CCS项目

CCS项目（精选7篇）

CCS项目 篇1

2012年CCS项目的建设进展相对缓慢,取消或者暂缓了9个拟建设项目中的8个,只有2个大规模的CCS项目照常进行,其原因主要是受全球经济相对停滞的影响。此外,一些国家在欧洲委员会(European Commission)管理的融资工具NER300第一轮计划中没有获得经济回报[1],而CCS项目多半投资巨大,而且运行费用高,在没有政府支持或获得收益的情况下难以维持,因此纷纷放弃或延缓执行,静待第二轮援助的到来。但总体而言,CCS项目的建设与立法依然在困难中前行。

1 CCS在项目建设和立法方面的进展

1.1 CCS项目建设方面的进展

2012年以来,在CCS建设方面主要取得了如下进展:

1)加拿大政府和壳牌公司联合私营合作投资13.6 亿美元建设的阿萨巴斯卡油砂(Quest Athabasca Oil Sands project)CCS项目在持续推进中,建成后预计每年可减少100万吨CO2的排放。

2)澳大利亚建起了第1个富氧燃烧CCS试验装置,并准备用于现有电厂的改造。

3)我国在15个月内,将建立国内第1个达4×104 t/a的碳捕获装置[2]。

4)位于美国德克萨斯州的一个捕集量达100×104 t/a的CCS项目于2013年1月完全竣工,将捕集的CO2运至Denbury,用于EOR。

1.2 CCS立法方面的进展

2012年12月8日,《联合国气候变化框架公约》多哈会议通过了对《京都议定书》的修正等一揽子决定,结束了长达7年的《议定书》第二承诺期的谈判。清洁发展机制等三个灵活履约机制得以存续[2]。许多国家在立法方面都有不同的进展:

1)澳大利亚2012年7月开始征收碳税;维多利亚州近岸条规2012年初开始实施,这也是澳大利亚第一个定稿的陆上和近海关于CO2贮存的规章制度。

2)我国“十二五”规划明确要求,单位国内生产总值排放CO2比2005年下降17%,北京、广东等地均已起草尝试建立碳排放交易平台。

3)英国提出第1个CCS路线图,支持CCS在英国的部署,在2020年前培养有竞争力的CCS产业;2012年10月,英国宣布了一个达10亿英镑的清单,资助CCS商业化竞争,成功的示范项目将在2013年初公布。

4)美国按照2010年地下注入二氧化碳地质封存的控制(UIC)规则,4个新型VI类注井的许可证申请已经提交到环境保护署审批;2012年9月,立法引入将有助于修改现有税法45Q CCS税收激励,使其更加透明而便于公司使用。

2 全球大型CCS项目概况

大型CCS项目是指碳捕集量达80万t/a 以上的燃煤电厂或40万t/a年以上的其它排放工业。根据澳大利亚全球CCS研究所的统计,截止2013年3月,全球列入计划的CCS大型项目共有70项,其中9个已经投入运行,8个在建设中,53个计划中[3]。具体情况详见表1。

2.1 已投入运行的大型CCS项目

目前已投入运行的大型CCS项目9个,除最后1个为燃烧后捕集,其余捕捉类型均为燃烧前;全部采用管道运输的方式。具体情况见表2。

*大约 6,500 t/d 的CO2注入 Weyburn 油田,约 1,200 t/d的CO2注入Midale油田。自从2000年10月后,超过20×106 t 的CO2已经封存在这两个油田。由上表可见,目前在运行的大型CCS项目中,有7家是天然气加工或相关企业,美国的Val Verda天然气工厂1972年就开始应用此技术。主要由于在生产天然气的过程中,需要将CO2及水从天然气中分离出来,企业将分离出来的CO2浓缩后加以利用(EOR),还可以产生额外的收益,运行的成本与收益能够相互抵销,使得项目持续运行下去。

