过热蒸汽装置（精选7篇）
过热蒸汽装置 篇1
1 引言
哈萨克斯坦肯基亚克盐上油田是一个有着40年开发历史的老油田, 前苏联时期即落实有地质储量1.1×108 t, 在此期间, 稠油油藏曾经进行过湿饱和蒸汽吞吐、湿饱和蒸汽驱及热水驱、聚合物驱等几种强化采油工艺分别进行试采, 每一种工艺方法都有其局限性, 对提高产出液和提高采油速度的效果均不明显, 直到2003年采出程度还不足10%。
为改善肯基亚克盐上稠油油藏的开发效果, 提高其单井产油量, 2004年3月中国石油集团原副总经理吴耀文提出采用过热蒸汽吞吐的开发方案。根据方案的要求, 中国石油集团工程设计有限责任公司科技开发中心 (CPE) 与中国石油勘探开发公司 (CNODC) 联合形成本课题组, 开展稠油过热蒸汽开采装置专项研究。通过两年时间的刻苦攻关, 研制出国内外首套采用普通锅炉软化水生产过热蒸汽的过热蒸汽装置, 并于2005年1月总装出厂。装置设计热效率达到73%, 实际平均运行热效率≮78%;排烟温度 (280～320) ℃;过量空气系数≤1.2;管程压降≤0.4 MPa。
该装置自2005年10月在哈萨克斯坦肯基亚克盐上稠油油田正式投入现场试验, 到2009年3月18日为止, 已相继有7套过热蒸汽装置在该油田投入应用, 累计试验井数达到54口。试验效果表明:注过热蒸汽较普通热采的驱油效率提高6%～12%以上, 单井稠油产量相对第一轮常规湿饱和蒸汽吞吐平均日增油量达1～8 t, 并且普遍延长了注过热蒸汽井的生产周期。
该装置制造成本与目前常用的国外进口油气田管式加热炉的成本相比, 造价降低40%左右。
该装置已申报国家专利3项, 其中发明专利一项, 2006年底顺利通过中国石油天然气集团公司组织的验收, 被与会专家认定为“重大技术突破”, 2007年被国家六部委评为国家级重点新产品, 2008年荣获北京市中关村颁发的高科技新产品证书, 并荣获2008年中国石油集团科技进步奖贰等奖。
2 技术创新点
(1) 首次将使用普通锅炉软化水产生的湿饱和蒸汽直接过热, 用于稠油油田的注过热蒸汽吞吐开采, 此方法国内外前所未有, 是一次技术性突破。
(2) 该过热蒸汽装置在传统管式加热炉结构的基础上, 进行多项原创性开发, 形成具有自主知识产权的专有技术, 成功解决了该装置炉管结晶体沉积、过热爆管等关键技术难题, 是对常规技术的大胆创新。
(3) 过热蒸汽装置采用分级加热, 汽水分离器多级分离结构的脱盐工艺, 实现高温高压工况下低密度差的汽液分离问题。该环节同样是该装置关键的创新技术之一。
(4) 该技术的独特之处是采用无罐无泵的射流混合技术, 在保证额定过热度的前提下, 将高压汽水分离器脱出的高含盐盐水按比例馈送到井下, 实现稠油热采过热蒸汽生产过程高含盐水的零排放, 相对于以往汽水分离提高注汽干度而言节约大量宝贵的锅炉软化水, 避免外排污水造成的热损失及环境污染。因此, 该技术的形成是稠油热采节能降耗重要的技术举措。
(5) 过热蒸汽装置关注关键环节, 采用超常规的跟踪自控技术, 实现装置在线自动检测与实时控制, 确保装置安全。因此, 该自控技术是装置连续稳定运行的必备手段。
(6) 通过向稠油油藏注过热蒸汽, 因此改变储层岩石润湿性, 使原油发生水热裂解, 改善了油藏内的渗流环境, 扩大了加热半径, 提高了波及体积, 因此提高了驱油效率和单井产量, 为稠油油田高效开发提供了新途径。
(7) 通过对试验区冷采、饱和蒸汽吞吐和过热蒸汽吞吐开发效果综合评价, 形成了一套稠油油藏注过热蒸汽开发效果评价方法, 中油 (国际) 阿克纠宾油气股份公司已将过热蒸汽吞吐作为肯基亚克盐上稠油油田的开采方式, 由此形成的注过热蒸汽吞吐热采技术, 是一次典型的应用范例。
3 应用效果与前景
目前根据过热蒸汽吞吐热采的实际需要, 已研制出额定过热蒸汽流量为23 t/h, 11.5 t/h及9.2 t/h三种规格的过热蒸汽发生装置投入现场应用, 并制订编写出有关的技术标准与规程;其设计压力分别为18 MPa, 9 MPa, 6.3 MPa;装置出口过热蒸汽温度可以根据热采工艺的需要从 (320～400) ℃;过热度从 (30～100) ℃;适应的湿饱和蒸汽干度从50%～70%;既可以燃油、燃气, 也可以油气两用。自控系统以高可靠性、高安全性为主旨, 设置完善的自动检测与报警停炉功能, 并可以配备带远传的RTU, 也可就地与远传结合, 适应用户的不同要求。该装置既可以橇装、组装, 也可以车载移动。该装置可以根据用户需要安装在单井井口, 也可以安装在配汽站或注汽站。
该装置至今已经有7套在肯基亚克盐上稠油油田投入使用, 累计对54口井进行注过热蒸汽试验, 第1口投入生产的试验井61043井自2005年11月13日到2009年3月18日共1205天累计生产原油9 882 t, 比采用湿饱和蒸汽吞吐多生产原油近7 500 t, 其他已开抽的注过热蒸汽试验井也都呈现出良好的采油效果, 54口试验井到2009年3月18日累计生产原油80 112.2 t, 占生产井总数只有10%的注过热蒸汽试验井, 其日采油量占盐上稠油生产井日产油量的20%左右, 原油含水由初期的86%最低曾下降至28%, 目前仍保持在50%左右。
通过对试验区冷采、饱和蒸汽吞吐和过热蒸汽吞吐开发效果综合评价, 形成一套稠油油藏注过热蒸汽开发效果评价方法, 中油 (国际) 阿克纠宾油气股份公司已将过热蒸汽吞吐作为盐上稠油油田的开采方式。
