660 MW機組給水加氧處理及聯氨調整技術研究應用

謝 曄,李 翔,程俊杰,王 剛,馬麗媛,齊 超

(1.寧夏京能寧東發電有限責任公司,銀川750400;2.中國礦業大學銀川學院, 銀川750400;3.西安熱工研究院有限公司, 西安710032)

0 引 言

某電廠為超臨界660 MW燃煤汽輪發電空冷機組,采用哈爾濱鍋爐廠的變壓運行螺旋管圈加垂直管直流爐,單爐膛、一次中間再熱,采用切圓燃燒方式、平衡通風、固態排渣、全鋼懸吊結構Π型鍋爐,鍋爐型號為HG2210/25.4-YM1。機組凝結水精處理系統由2臺50%前置過濾器和3臺50%高速混床組成?；齑矠?臺運行,1臺備用,當某一臺混床出水不合格或壓差過大時,將啟動另一臺混床進行再循環運行直至出水合格后并入系統。2臺機組凝結水精處理共用1套體外再生系統,采用“高塔法”技術工藝,包括分離塔、陽再生塔(兼貯存罐)和陰塔(即“三塔”),另外包括酸堿設備、熱水罐、沖洗水泵、羅茨風機、儲氣罐、自用水系統等。機組采用的給水處理方式為加氨處理,給水pH控制在9.2～9.6,折算出電導率控制范圍為3.0～6.5 μS/cm。

1 給水加氨自動控制優化

原給水加氨采用傳統手動控制,控制方式落后。當機組負荷快速變化時,由于人工控制的滯后性及個人操作水平的差異,不能及時調整加氨量,存在加藥不足或過度加藥的風險,給水電導率有時達到6.5 μS/cm以上,pH甚至達到9.8以上,不利于機組的安全穩定運行。

1.1 給水加氨自動控制

優化后的給水加氨采用復合式PI調節模式實現自動控制[1]。該控制系統將凝結水流量作為前饋加入給水加氨PI調節器。在機組負荷變化時,可克服熱力系統水汽在線儀表監測結果的滯后性,控制系統首先響應凝結水流量變化自動調節給水加氨泵的頻率,可實現除氧器入口電導率實際控制值在設定值附近盡可能小的范圍內波動,然后通過比例積分調節,進一步減小除氧器入口電導率與設定值之間的偏離,調整至目標設定值。

控制邏輯優化思路如圖1所示,以除氧器入口電導率為被調量,凝結水流量經一節慣性環節折算出加氨的前饋值加入電導率PI控制環節,從而使加氨控制響應速度加快[2]。

圖1 給水加氨自動控制邏輯

1.2 給水加氨自動調節分析

給水加氨自動調節優化后,具體除氧器入口電導率控制情況如圖2所示。由給水加氨控制趨勢圖,在負荷穩定工況下,除氧器入口電導率與設定值偏差量在0.1 μS/cm以內;在大幅度變負荷工況下,除氧器入口電導率控制值控制在1.63 μS/cm至3.14 μS/cm范圍以內,滿足超臨界直流爐給水pH控制要求,從趨勢圖上可以看出,通過增加凝結水折算出的前饋值,能夠在較短時間能將除氧器入口電導率控制在要求范圍內。

圖2 給水加氨自動控制趨勢

2 給水加氧改造并實現自動控制

該機組于2018年7月對機組熱力系統進行分段加氧技術改造,即從該機組精處理出口凝結水、除氧器出口給水以及高加疏水處增加3個加氧點[3],熱力系統加氨、加氧點如圖3所示。

圖3 熱力系統加氨、加氧及取樣點

此次加氧采用熱力系統分段氧化處理工藝,既可有效解決給水系統、高加疏水系統的流動加速腐蝕,又可避免蒸汽含氧可能對過熱器、再熱器管內壁氧化皮生長或脫落產生影響,從而實現對熱力系統的全面保護,同時還可以最大限度地延長精處理混床的運行周期。

2.1 給水加氧自動控制調節前汽水品質評估

采用便攜電導率表和溶氧表進行現場測試,與在線氫電導率表數據進行對比,所使用的電導率表和溶氧表均已經過國家計量局認定,并與熱工院在線儀表校驗裝置進行過比對[4]。氫電導率表測試比對結果見表1,凝結水泵出口、除氧器入口、省煤器入口、主蒸汽處取樣點的在線氫電導率數據與便攜表測試結果基本一致,氫電導率測試結果滿足加氧試驗對儀表的要求。

表1 在線氫電導率結果對比

如表2所示,凝結水泵出口、除氧器入口、省煤器入口、主蒸汽處在線電導率測試數據與便攜表測試結果基本一致,滿足加氧試驗對儀表的要求。

如表3所示,凝結水泵出口、 除氧器出口、 省煤器入口、 主蒸汽、 高加疏水處在線溶解氧表測試數據與便攜表測試結果基本一致,滿足加氧試驗對儀表的要求。

表3 在線溶解氧量結果對比

測定結果表明,該廠在線化學儀表測量數值較為準確可靠。凝結水泵出口、除氧器入口、省煤器入口、主蒸汽的氫電導率均小于0.15 μS/cm,機組水汽品質良好,滿足DL/T 805.1—2011《火電廠汽水化學導則 第1部分:鍋爐給水加氧處理導則》中規定的加氧處理對水汽品質的要求。

