加抽汽节流方案均要节流包含最高一级高压加热器在内的连续的加热器，这样不仅保证了高加抽汽节流的效果，也有利于具体实施方案的使用与退出，简化了高加抽汽节流控制主汽温的操作难度，更易实现自动化控制。

72、进一步的，本发明借助高压回热加热器能量平衡，计算了不同高加抽汽节流方案对应给水加热不足和各次再热蒸汽的流量变化，又通过锅炉再热器、省煤器和过热器的能量平衡，计算得到各次再热蒸汽吸热量的变化量和对于后续锅炉省煤器和过热器中工质吸热量的影响，综合考虑所有能流流向变化，最终计算得到不同高加抽汽节流方案对应的主蒸汽温度变化预测值，对于后续高加抽汽节流方案的选择具有重要的指导意义。

73、进一步的，本发明公开了一种根据实时采集并计算的主蒸汽温度偏差和经过上述步骤计算得到的各高加抽汽节流方案对应的主蒸汽温度变化预测值，选取节流方案的方法；其中，通过定义高加抽汽节流温度偏差限值，当主蒸汽温度偏差大于设定限值时，根据温度偏差与温度变化预测值的大小关系，依次有序适时的选取不同的高加抽汽节流方案；当主蒸汽温度偏差减小时，再根据偏差与预测值的大小关系，依次有序退出各个加热器节流，当小于设定限值时，汽轮机系统高加抽汽全部恢复；通过以上高加抽汽节流选择调度方案，可以合理适时选择不同效果的节流方法以对应不同的主蒸汽温度偏差，能够更科学地调度各个能流在热能动力系统内部合理流动，最终提升主蒸汽温度控制效果。