继哈国肯基亚克盐上注过热蒸汽试验之后, 国内相关稠油油田的注过热蒸汽试验也已进入实施阶段, 2008年7月到2008年11月在新疆油田重油公司所开展的注过热蒸汽试验, 试验达6井次, 其中有2口见到显著效果, 2009年将扩大试验范围及规模。辽河油田的现场试验也在进行中, 试验效果正在进一步跟踪中。稠油热采过热蒸汽装置技术的价值及作用正为更多的油田领导及专家所认可。
目前哈萨克斯坦肯基亚克盐上稠油油田有稠油生产井数百口, 有捞油作业队在进行捞油作业的稠油井数百口左右, 油层厚度5～15 m, 2006年～2007年两年新增加稠油生产井近200口, 如按目前安装在配汽计量间的方式, 平均每16口井配置1套过热蒸汽装置计算, 需要50套左右, 国内四大稠油油田 (新疆、辽河、胜利、河南) 有数万口左右的稠油油井, 至少需要数百套这样的蒸汽再加热装置, 若每年有20%的稠油井采用该装置, 则装置销售产值超过数十亿元, 增产稠油即使按保守估计每天每口井增产1 t计, 每年增产的原油也可达到1 500万t左右, 价值超过800亿元人民, 相当于新增加一个辽河油田, 市场前景很好。从环保方面而言, 可以避免排污水的外排所造成的环境污染, 环境效益也是很好的, 并有效延长注汽锅炉的使用寿命。
4 结论
过热蒸汽装置技术首次将普通锅炉软化水产生的湿饱和蒸汽直接过热, 根据稠油热采工艺需要生产出蒸汽温度320～400℃, 过热度30～100℃的过热蒸汽, 用于稠油油田注过热蒸汽吞吐开采, 为稠油油田高效开发提供了新途径。哈萨克斯坦肯基亚克盐上稠油实验区现场试验表明:注过热蒸汽较普通热采的驱油效率提高6%～12%以上, 单井稠油产量相对第一轮常规湿饱和蒸汽吞吐平均日增油量达1～8 t。54口试验井截至2009年3月18日累计生产原油80 112.2 t, 占肯基亚克盐上生产井数只有不到10%的注过热蒸汽吞吐试验井, 其日采油量占肯基亚克盐上稠油井日产油量的20%左右, 效果显著。此外, 由于该过热蒸汽装置采用独特的工艺及结构设计, 使它相对于以往采用高压汽水分离器提高注汽干度的方法而言, 可以在满足注汽工艺要求的蒸汽过热度的情况下实现高温高压高含盐饱和水的零排放, 按注汽总量25%计, 则7套装置截至2009年3月18日共减少高温高压高含盐饱和水排放26 350 t, 减少热损失折合燃气94×104 m3, 并可有效地避免高温高压高含盐饱和水排放对环境造成的热污染, 经济、环境与社会效益良好。过热蒸汽装置技术对实现稠油热采领域节能降耗具有重要意义。
参考文献
(1) 朱新立.制备过热蒸汽的方法和蒸汽加热炉 (稠油热采) (P) .ZL2004 1 0091496.4.
(2) 朱新立.过热蒸汽炉 (稠油热采) (P) .ZL2004 20115258.8.
(3) 朱新立.高压汽水分离器 (P) .ZL2004 2 0115251.6.
丙烯过热蒸汽冷凝器设计 篇2
1 设计工艺参数
2 工艺设计计算
2.1 工艺结构尺寸
2.1.1 初算换热器传热面积
1) 传热计算 (热负荷计算) 。
热负荷:
2) 有效平均温差△tm的计算。选取逆流流向, 这是因为逆流比并流的传热效率高。
3) 初算出所需的传热面积。由于壳程气体的压力较高, 故可选取较大的K值。
2.1.2 换热管参数计算
管径和管内流速:
选用φ25×2.5mm较高级冷拔传热管 (Q245) , 取管内流速为ui=1.3m/s。
管程数和传热管数:
可依据传热管内径和流速确定单程传热管数:
需传热管总所长度为:L=14.1
式中:
qv———管程内介质的体积流量;
di———传热管内径;
d0———传热管外径;
S———传热面积。
根据换热器长度标准, 现取传热管长l=9m, 则管程数传热管总跟数n=488。
平均传热温差校正及壳程数。
平均传热温差校正系数如下:
由P和R查得:φ△t=0.93
传热管排列和分程方法:
采用三角形排列法, 即每程内均按三角形排列, 隔板两侧采用三角形排列。
取管心距:P=32mm, 隔板中心到离其最近的一排传热管中心距离, 各程相邻管心距为44mm。
2.1.3 壳体直径
取管板利用率η=0.75, 按卷制壳体的进级档, 取D=900mm。
本次设计为浮头式换热器, 该换热器结构紧凑、传热效率高、能承受高温、高压且运行安全可靠。浮头式换热器以其高度的可靠性和广泛的适应性, 在长期使用过程中积累了丰富的经验。尽管受到不断涌现的新型换热器的挑战, 但反过来也不断促进了自身的发展。故迄今为止在各种换热器中仍占主导地位。
2.2 换热器壳体壁厚设计计算
壳体、管箱壳体和封头共同组成换热器外壳, 管壳式换热器的壳体通常是由管材或者板材卷制而成。当直径大于400mm时, 采用板材卷制壳体和管箱壳体。
设计温度为100℃, 设计压力为1.83MPa, 选碳钢钢板Q245卷制, 在100℃下, 材料在100℃时的许用应力[σ]t=147Mpa, 取焊缝系数φ=0.85, 腐蚀裕度C2=2mm。
壁厚计算:
根据材料Q245, C1取0.6, C2取2。
3 结论
换热器的基本要求是安全性和经济性。安全是核心问题, 在充分保证安全的前提下尽可能做到经济。保证安全, 不是盲目地增加壁厚、提高材料品质, 而应从合理的结构设计、精确的强度计算、合理的材料选用以及正确的技术要求等方面着手。
参考文献
[1]姚玉英等编.化工原理.天津:天津大学出版社, 1999.
[2]青岛化工学院等编.化学化工物性数据手册.北京:化学工业出版社, 2002.
[3]王松汉主编.石油化工设计手册.北京:化学工业出版社, 2002.
[4]贾绍义等主编.化工原理课程设计.天津:天津大学出版社, 2002.