2.2 正在建设的大型CCS项目

目前共有8个项目在建,4个位于加拿大,3个位于美国,1个位于澳大利亚。在行业上,生产氢气1个,发电2个,天然气加工2个,化肥生产1个,炼油1个,化工生产1个。均采用管道输送。贮存方式上,5个采用EOR,3个采用深部咸水层。在捕集方式上,6个采用燃烧前,1个采用燃烧后,1个采用工业分离。

与已投入运行的项目比较,正在建设的项目分布于更多不同的行业,而不仅仅局限于天然气加工业。与已投入运行项目相同的是,这些项目仍然主要集中在欧美等发达国家。

2.3 规划中的大型CCS项目

规划中的大型CCS项目共有53项,欧美国家有31项,中国11项。与之前主要集中于能源行业不同的是,规划中的项目电力行业占了大部分(36项)。主要是电力企业(燃煤电厂为主)所排放的CO2所占份额非常高,在我国,电力行业排放占全国排放总量的40%以上[4],因此燃烧电厂的捕集研究对于我国乃至全世界的碳减排具有重要的战略意义。

3 我国CCS进展概况

“十一五”期间在973、863、支撑计划的部署以及相关国际科技合作项目的支持下,国内有关高校、研究院所、企业围绕CCS开展了基础理论研究、技术研发和一些中小规模工程示范。技术研发与示范方面,863计划安排重点项目围绕二氧化碳矿化、微藻固定二氧化碳制备生物柴油、IGCC的二氧化碳捕集、利用与封存技术研究与示范等技术研发进行部署;通过国家科技支撑计划围绕高炉炼铁二氧化碳减排与利用、煤制油高浓度二氧化碳捕集与地质封存、富氧燃烧二氧化碳捕集等组织关键技术、装备研发与示范。在基础研究方面,973计划中部署了“温室气体提高石油采收率的资源化利用及地下埋存”项目,针对我国油田特点研究使用二氧化碳提高石油采收率的理论和相关技术[5]。

我国目前代表性的CCS示范项目有华能集团3 000 t/a捕集试验和10万 t/a 捕集示范、中电投重庆双槐电厂1万t/a 碳捕集示范、华中科技大学富氧燃烧技术研发与中试、中石油吉林油田 EOR 研究与示范、中联煤CO2强化煤层气开采项目、新奥集团微藻固碳生物能源示范、中科金龙 CO2制备化工产品和原料技术示范、中石化胜利油田燃煤电厂3 万 t/a CO2捕集与 EOR 示范、神华集团 10 万 t/a的 CCS 示范工程和中国华能绿色煤电煤气化联合循环发电(IGCC)电站示范工程等[6]。

目前在建或规划的大型CCS项目共有11个,除了山西国际能源集团CCUS项目输送方式待定,其余均采用管道运输。详细情况见表3。

续(表3)

4 CCS发展存在的问题与障碍

总体而言,2010年以前CCS项目的建设与研究相对投入较多,发展较快;而从2011年起,发展则变得相对缓慢,存在许多问题与障碍,主要体现在以下几点:

4.1 成功的运行案例集中在油气领域

尽管全球范围内CCS项目数量不少,但该技术的推广仍面临若干问题。目前在CO2捕集、净化、运输和封存各方面的技术都已具备并在各单个环节有示范运行项目。但除了在油气领域将CO2从天然气中分离用来驱油并在枯竭的油气田中永久封存之外,尚无专门从排放源(如电厂或钢铁厂)到封存地的一体化商业运行项目。

4.2 费用过高

CCS不同于油气资源的勘探开发,在封存端没有稳定的市场与回报,有效的CCS融资模式尚不存在。按照现有技术,CO2捕集过程还会消耗大量的能源,其商业化运行成本是每吨CO2约70美元左右,如此高昂的成本,大众普遍难以接受。这也是导致CCS项目停滞不前的主要原因之一。

4.3 CCS技术的风险[7]

CO2比空气重,如果封存在地下的CO2通过进口或其他原因泄漏,如附近地区处于不通风状态,周边居民就会有窒息的危险。此外,如果CO2从封存地下构造中泄漏,那么可能给人类生态系统和地下水造成局部灾害。另外存放巨量的CO2对相应的生物圈产生何种影响尚不清楚,相关的实践经验也很少。关于在辽阔的海洋中被直接注入CO2后,长时间对海洋生物和生态系统所产生的慢性影响,也还缺乏研究。