2.2 給水加氧自動控制

給水系統:選取凝結水流量作為前饋信號,當凝結水流量發生變化時,先對除氧器出口下水管的加氧量進行超前調節,同時監視省煤器入口實際溶氧是否偏離設定值,再通過比例積分調節進行“糾偏”,保證溶氧控制效果[5]。省煤器入口溶氧設定控制范圍10～30 μg/L,期望范圍為10～20 μg/L。

凝結水系統:選取凝結水流量作為前饋信號,當凝結水流量發生變化時,先對精處理出口母管的加氧量進行超前調節,同時監視除氧器入口實際溶氧是否偏離設定值,再通過比例積分調節進行“糾偏”,保證溶氧控制效果。除氧器入口溶氧設定控制范圍30～100 μg/L,期望范圍為30～80 μg/L。

2.3 給水加氧保護邏輯設置

1)當精處理出口氫電導和省煤器入口氫電導率同時≥0.15 μS/cm時,上位機報警;同時程序聯鎖關閉給水加氧電磁閥、凝結水加氧電磁閥和高加疏水加氧計量泵,停止加氧[6]。

2)當機組正常運行過程中,凝結水流量超下限值(≤600 t/h)時,認為機組運行異常,聯鎖關閉給水加氧電磁閥、凝結水加氧電磁閥和高加疏水計量泵,停止加氧。

3)凝結水加氧匯流排壓力低時(≤4.5 MPa)報警,提示更換氧氣瓶;若未及時更換,壓力低低時(≤4.0 MPa),聯鎖關閉凝結水加氧電磁閥,壓力恢復正常后,自動打開凝結水加氧電磁閥。

4)給水加氧匯流排壓力低時(≤3.5 MPa)報警,提示更換氧氣瓶;若未及時更換,壓力低低時(≤3.0 MPa),聯鎖關閉給水加氧電磁閥,壓力恢復正常后,自動打開給水加氧電磁閥。

5)機組正常運行過程中,當省煤器入口溶氧超過設定上限值30 μg/L時,上位機報“省煤器入口溶氧高”報警,聯鎖關閉給水加氧電磁閥,停止加氧;當省煤器入口溶氧低于設定下限值10 μg/L時,上位機報“省煤器入口溶氧低”報警,運行人員和維護人員需及時檢查設備運行狀況。省煤器入口溶氧信號二取平均,偏差大于10 μg/L時,上位機報“省煤器入口溶氧偏差大”報警[7]。

6)為防止主蒸汽溶氧超標,影響機組安全運行,當主蒸汽溶氧超上限值(≥10 μg/L)時,上位機報“主蒸汽溶氧高”報警;同時程序聯鎖關閉給水加氧電磁閥,等待主蒸汽溶氧<10 μg/L后,同時省煤器入口溶氧在設定的控制范圍內,恢復給水加氧。

2.4 給水加氧自動調節分析

給水加氧改造完成后,分析加氧控制自動狀況,運行數據如圖4所示。

圖4 給水加氧自動控制趨勢圖

由給水加氨控制趨勢圖,在負荷穩定工況下,除氧器入口溶解氧及給水溶解氧控制穩定,在機組大幅度升降負荷時給水溶氧控制在14～18 μg/L范圍內,除氧器溶氧控制在30～46 μg/L范圍內,均滿足GB/T 12145—2016《火力發電機組及蒸汽動力設備水汽質量標準》要求。

3 給水加氧及加氨聯合控制

3.1 給水加氧加氨聯合控制思路

機組并網8h后,當機組省煤器入口給水氫電導率<0.15 μS/cm且精處理高混出口母管氫電導率<0.10 μS/cm,并持續10 min后。給水加氧投入報警自動彈出,提示運行人員檢查現場設備是否具備加氧自動投入的條件,開始計時30 min后給水加氧自動投入。當給水溶解氧量持續達到10～30 μg/L,并穩定運行30 min,給水加氨泵開始自動降低頻率,直至給水電導到設定范圍1.5～2.5 μS/cm。

當給水電導>0.15 μS/cm或者主蒸汽溶解氧>10 μg/L,或者運行人員點操給水加氧停止按鈕時,給水加氨泵開始自動升高頻率,直至給水電導到設定范圍(3.5～5.0 μS/cm)后,給水加氧裝置開始自動退出運行[8]。

機組計劃停機前3 h,運行人員點操給水加氧停止按鈕,給水加氨泵開始自動升高頻率直至給水電導到設定范圍3.5～5.0 μS/cm后,給水加氧裝置開始自動退出運行。加氧裝置退出后,為滿足停爐保護可將給水加氨泵控制轉為手動或者獨立自動,將給水電導設定在范圍5.0～5.5 μS/cm。

3.2 給水加氧、加氨聯合自動調節分析

給水加氧、加氨聯合控制自動狀況如圖5所示 。

圖5 給水加氧、加氨聯合控制趨勢圖

由給水加氧、加氨聯合控制趨勢圖,在負荷穩定工況下,給水溶解氧及除氧器入口電導率控制較穩定,在機組大幅度升降負荷時給水溶氧控制在14～17.6 μg/L范圍內,除氧器入口電導率控制在1.6～3.1 μS/cm范圍內,均滿足標準要求。

4 結 語

給水加氨控制在引入帶一階慣性環節的凝結水流量折算函數前饋后,能較好控制除氧器入口電導率在規定范圍內,加快電導率的響應速度。

給水加氧及給水加氨聯合控制能較好控制給水電導率及給水溶氧在線實時值,但該項目采用外掛PLC控制,各重要控制參數采用硬線傳輸至DCS系統,實施工作量較大,建議該控制系統納入DCS系統控制。