过热蒸汽装置 篇3
过热蒸汽温度是汽包锅炉运行中一个重要的监控参数, 是锅炉汽水系统中的温度最高点。过热蒸汽温度过高, 会使过热器管壁金属强度下降, 以致烧坏过热器;过热蒸汽温度偏低, 会降低电厂的工作效率。为了更好地理解汽包锅炉过热蒸汽温度控制系统, 本节以600MW单元机组为例, 介绍其锅炉过热蒸汽热力系统。
1. 锅炉过热蒸汽热力系统简介
该系统的过热器采用辐射一对流组合式, 主要包括顶棚过热器、包覆过热器、低温过热器、屏式过热器和高温过热器。顶棚过热器和包覆过热器 (水平烟道包墙、尾部垂直烟道包覆、尾部烟道顶棚等) 均布置在烟温较低区域, 吸热少, 传热效果较差。低温过热器由水平和立式两部分组成, 水平段采用顺列布置。屏式过热器分前后两排, 悬吊在炉膛的前上方。高温过热器 (末级过热器) 位于水冷壁排管后方的水平烟道内, 属于对流式过热器, 顺流布置。
该系统采用二级喷水减温, 第一级布置在立式低温过热器与分隔屏过热器之间的连接管道上, 第二级布置在后屏过热器与末级过热器之问, 左右各布置一个。减温器的减温水来自锅炉给水泵的出口管路上, 减温器的设计压力为20.59MPa。一级减温器作为粗调手段;二级减温器作为细调手段。过热器的减温器采用笛形管结构。
2. 过热蒸汽被控对象的动态特性
对汽包锅炉来讲, 不论是小型锅炉还是大型锅炉, 其过热蒸汽温度被控对象的动态特性基本上相似, 都是有迟延、有惯性、有自平衡能力的。对大型锅炉, 由于过热器管道比较长, 迟延、惯性相对大一些。关于过热蒸汽温度被控对象的动态特性可参考第六章第五节的相关内容, 这里不再赘述。
二、汽包锅炉过热蒸汽温度控制系统
汽包锅炉过热蒸汽温度控制系统主要有过热蒸汽温度串级控制系统、过热蒸汽温度导前微分控制系统和过热蒸汽温度分段控制系统三种方案。
一、过热蒸汽温度导前微分控制系统
过热蒸汽温度导前微分控制系统如图1所示。
该系统引入了减温器出口蒸汽温度的微分信号, 将其作为调节器的补充信号, 以改善控制质量。因为该信号与锅炉主蒸汽温度信号的变化趋势一致, 且比锅炉主蒸汽温度信号快得多, 所以它能迅速反映锅炉主蒸汽温度信号的变化趋势。动态时, 调节器将根据减温器出口蒸汽温度的微分信号和锅炉主蒸汽温度信号与给定值之间的偏差而动作;静态时, 减温器出口蒸汽温度的微分信号消失, 锅炉主蒸汽温度等于给定值。
过热蒸汽温度导前微分控制系统原理方框图如图2所示。
图2中:GOz (s) 为导前区对象的动态特性;Go, (s) 为惰性区对象的动态特性;Gr) (s) 为微分器的传递函数;GT (s) 为调节器的传递函数;K:为执行器的传递系数;K, 为减温水调节阀的传递系数;K。, 为主变送器的传递系数;K碰为副变送器的传递系数。从图13—3可以看出, 该系统是由两个闭合回路I、Ⅱ组成的。闭合回路I称为主回路, 闭合回路Ⅱ称为副回路 (静态时, 断开) 。该系统的主要特点是:
1. 加入导前微分信号缩短了迟延时间, 等效地改善了控制对象的动态特性。
将图2的控制系统等效变换成单回路控制系统, 如图3所示。
静态时, 微分器输出为零, 所以等效对象的输出01"一乱;动态时, 等效对象的输出中除主蒸汽温度臼, 外, 还叠加了导前汽温岛的微分信号。由于导前汽温晚的迟延、惯性比主蒸汽温度岛小得多, 因而等效对象的输出钟的迟延、惯性比主蒸汽温度凸小得多, 因此加入导前微分信号缩短了对象的迟延时间, 等效地改善了控制对象的动态特性。
2. 加入导前微分信号的控制系统是串级控制系统的特例。
将图13—3的控制系统等效变换成串级控制系统, 如图4所示。
从图4可以看出, 微分器传递函数的倒数1/岛 (s) 相当于串级控制系统主调节器的传递函数, 称为等效主调节器;而调节器与微分器的乘积研 (s) GD (s) 则相当于串级控制系统副调节器的传递函数, 称为等效副调节器, 因此加入导前微分信号的控制系统是串级控制系统的特例。
总结
通过这次对汽包锅炉过热蒸汽温度自动控制系统的研究, 可以使锅炉过热器出口蒸汽温度在允许的范围内变化, 并保证过热器壁温度不超过工作允许的温度, 使其能够正常工作。
摘要：汽包锅炉蒸汽温度自动控制系统是单元机组的主要控制系统之一, 包括过热蒸汽温度控制系统和再热蒸汽温度控制系统。过热蒸汽温度控制系统的主要任务是保证锅炉出口蒸汽温度等于给定值;再热蒸汽温度控制系统的主要任务是保证锅炉再热器出口蒸汽温度等于给定值。本章首先介绍汽包锅炉过热蒸汽热力系统流程、汽包锅炉过热蒸汽温度控制系统的基本方案和600MW单元机组汽包锅炉过热蒸汽温度控制系统, 然后介绍汽包锅炉再热蒸汽热力系统流程、汽包锅炉再热蒸汽温度控制系统的基本方案和600MW单元机组汽包锅炉再热蒸汽温度控制系统。
关键词：汽包锅炉,蒸汽温度,自动控制
参考文献
[1]方康玲, 《过程控制系统》, 武汉理工大学出版社, 2002.
[2]王骥程, 《化工过程控制工程》, 化学工业出版社, 1996.
[3]王树青, 《工业过程控制工程》, 化学工业出版社, 1995.
[4]将慰孙, 《过程控制工程》 (第二版) , 中国石化出版社, 2004.