5 结语

1)2010年起,大型CCS的建设进度明显放缓,仅有一个大型项目于2013年初投入运行,且依然是应用于油气领域;但在立法与相关政策方面,澳大利亚、中国、英国等均取得新的进展。

2)目前已经投入运行的大型CCS项目,主要集中于油气领域,且贮存类型为EOR,能够产生效益;而建设中的CCS项目则分布于更多不同的领域。共同点则是都主要位于欧美等发达国家或由他们援建。总体而言,除油气领域,目前CCS技术整体上仍处于研发示范阶段,市场和商业普及尚不成熟。

3)中国在示范性阶段及立法、相关政策等方面取得了较大的进展,但到目前为止,没有一个大型CCS项目进入实质性建设或运营阶段。

4)CCS的研究、应用与发展,受到应用领域有限、费用、技术风险等因素的影响,克服这些困难,需要全球的通力合作,政府的大力支持。

参考文献

[1]王迎,肖学智.多哈会议成果对清洁发展机制的影响浅析[J].世界环境,2013(1):22-24.

[2]CO2 Capture Project Phase Three Participating Organizations.Annual Report 2012[R].2012.

[3]Global CCS Institute.Listing and analysis of CCS projectsaround theworld[Z/OL].http://www.globalccsinstitute.com/projects/browse.2013.03.29.

[4]中国电力企业联合会.中国燃煤电厂大气污染物控制现状[M].北京:中国电力出版社,2009.

[5]彭斯震.国内外碳捕集、利用与封存(CCUS)项目开展及相关政策发展[J].低碳世界,2013(1):18-21.

[6]郭敏晓,蔡闻佳.全球碳捕捉、利用和封存技术的发展现状及相关政策[J].中国能源,2013,35(3):39-42.

[7]孙国旺.德国CO2捕获和封存技术发展展望[J].全球科技经济望,2009,24(9):39-45.

CCS项目 篇2

孙桢副司长在致辞中指出, 从目前到未来的一段时期, 化石燃料在全球经济中仍将发挥主要作用, 全球CO2的排放还将保持增长的趋势, 控制全球温室气体排放的压力将持续增加。碳捕集、利用和封存 (CCUS) 是一项具有大规模减排潜力的技术, 有可能在2020年之后的CO2减排中发挥重要作用, 甚至可能发展为减排贡献最大的单项技术。目前该技术距离商业化应用还有不少困难, 为实现其长期减排潜力, 我们应当积极开展CCUS试验示范, 在实践中发现问题、解决问题。

中国政府非常重视和支持CCUS的发展。国务院印发的《“十二五”控制温室气体排放工作方案》明确要求, 在火电、煤化工、水泥和钢铁行业中开展碳捕集试验项目, 建设二氧化碳捕集、驱油、封存一体化示范工程, 并对相关人才建设、资金保障和政策支持等方面做出安排。为贯彻落实以上工作任务, 国家发展改革委气候司牵头组建了由财政部、科技部、工信部、环保部、国土资源部、国家能源局等部门相关司局组成的“十二五”碳捕集、利用和封存示范工作协调小组, 形成政策合力, 协调推进CCUS的试验示范工作。

肖寒副主任在致辞中谈到, CCS (碳捕获与封存) 技术是国际上应对未来环境压力和碳排放压力的主要对策之一, 在碳减排方面具有巨大的技术潜力, 备受全球瞩目。中国能源结构以煤电为主, 是CO2的重要排放国之一, 随着经济的不断发展与人民生活水平的持续提高, 中国也面临越来越严峻的温室气体减排压力。近年来, 我国政府部门、企业和研究机构在CCS政策制定、技术研发和项目示范等方面都做了大量工作。国家标准委 (SAC) 一直积极支持ISO节能减排方面技术委员会开展的工作, 例如:承担了ISO/TC257节能量验证与测量技术委员会的主席和秘书处和ISO/TC207/SC7温室气体管理分技术委员会联合秘书处工作。我国的标准化工作者, 在前期工作基础上, 也正在积极参与CCS领域的国际标准化活动, 并承担了TC265联合秘书处工作, 在国际标准化相关领域中积累了一定经验。

张来斌校长表示, 近年来, 美国、英国、加拿大、日本、澳大利亚等发达国家开展了碳捕集与封存技术的研发和示范工作, 取得了积极的进展。中国政府以及相关企业、高校和科研机构同样关注并开展了碳捕集与封存技术的研发, 并制定了相关的规划和政策, 已开展了大量现场试验, 取得了系列研究进展和成果。为了进一步推动CCS技术的规范发展和国际交流与合作, 在中国国家发展改革委和国家标准委的领导下, 结合中国碳捕集、利用和封存具体特点, 正在研究制定二氧化碳捕获、运输与封存的工程规范和标准, 构建并完善相关安全标准体系。

CCS标准化工作, 既是对CCS前期科学研究和工程实践工作的总结, 也将为CCS技术进一步规模化、商业化和产业化提供规范与保障。CCS国际标准化委员会 (ISO/TC265) 将开展二氧化碳捕集、运输、封存、量化与验证、CCS共性问题领域的国际标准制定。中国石油大学承担了CCS量化与验证工作组的组织工作, 将与法国同行以及中国标准化研究院一起, 联合ISO/TC265各成员国专家开展该技术领域内的国际标准化工作。

邱月明副院长在致辞中表示, 中国标准化研究院是国家质量监督检验检疫总局的直属事业单位, 是我国从事标准化研究的国家级社会公益类科研机构。其主要职责是研究国民经济和社会发展中全局性、战略性和综合性的标准化问题。中标院长期致力于节能减排领域相关政策支持和技术服务工作, 在温室气体管理研究领域有相当雄厚的研究基础, 开展了节能减排等方面大量国家基础类、方法类、管理类国家标准的研究和制定工作;在国际标准化方面, 积极跟踪国际标准发展, 在温室气体管理标准方面代表中国直接参与ISO 14067关于产品碳足迹和其他标准的国际标准制修订工作;承担ISO/TC207/SC7、ISO/TC265联合秘书处和ISO/TC257等秘书处工作。在国际标准化工作方面积累了一定的经验。

为研究制定涉及CCS技术工业规模应用以及产业化、商业化推广的工程规范和标准, 构建并完善相关安全标准体系, 在国家发展改革委和国家标准委的指导下, 中国标准化研究院将牵头成立一个中国碳捕集、利用和封存标准化工作专家组, 专家组的筹建工作正在进行当中。该工作组将为各方面专家提供标准化技术平台, 结合中国CCS发展实践, 针对发展过程中对各类标准的迫切需求, 将加强标准化基础研究、把脉我国CCS标准发展规划和计划、组织标准制修订工作。

邱月明还表示, 今后, 中国标准化研究院将继续致力于对温室气体管理标准化活动, 尤其是CCS领域的标准化工作:对国际CCS相关政策与标准进行跟踪分析研究, 对技术发展现状与趋势、技术标准进行调查总结;调研、分析我国社会经济发展对CCS技术研发与应用管理标准的现实需求, 提出加强我国CCS技术标准化工作的政策建议, 积极参与CCS领域的国际标准化活动, 为我国CCS技术相关标准的制定提供支持。

CCS项目 篇3

大气中的CO2浓度从工业化革命1750年的280ppm上升到2007年的383ppm, 这主要源于我们过量的使用化石能源。在第15次全球气候大会哥本哈根会议上, 2℃以内的温升目标作为共识写入《哥本哈根协定》。而2℃以内的目标意味着大气中的CO2浓度不能超过450ppm。

2009年, 我国的能耗为31亿吨标准煤, 折算成CO2排放大概在82亿吨, 如按当前状况, 每年净增2亿吨标煤情形下, 到2020年, 我们的能耗将达到53亿吨, CO2排放大概在140亿吨左右。如此巨大的能源需求和排放, 我国会在能源供给、能源安全、环保、国际关系等方面面临巨大挑战, 成为发展瓶颈。