过热蒸汽装置 篇4
关键词：炉管,更换,安装组对,焊接
一、前言
公司承担苯乙烯脱氢单元蒸汽过热炉的检修, 该炉为单排立管双面辐射双室箱式炉, 炉内由2个辐射室、1个对流室及引风机和烟囱组成, 整体结构如图1。这次检修主要是针对辐射室A室进行, A室辐射炉管为离心浇铸合金炉管, 材料为MANXM, 规格为Φ84 mm×8 mm (MSW) , 每根管长9250 mm, 有效加热长8585 mm, 总共18根, 炉管通过上管接接头与上集合管焊接, 上管接接头材料为HK40。因辐射室炉管工作温度高, 故对炉管的安装组对和焊接质量要求高。
二、辐射段A室炉管的检查更换
1.炉管更换标准
在役炉管和急弯弯头, 经外观、测厚或金相检查后, 有几种情况必须进行更换: (1) 炉管鼓包严重, 有裂纹或网状裂纹; (2) 炉管弯曲度大于管径2倍; (3) 炉管由于严重腐蚀、爆皮, 管壁厚度小于计算允许值; (4) 外径增大5%, 即外径应≤88.2 mm; (5) 金相组织中有晶界氧化、严重球化及晶界裂纹等缺陷。经过检查, A室有6根炉管达到更换标准, 必须进行更换。
2.炉管更换方案
经过现场实际勘察, 考虑到检修施工的操作和不破坏炉底保温层等因素, 确定了炉管更换方案。炉管拆除时用切割机切割两道切口, 第一道切口在上管接接头与炉管的焊缝处, 第二道切口为距炉底保温砖400 mm处, 这样炉管更换安装时只有上下两道焊缝, 更有利于保证检修质量。
3.炉管安装组对
旧炉管按要求拆除后将对新炉管进行安装组对, 新炉管进场前应检查质量证明书, 按规范进行外观检查, 并逐根进行水压试验, 炉管的切割用切割机进行。炉管组对时同一公称长度相邻炉管间的长度偏差<3mm, 任意相邻炉管间的中心距偏差±3, 任意两根炉管之间的中心距偏差±10 mm, 不得强行组装, 由于同轴度偏差二引起的对口错变量不得超过壁厚的10%, 且≤1 mm。
三、炉管的焊接
更换炉管时, 新、旧炉管对接接头和新炉管与上集合管管接头的焊接质量是修复的关键。MAN XM、HK40都属于奥氏体钢, 其热膨胀系数较高, 导热率较低, 在焊接中出现的缺陷主要是焊接热裂纹。另外, 由于处在高温渗碳及氧化性环境, 长时间运行后炉管出现明显渗碳层, 碳原子的渗入使旧炉管的可焊性下降, 故在炉管焊接时还必须考虑旧炉管的渗碳, 保证焊接接头在高温环境下的强度不低于母材的抗拉强度。而且正确选择焊接材料、焊接工艺参数相互匹配合理也是非常必要的。
1.化学成分分析
MAN.XM炉管属于奥氏体型耐热钢, 新、旧材料的化学成分见表1。从表1中可以看出, 旧炉管的化学成分中除C元素的质量分数增加较多外, 其他元素的质量分数变化不大。选用焊材时, 应首先要保证焊缝致密, 无裂纹和气孔等缺陷, 同时使焊接金属的热强性基本与母材一致。故焊丝采用高温炉管焊丝ERNi Cr-3, 规格为Φ2.4 mm×1000 mm, 抗拉强度580 MPa, 屈服强度305 MPa, 延伸率36%, 化学成分见表2。
2.焊接方法
多年来, 公司都承担石油化工装置中各种工业炉管的检修, 对炉管的焊接较成熟的焊接方法有全TIG气体保护焊和TIG气体保护焊打底手工焊条电弧焊盖面。手工焊条电弧焊接设备简单, 但焊接时飞溅多。TIG气体保护焊焊接时不产生飞溅, 焊缝表面不存在熔渣, 在Ar气的保护下, 合金元素烧损少, 电弧平稳, 熔池金面表面张力较大, 表面成型良好, 能获得单面焊双面成型的焊缝, 其焊接接头力学性能较好。经过实践, 合金炉管检修现场焊接时, 受各种因素的影响较多。选用全TIG气体保护焊更能保证焊接质量, 并最好选用高频引弧技术进行焊接。
根据炉管的规格, 坡口形式采用V形坡口。用角磨机打磨坡口到规定角度, 见图2。着色检查, 表面不得有裂纹、裂缝等缺陷, 当发现微裂纹时必须用角磨机打磨干净。在保证焊透和方便焊接的前提下, 采用小角度坡口, 可以减小焊缝横截面积、减小焊后变形和焊接应力。
3.焊接工艺要求
(1) 焊丝表面和坡口要进行清洁 (丙酮清洗) , 并且保持干燥。 (2) 保护气体氩气的纯度≥99.95%。 (3) 组对前将坡口及坡口两侧30 mm范围内的油污、氧化物等对焊接质量不利的物质清理干净。 (4) 组对时对口间隙为2.5~3 mm, 不能太小, 以防未焊透。 (5) 定位焊前应先通氩气置换, 定位焊与正式焊接采用相同的焊接系数, 不得有焊接缺陷。
4.焊接
焊接分为打底焊、中间层和盖面层焊接。打底层焊接顺序 (图3) 。以180°为起点, 沿着焊缝分别完成180°→270°和180°→90°方向的焊接, 再完成从90°→0°和270°→0°方向的焊接, 焊枪做横向月牙形摆动, 一道完成。中间层和盖面层都不做横向摆动, 采用小线能量多层多道焊接, 每层焊道的接头应错开30 mm, 每层焊接完后应清除焊道表面熔渣及焊接缺陷。焊接层间温度控制在100℃以下, 这样可以减少热输入, 降低焊缝接头的高温停滞时间, 防止有害元素引起晶间腐蚀, 提高焊缝的抗裂性。
5.焊缝质量合格标准
焊接完毕后, 焊缝应圆滑过渡到母材, 焊缝表面不允许未熔合、裂纹、夹渣、咬肉、凹陷等缺陷, 焊缝余高≤1.5 mm, 焊缝做100%RT检测, Ⅱ级合格。
四、结论
过热蒸汽装置 篇5
某电厂600MW超临界发电机组在投产后多次发生过热蒸汽温度大幅波动的情况, 这使得受热面壁温冷热交替过于频繁, 从而对锅炉安全运行构成了极大威胁。针对这样的问题, 本文进行了过热蒸汽温度调节的分析和归纳。
1 锅炉系统简介
本机组采用超临界本生 (Benson) 直流锅炉, 型号为HG-1890/25.4-YM4, 一次中间再热、滑压运行, 配内置式再循环泵启动系统, 固态排渣、单炉膛、平衡通风、Π型布置、全钢构架悬吊结构、露天布置。炉膛为单炉膛, 断面尺寸为22.18m×15.63m, 设计煤种为神府东胜煤, 校核煤种为大同塔山煤, 最大连续蒸发量为1890t/h, 过热器蒸汽出口温度为571℃, 再热器蒸汽出口温度为569℃, 给水温度为283.7℃。
锅炉汽水流程以内置式汽水分离器为界双流程设计。水冷壁为膜式水冷壁, 下部水冷壁及灰斗采用螺旋管圈, 上部水冷壁为垂直管屏。从冷灰斗进口一直到标高约43.96m的中间混合集箱之间为螺旋管圈水冷壁, 连接至炉膛上部的水冷壁垂直管屏和后水冷壁吊挂管, 然后经下降管引入折焰角和水平烟道侧墙, 再引入汽水分离器。锅炉给水系统配置一台30%BMCR容量的电动给水泵和两台50%BMCR容量的汽动给水泵。
2 正常运行时过热蒸汽温度控制范围与原则
600MW超临界机组在正常运行过程中, 过热蒸汽温度最好能控制在568℃左右, 上下浮动5℃以内, 再热蒸汽温度也最好控制在568℃左右, 上下浮动5℃以内, 尽可能缩小两侧偏差在10℃以内。同时各段蒸汽温度、各个受热面壁温不超过规定允许值。然而, 锅炉在运行时进行燃烧调整, 升降负荷, 启停制粉系统, 并列给水泵, 启停一次风机, 锅炉炉膛及水平烟道吹灰等操作, 都将使主蒸汽温度和再热汽温发生较大变化, 此时必须先明白到底是何种工况引起的扰动, 或者是哪几种工况叠加一起引起的扰动, 并根据该扰动采取适当的措施, 将汽温调整至合适范围内, 避免蒸汽温度过低或者超温。
过热蒸汽温度调整的最基本的原则是通过调节给水与燃料的比例, 控制中间点温度, 并投用适量的一级、二级减温水作为辅助手段来合作协同完成。所以, 当中间点温度变化较大时, 就要根据当前的煤质发热量等参数, 适当调整煤水之间的比例, 保证过热蒸汽温度在正常范围内[1,2,3]。
3 影响过热蒸汽温度的主要因素
3.1 水煤比
中间点 (即内置式分离器出口处) 的温度是调节给水量与煤量比的最重要温度参考点。600MW超临界机组在240MW负荷时开始转干态, 高于240MW时, 锅炉干态运行, 中间点温度为过热温度。只要水煤比的值不变, 过热汽温就会维持稳定。一般情况下, 600MW机组每带10MW负荷, 大约需要4吨燃煤和30吨给水, 其中又因煤质变化所需煤量又会发生较小变化, 但给水/煤量约等于7.5, 以维持适当的中间点温度。只要保持适当的给水煤量之比, 在不同的负荷和不同的工况下, 直流锅炉都能维持相对一定、相对稳定的过热蒸汽温度。
3.2 给水温度
正常情况下, 给水温度一般不会有大的变动;但当高加投入和停用时, 给水温度变化较大。因此, 在机组正常运行时, 要加强对高加系统的监视, 并对高加各段给水温度、高加抽汽温度及抽汽压力的变化趋势加以掌握。高加水位也要多加关注, 当高加水位高时很可能是高加泄露, 需要退出高加检修处理, 会较大影响给水温度, 从而影响过热蒸汽温度。投退高加都要严格控制高加出口给水温度的变化速率, 投入时温升速率应小于等于3℃/min, 退出时高加出口给水温降速率小于等于1.5℃/min, 以保证给水温度不发生大幅变化[4]。
3.3 配风合理性
当锅炉二次风量加大时, 氧量会增大, 由于低温冷风将吸收锅炉一部分热量, 从而导致炉膛温度降低, 使炉膛出口温度升高。在总风量维持一定的工况下, 配风的变化也会引起汽温的变化, 当下层风量不足时, 部分煤粉燃烧不完全, 使得火焰中心上移, 炉膛出口烟温升高。氧量过低时, 锅炉燃烧不稳定, 会导致过热蒸汽温度波动大。所以要合理配风, 维持适当的氧量, 保证锅炉燃烧稳定来维持过热蒸汽温度的稳定。
在日常电力生产过程中, 加大燃尽风量能使煤粉得到更加充分的燃烧, 同时又能减少氮氧化物这一重要环保指标的生成量, 降低飞灰含碳量, 但是从控制过热蒸汽温度稳定这一角度来分析, 还是有其不足之处, 当在总风量维持一定的情况下, 过热蒸汽温度会相对明显升高, 为维持温度稳定就必须要加大一级、二级减温水, 从而对蒸汽压力也有较大影响, 过热蒸汽温度就很难维持在适当水平。所以要根据当前的负荷工况, 合理调配燃尽风量, 保证锅炉稳定运行。
3.4 火焰中心高度
要想维持过热蒸汽温度稳定, 就必须有稳定、适中的火焰中心高度, 过高过低都不能很好地保证过热蒸汽温度在正常范围内。例如, 由于对锅炉燃烧的扰动使得火焰中心发生上移, 会减少锅炉上层辐射换热量, 增加对流换热量, 一旦锅炉受热面的热量分配发生不平衡, 就必然会使得过热蒸汽温度的平衡发生破坏, 还会出现氧量变大、排烟温度升高等一系列新的问题, 降低了锅炉运行效率和经济性[5,6]。
3.5 受热面积灰结焦
当锅炉正常运行时, 需要定期对锅炉各个受热面进行蒸汽吹灰, 防止受热面积灰结焦, 影响换热效果, 减少锅炉爆管风险。锅炉不同部位积灰结焦对过热蒸汽温度的影响是不同的。当水冷壁积灰结焦时, 炉膛换热效果变差, 过热汽温就会升高;当过热器积灰结焦时, 过热汽温会相对明显下降。所以, 必须要坚持定期吹灰, 无论从蒸汽温度调节角度还是锅炉安全角度, 都是十分必要的。
4 大幅降负荷时过热蒸汽温度控制策略
机组一旦并网运行必然要随时配合电网升降负荷。然而, 一旦负荷大幅下降时, 如果不能及时调整, 过热蒸汽温度也会随之大幅降低。这又有可能与负荷下降之前的工况不合理有关, 例如:降负荷前水煤比本来就略微偏大, 一、二级减温水调整门开度过小甚至完全关闭, 使得减温水调整门失去了应有的调节余量。其中, 一级减温水用以控制屏式过热器出口汽温, 二级减温水用以控制末级过热汽出口汽温。在负荷下降过程中, 协调又会率先减少煤量, 再减少给水量, 这又使得水煤比在负荷下降过程中更加偏大。负荷下降较大时, 一般又要停用上层制粉系统等等, 各个因素相互叠加的后果, 往往会使得过热蒸汽温度下降过快, 降得过低, 一旦降低之后, 就需要很长时间才能把过热蒸汽温度重新涨起来[7]。
根据某600MW超临界机组运行人员的长期实践, 在锅炉正常运行时, 一般维持过热器一级减温水调整门开度30%左右、二级减温水调整门开度20%左右, 减温水总量90t/h左右, 并且减温水总量小于总给水量的10%, 如图1所示。这样就能保留一级、二级减温水调整门较好的调节性能。调整时减温水不可猛增、猛减, 否则压力波动太剧烈, 影响过热蒸汽温度调节。应根据减温器后温度的变化情况来确定减温水量的大小。为了防止减温水过量, 减温后温度应保持至少20℃过热度。
降负荷时可以及时修改BTU, 使得协调减煤量减得少些, 也可以提前修改中间点温度的偏置, 使得水煤比不会随着负荷的降低变得越来越大, 而使得过热蒸汽温度越来越低。
另外, 降负荷过程中可适当加大各台运行磨煤机的热风门开度以加大一次风量, 提高一次风机母管风压, 使得火焰中心能够适当上移, 又能多吹点煤粉进入炉膛, 从而能修正水煤比, 适当提高过热蒸汽温度。当然, 因大幅降负荷需要停运制粉系统前, 过热汽温已经较低时, 可以考虑停运下层制粉系统, 保留上层制粉系统运行。
5 结束语
进行主蒸汽温度调整, 首先必须要维持合适的水煤比, 以控制中间点温度为基本调节, 并以减温水作为辅助快速调节来完成, 配送以适当的二次风, 维持理想的火焰中心高度, 受热面定期吹灰, 来控制主蒸汽温度稳定正常;在负荷变化或者事故状态时, 准确判断、及时手动调整作出干预, 杜绝因过热蒸汽温度大幅波动引发的不安全事件。
参考文献
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[6]白焰, 李荣梅, 邱忠昌, 等.600MW超临界锅炉主汽温控制系统分析[J].中国电力教育, 2007 (S1) .