解决减排问题有三个手段, 提高能效、发展替代能源 (可再生能源和核能) , 以及碳汇、CO2的利用和CCS (碳捕集与封存, Carbon Capture and Storage) 技术。CCS也是从CO2驱油利用发展起来的, 目前也有人谈到CCUS (Utilization) , 国际社会对CCS的呼声日渐高涨, 在2020年前, 替代能源的大发展也无法取代化石能源的主导地位, 我国规划届时替代能源占到能源结构比例在15%左右, 大概7亿吨标煤, 当前替代能源没有成本优势, 没有政策支持和资金的补贴, 其发展难以为继, 而未来其开发难度将逐步加大, 成本问题会更加突出;碳汇主要是指森林碳汇, 与可种植区域面积、生物种类等相关;CO2的利用正在不断开发过程中, 现有利用率在1%左右;以欧盟、美国、澳大利亚、英国、挪威为代表的发达国家和地区纷纷开展CCS示范项目, IEA (国际能源署) 在World Energy Outlook 2009预计了各技术减排量占当年能源相关减排量的百分比 (按450ppm情形) , 见表1。从表1中我们可以看出, IEA高度看好CCS, 认为其是未来解决CO2排放的重要途径。

2 CCS技术现状

CCS是指将CO2从工业排放源中分离出来, 压缩输送到合适地点, 并封存在深层的地址构造中, 长期与大气隔绝的一个过程。CCS技术的雏形是20世界70年代在美国兴起的, 用CO2进行驱油以提高石油采收率 (EOR, Enhanced Oil Recovery) 的技术。CCS技术包括CO2 捕集、运输以及封存三个环节。

2.1 捕集环节

捕集环节的技术根据化石能源生命周期过程中捕集CO2的位置不同, 分为燃烧后捕集 (post-combustion) , 燃烧前捕集 (pre-combustion) 和富氧燃烧 (oxy-fuel combustion) 三种技术。这三种捕集技术来自于电力企业的应用, 但未来也可以在其他行业中使用。

燃烧后捕集技术要增加额外的分离设备以及浓缩加压设备, 有的还增加净化装置, 个别还要再增加脱硫装置, 防止运输时CO2腐蚀设备和和一旦泄露有毒难闻的气味溢出对人畜的危害。尾气中的CO2浓度通常介于3%～13%, 目前已有的工程使用乙醇胺吸收法, 据称使用氨水法工艺也示范成功, 基于氨水法比乙醇胺法捕集设备更经济, 也有企业正在实验混合使用氨水和冷凝氨水工艺, 技术已规模化测试。溶剂、膜、低温、酶催化等方法等也都在研究中。吸收剂的再生要有一定的能耗消耗, 会导致系统能耗的增加。粉碎燃煤电厂燃烧后捕集流程见图1。

燃烧前捕集是利用煤气化或天然气重整可以将化石燃料转化为主要成份为CO和H2的合成气, 进一步通过与水煤气的反应可以生成CO2和H2, CO2浓度增加, 更易于被捕捉, 通过物理或化学吸收剂分离, 然后压缩, H2可以燃烧发电, 此法通常与IGCC (Integrated Gasification Combined Cycle) 紧密联系起来, 此法与IGCC结合是更经济的选择, 同燃烧后捕集比较, 此法是高压下的捕集。IGCC电厂燃烧前捕集流程见图2。

富氧燃烧针对常规空气燃烧会稀释CO2, 提出纯氧燃烧的O2/CO2循环概念。燃烧产物为CO2和水, 富氧燃烧其锅炉里含有回收废气, 燃烧后经透平膨胀和余热锅炉放热后剩余的CO2浓度约为80%, 直接可以压缩, 但需要净化。富氧燃烧捕集流程见图3。