过热蒸汽装置 篇6
关键词：烧嘴改造,提高废气利用率,降低消耗
科学实践摘要:通过对蒸汽过热炉A-BA701废气烧嘴进行改造, 提高A-BA701的废气利用率, 减少天然气使用量, 降低天然气消耗关键词:烧嘴改造提高废气利用率降低消耗1概述某化工厂合成氨装置蒸汽过热炉A-BA701是将气化单元废热锅炉A-EC101A/B产生的10.5Mpa、314℃的饱和蒸汽, 经过A-BA701过热到10.5Mpa、485~505℃, 送入SX管网使用。原设计加热介质为渣油、废油和废气, 2001年合成氨装置油改气后加热介质改为天然气、废气, 天然气由天然气压缩机入口提供, 废气由液氮洗单元提供。过热炉设有6套燃料枪系统, 每套系统分别有长明灯枪、天然气枪、废气枪构成, 在每套燃料枪系统的火盆周围都设有配风系统, 通过鼓风机出口分配风量后作为助燃介质使用。正常操作时先点燃长明灯枪后投用天然气枪, 天然气枪投用正常后根据炉膛温度再投用废气枪。废气供给压力为45KPa~55KPa之间, 多余的废气进入火炬系统燃烧。工艺流程简图如下:2运行现状及改进理由原设计将气化废锅产生的78t/h的饱和蒸汽加热至过热蒸汽所需的天然气量为1037Nm3/h、废气量为1959Nm3/h, 在实际运行中所需的天然气量为950Nm3/h左右, 废气量为900Nm3/h左右。都低于设计值, 但是废气没有充分利用。液氮洗岗位实际提供的废气量为2500Nm3/h左右, 该气体成份如下表所示:H2N2Ar CO CO2CH4含量 (V/V%) 8.620.715.944010.8名称据上表可以看出, 废气中惰性气体N2和Ar所占含量为36.6%, 剩余的63.4%都是有效气体可以回收利用的, 所以通过增加废气的燃烧量可以降低天然气的投用量, 起到降低天然气消耗的作用。在A-BA701正常运行期间, 对废气的投用量进行了调整, 废气的最大投用量一直在900Nm3/h左右, 经过现场调整分析和查找资料, 发现废气加不起来的原因为废气枪流量通道尺寸太小, 因此对废气枪的流量通道进行改造对降低天然气消耗十分有利。3实施过程原设计废气烧嘴每只枪有5个φ4.2的通道, 废气枪结构如图1:5-φ4.2φ19.7φ12.860°30°60°35.24541.1φ25±0.0512.81641.170°40°45°φ11.2φ6图1改造前的废气烧嘴结构2008年8月依托设计在大检修期间, 对A-BA701的废气枪系统行了改造, 将每只废气枪的流量通道有原来蒸汽过热炉提高废气利用率, 降低天然气消耗张旭燕 (兰州石化职业技术学院)
的5个增加为8个, 并相应增大了流量通道的尺寸, 改造后的废气枪结构如图2:35.24541.1φ25±0.0512.81641.170°40°45°φ11.2φ6φ3060°30°60°φ24φ12图2改造后的废气烧嘴结构4实施后的效果2008年8月对改造后的废气枪进行了投用, 效果明显, 极大地提高了废气的利用率, 降低了天然气的投入量。在废气量增大的运行中, 炉膛温度和炉膛负压等各种参数较改造前没有太大的变化, 运行稳定, 下表为改造前和改造后A-BA701相关参数的对比:名称项目改造前改造后废气量 (Nm3/h) 9001560天然气量 (Nm3/h) 890514炉膛负压 (mmh2o) -3.82-3.64炉膛温度 (℃) 740736蒸汽出口温度 (℃) 480480烟道气温度 (℃) 196197从上表可以看出, 改造后废气量的增加没有影响到过热炉其他安全参数大的变化, 说明改造是可行的和成功的。改造后废气量的增加极大地降低了天然气的消耗, 经济效益明显。而且通过废气枪的改造, 同时也相应的降低了炉膛总的燃烧气量, 对炉膛的长周期安全运行提供了保障。5遗留问题及打算5.1空气过剩系数偏大的问题由于A-BA701是微负压炉, 炉膛内的氧含量分析仪坏了之后, 其备件一直没有解决, 炉膛内空气量一直过剩。期望通过技术手段改造氧分析仪, 使其投用后能够及时通过氧含量调整炉膛风量, 改善燃烧环境, 提升炉膛热效率。5.2废气量没有利用完全由于受天然气烧嘴最小流量的限制, 不能将天然气减至最低, 废气投用量太大会造成炉膛温度超标, 因此废气没有利用完全。期望通过技术手段降低天然气使用量, 来增大废气的投用量, 争取将废气利用完全。参考文献:[1]兰州石化合成氨装置操作规程2009版.[2]李仰泉, 李俊成.蒸汽过热炉爆管原因及改造.2006年10月第五期.[3]李伟, 谢文发.降低天然气消耗实践[J].河北冶金, 2013 (05) .作者简介:张旭燕 (1983-) , 女, 甘肃甘谷人, 副主任、讲师, 研究方向:机械电子工程。 (上接第308页)
参考文献
[1]兰州石化合成氨装置操作规程2009版.
[2]李仰泉, 李俊成.蒸汽过热炉爆管原因及改造.2006年10月第五期.
过热蒸汽装置 篇7
随着工业技术快速发展, 对工业生产的智能化、分布式控制、集中式管理以及可靠性等要求不断的提高, DSC系统得到了广泛的应用, 尤其是电力、石化、石油等行业。DCS系统是集散型控制系统, 也称分布式控制系统, 它主要以4C技术为基础, 即计算机-Computer、控制-Control、通信-Communication、CRT显示技术。它将现场控制站、控制中心的操作员站及工程师站等通过网络连接起来, 实现对现场设备的分散控制和集中操作管理。该系统优化了能源利用, 提高了自动化程度及安全性与可靠性, 提高劳动生产效率。因此, 宁夏某4×300MW电厂对#4机组锅炉控制系统进行升级改造时采用了该系统, 选用北京和利时MACS控制系统。
发电厂主要有三大系统, 即燃烧系统、汽水循环系统和电气系统[1]。在汽水循环系统中, 过热器是将饱和蒸汽加热成具有一定温度的过热蒸汽, 来提高蒸汽的焓值, 以提高电厂热力循环效率。过热蒸汽温度是整个汽水循环系统中工质的最高温度, 若温度过高, 容易烧坏过热器, 也会引起汽轮机高压部分过热;而温度过低, 则会影响全厂热效率 (一般温度降低5℃~10℃, 热效率降低约1%[2]) , 引起汽轮机末级蒸汽湿度增加, 甚至带水, 严重影响汽轮机安全运行。因此, 在锅炉运行中, 必须严格控制过热蒸汽温度在给定值 (该机组温度540℃) 附近, 一般要求温度的偏差不超过±5℃~±10℃, 因此, 对过热蒸汽温度的控制是非常重要的。
1 MACS控制系统及过热器结构
1.1 MACS控制系统简介
和利时MACS控制系统是利用以太网和现场总线技术的控制网络, 将各工程师站、操作员站、现场控制站、数据服务器连接而成的综合自动化系统。系统硬件主要由监测控制层和现场控制层组成, 监测控制层由工程师站、操作员站、通讯控制站、监控网络等组成, 该层主要对相关参数进行监测, 将操作指令下传到下层及实现工程设计等功能, 现场控制层由主控单元和I/O单元等组成, 这一层将现场采集到的数据进行运算处理, 输出相应的控制指令到执行器, 并将需要的数据传递给监测控制层, 接收上层来的指令。系统基本组成结构如图1所示, 各单元均采用冗余配置。
应用系统的开发需要通过工程师站组态软件产生, 该电厂选用和利时最新的开发应用平台MACS V6.5.1, 工程师组态软件包括组态管理、其他组件和工具三部分, 组态管理是工程师站的主要工具, 由工程总控、图形编辑器和Auto Think三个软件组成, 工程总控用来部署和管理整个系统, 它集成了工程管理、数据库编辑、用户组态、报表和节点组态、编译下装等功能, 工程管理器是面对域的, 即一个工程对应着一个域。图形编辑器生成在线操作的流程图和界面模板。Auto Think是控制器算法组态软件, 它集成控制器算法的编辑、管理、仿真、在线调试以及硬件配置等功能, 该软件代替了集成的第三方软件[5], 极大提高了系统软件间的配合性和稳定性。整个工程建立的流程如图2所示。4#机组共设立1个工程师站, 8个操作员站, 组建了31个现场控制站, 共有18636个点。
1.2 过热器结构
锅炉的过热器一般采用低温、屛式和高温过热器, 或对这三种过热器进行交替串联布置的结构[6], 该300MW机组采用组合式过热器, 即低温、屛式和高温过热器依次排布, 屛式和高温过热器均为A、B两侧对称分布, 屛式过热器位于炉膛顶部, 以辐射热为主, 高温过热器位于炉膛出口水平烟道, 以对流换热为主, 随锅炉负荷增加时出口蒸汽温度上升。其结构如图3所示。这种结构过热器管道变长, 主汽温度的滞后和惯性大大增加, 为了提高系统的控制品质, 因此采用分段控制[7], 即在屏式过热器和高温过热器入口分别安装一、二级喷水减温器, 通过两级喷水减温调节, 减小蒸汽温度的延迟和惯性, 防止温度的急剧变化, 确保机组安全可靠的运行。一级减温控制屛式过热器出口温度, 二级减温控制高温过热器出口温度, 即主汽温度。
2 过热蒸汽温度控制系统分析及硬件设计
2.1 控制系统分析
由工艺结构可知, 每级A、B侧都是一个独立的控制单元, 第一级减温是实现主蒸汽温度的粗略控制, 二级减温实现主蒸汽温度的精确控制。每一个单元采用的控制策略也是相同的, 在此主要以二级减温A侧进行说明。在设计控制系统时, 选择延迟和惯性都小于过热器出口温度T2的减温器出口处蒸汽温度T1作为辅助被调量, 称为导前温度信号, 来提前反应调节效果, 过热器出口温度T2作为主调量。先前的系统采用导前微分控制策略[11], 即引入减温器出口蒸汽温度的微分信号, 作为调节器的前馈, 该信号与主蒸汽温度变化趋势一致, 过热器出口温度作为调节器的反馈信号, 其控制框图如图4所示。GR (s) 为调节器传递函数, GD (s) 为微分器传递函数, KZ为执行器放大系数, KZ为喷水阀放大系数, G1 (s) 为导前区传递函数, G2 (s) 为惰性区传递函数。
实践表明, 该控制策略温度能够控制在540℃±10℃范围内, 调节的质量还有待于进一步提高。对图4进行串级分析, 得到等效的控制框图[9如图5所示, 从等效框图可知, 它相当于一个串级控制, 设微分器和调节器的传递函数分别为, , , 进行串级等效后, 主调节器传递函数为:, 副调节器等效:, 由此可知, 主副调节器均采用PI调节, 而实际的串级控制, 为了提高副回路的快速性和加强校正作用, 副回路采用P调节器或PD调节器, 主回路采用PI调节器, 所以导前微分控制系统的跟踪性和校正作用不强。
系统延迟和惯性较大且外扰频繁, 要求实现较高的调节质量, 因此选择串级控制系统, 控制目标是将温度控制在±5℃内, 串级控制系统有两个调节器, 减温器出口温度作为副回路的反馈量, 主调节器的输出为副调节器的给定值, 过热器出口温度作为主回路的反馈量, 控制框图如图6所示。副调节回路采用P或PD调节器, 相当于一个随动系统, 当减温器出口温度、喷水压力、蒸汽压力发生改变或其它扰动引起减温器出口温度波动时, 副调节器就能及时动作来调节喷水阀, 维持过热器入口温度的稳定, 当扰动发生在副回路之外, 引起过热器出口温度偏离给定值时, 主调节器输出校正信号, 通过副调节器回路去改变减温水流量, 使过热蒸汽温度恢复到给定值。
经过长时间现场试验得到相关对象的传递函数如下所示:导前区传递函数:
惰性区传递函数:
根据上述两种控制策略在MATLAB中建立仿真模型如图7所示, 图中上半部分为串级控制, 下半部分为导前微分控制。
串级控制系统中, 主调节器采用PI控制, 副调节器采用PD控制, 经过参数整定, 主调节器中, KP1=1.5, TI1=0.01, 副调节器中, KP2=1.2, TI2=2;导前微分系统中, 调节器KP=2.5, TI=0.2, 微分器TD=5, 在Simulink中仿真得响应曲线如图8所示, 其中图8 (a) 为在蒸汽流量扰动作用下的响应曲线, 图8 (b) 为在烟气流量扰动下的响应曲线。
由响应曲线可知, 串级控制系统的超调量明显小于导前微分控制, 调整时间明显比导前微分控制要快, 抗扰动性也优于导前微分控制。由此而得, 采用串级控制策略的控制品质要优于导前微分。
2.2 控制系统硬件设计
二级减温A测温度控制系统属于10号控制站, 系统整体硬件结构如图9所示, 主控DPU选用SM203 (虚线框内) , 主要完成对AO卡件的数据采集和运算并将控制量送到DO卡件, 并和上位机之间进行实时通信。SM203主要配置为:采用嵌入式32位处理器, 主频400MHz, 主、从冗余配置, 双DP通讯收发器, 系统双网冗余, 10M以太网双机数据交换, 支持Profi Bus-DP, 通过64针连接器与基笼底板相连, DP主站采用DSP与高速UART实现DP通讯, DSP与PC数据交换采用双口RAM。SM203共有三个10M以太网, 一个用于冗余双机交换数据, 其余两个互为冗余用来与服务器交换数据。
从以上分析可知, 需要测得二级A侧喷水器出口蒸汽温度 (过热器入口温度) T1和过热器出口温度T2, 这两路温度采用E分度Ⅰ级热电偶, 将-40℃~800℃温度转化为-2.25m V~61.0m V的电压信号送入AI卡件, 第一通道采集减温器出口温度T1, 第二通道采集过热器出口温度T2, AI卡件选用八路热电偶输入模块SM472, 它可对多种热电偶毫伏电压信号进行线性处理, 采用冗余双通讯收发器。每路通道将采集到的热电偶信号进行滤波等一系列处理后, 进入A/D转换器, 把模拟信号转换成数字信号, 通过现场总线Profi Bus-DP上传至主控端元 (SM203) , 其工作原理如图10所示, 接线图如图11所示。
主控制器将AI卡件送来的被测量经过运算输出相应的控制量到DO卡件, DO卡件选用SM5208CH八通道输出模块, 每个通道都是冗余配置, 接收到主控制器输出的数字信号后经过光电隔离器、D/A转换器、滤波、V-I电压电流变换器, 最后得到4m A~20m A的电流信号, 该信号通过64针欧式连接器, 将电流信号输出到现场执行器, 控制喷水调节阀开度, 其中一路通道工作原理框图如图12所示。
3 过热蒸汽温度控制软件设计
目前, 在工业过程控制中, PID算法由于原理简单、易于实现、鲁棒性好、适用范围广等优点[8], 被广泛应用, 本设计中也采用了PID控制策略, 过热器出口温度作为主调的过程值, 主调节器的输出作为副调节器的给定值, 过热器入口温度作为副调节器的过程值, 同时为了防止主调输出的大幅度波动, 因此对主调输出设定了上下线限定, 上下线是由输出指令和过热器入口温度决定的, 最终输出的控制量经手操器送到喷水执行器调节阀, 其流程SAMA图如图13所示。
主副调节器均采用MACS V集成的专用PID模块, 算法采用含有实际微分环节增量型算式计算, 表达式为[13]:
其中, , , , PT比例带, kp比例增益, ks标度变换系数, PV过程量, SP设定值, PU过程值输入的量程上限, PD过程输入值的量程下限, MU输出量程上限, MD输出量程下限。
主调节器输出的上下线是减温水调节指令经过函数f3 (x) 、f4 (x) 运算后加上过热器入口温度形成的, 其中:
x为减温水调节阀指令。图13中M/A为手操器, T为手操器手动或自动操作的切换开关, 手操器TS为跟踪开关, TM为强制手操开关, 手操器可以实现三种工作方式, 即自动方式、跟踪方式和强制手动方式。
1) 自动方式, 当TS=0且TM=0时, 手操器工作在自动方式, 主副调节器正常投入。
2) 跟踪方式, 当TS=1时, 手操器工作在跟踪方式, 它跟踪的是TP值, 它动作的条件是来自RB指令或是MFT发报警信号, 即TS=RB+MFT, 手操进入跟踪模式AV=TP=0, 快速关闭喷水调节阀。
3) 强制手动方式, 当TM=1时, 强制切手动方式, 喷水阀开度由运行人员手动调节, f2 (x) 为温度品质判断函数, f1 (x) 为主汽温度误差限副函数, 该模式提高了系统运行的安全性和可靠性, 其条件为设定值与实际值偏差过大、过热器入口温度质量坏、主蒸汽流量过小等, 判断逻辑如图14所示。
在实际控制系统中, 负荷变化、蒸汽流量等因素的扰动, 可能引起系统输出较大的偏差, 经过积分项累积后, 可能使控制量µ (k ) >µmax或µ (k ) <µmin, 超过执行机构所能决定的极限, 出现积分饱和现象, 这种现象会增加系统的调整时间和超调量, 控制品质变差, 为了防止这种情况的产生, 采用积分分离[12]的方法消除饱和效应, 即设置一个误差门限值 ε , 当偏差大于该门限值时, 积分项不起作用, 只有误差小于门限值时, 才引入积分作用, 消除静差。
本公司对4号机组改造完成后, 启机并网, 几个月来系统运行稳定, 过热蒸汽温度控制系统精度也得到了根本性的改善, 温度能控制在5 4 0 ℃ ± 5 ℃ 范围之内, 提高工质的热效应, 节约能源。图15为随机截取的A侧过热蒸汽温度运行趋势图, 从图A可知, 过热器出口温度最小值535.358℃, 最大值为542.697℃, 平均值为5 3 8 . 3 6 4 ℃, 由图B可知, 过热器出口温度最小值为538.882℃, 最大值为542.309℃, 对所有趋势图进行长时间监测发现平均温度基本都在539℃±4℃范围之内, 运行非常平稳。
4 结论