上述三种方向的捕集技术 (见表2) , 在适用范围、效率损失、技术发展阶段、成本等各有优劣, 在分离过程都伴随着大量的能耗, 这意味着额外增加了CO2排放量, 而且大幅度的降低了能源系统的效率。当前捕集技术成本较高, IPCC测算数据显示在13～55美元之间, 占到CCS全流程成本的80%左右, 是成本最高的环节。所以, 如何通过工艺的改进和能量系统优化是捕集技术大范围开展的必要考虑因素。而在捕集过程中节水和废渣的再利用也是考虑的问题之一。

2.2 运输环节

运输是将捕集的CO2如何输送存储地点, 是CCS重要的一个环节, 运输可以通过管道、船运、罐车等手段, 由于现有天然气的运输技术比较成熟, 并且在EOR项目有很成功的CO2运输经验, 运输技术是比较成熟的。几种运输方式的比较见表3。

关于管道运输, 最有效的途径是CO2处于临界状态。在73atm和31℃, CO2处于液体状态。因CO2也是危险气体, 在泄漏后会影响环境、人类生命, 所以管道运输对管道气的成分要有标准要求, 尤其是H2S的浓度。对管道材料、保温材料、泄漏的应急处理也要有相应的要求等。

2.3 存储环节

地质封存指的是将捕集的CO2安全的封存在地址结构中, 封存地主要包括已废弃或无商业开采价值的石油和天然气田、沉积盆地的盐水层, 此外封存在开采中的油气田内可提高石油回收率 (EOR) , 或者封存在无商业开采价值的深部煤层并促进煤层天然气回收 (ECBM) 。

根据目前国内外对场地选择标准的基本认识, 封存场地必须具有以下特征:足够大的封存容量和可注入性;密封性良好的盖层;稳定的地层。此外还要考虑盆地特征 (构造活动、沉积类型、地热及水力学状态) ;盆地资源 (碳氢化合物、煤、盐分) ;工业成熟度及基础设施;经济发展水平;环境问题;公众教育及对封存态度等社会问题等其他因素。

中国陆地封存的潜力大于海洋封存潜力, 且陆地封存成本低于海洋封存。理论封存3088Gt, 其中深部盐水层可封存3066Gt;油田封存4.8Gt, 气田封存量是5Gt;煤田封存容量是12Gt。

在封存方面目前缺少明确的封存选址标准和场地勘察技术;长期封存过程的模拟计算精度尚不能满足泄露风险评价的要求;缺少研究场地力学稳定性评价方法;需要进一步开发CO2泄漏的应急补救措施;需要进一步深入全局性的源汇匹配研究, 中国对CO2排放源和封存地间的匹配问题已有初步的研究, 详情见表4。由表4可以看出, 北部、西北部、西南部地区, 源汇匹配良好, 南部、中部以及东部沿海区, 匹配一般, 但东部沿海地区可能存在海底封存地。

3 主要问题

3.1 安全环境问题

CCS的安全环境问题是CCS运作的重要问题, 它包括捕集环节的高耗能以及随时增加的其他污染物质;运输环节的可能泄漏, 及伴随增大的运输量产生的污染和安全问题;封存环节一旦泄漏将危害人体健康、影响陆地和海洋生态系统、污染地下水源等, 同时封存可能诱发地震。

3.2 资金问题

据IEA预测, 到2020年前, 全球需发展100个CCS项目, 资金需求量将达到1300亿美元, 主要资金来自政府支持, 额外投资约为540亿美元, 而到2050年, 全球开发项目将达3400个, 需要资金5万亿美元, 届时额外资金将达2.5-3万亿美元。中国和印度在2020年前需要190亿美元和2050年的1.17万亿美元。资金需求量十分巨大。

3.3 技术问题

捕集环节的高耗能以及封存环节的地址勘察都是CCS不可回避的问题, 高能耗增加企业的运作成本, 而地址勘探工作不完善, 则会增加企业的经营风险, 要想大规模开展此项技术, 这两个问题必须有所提高。

3.4 法律、政策缺失

我国在CCS项目上, 还没有相关的法律、法规、标准, 没有明确的相关的政策, 这些将限制我国CCS工作的开展。有关国外的政策法规见表5。

4 前景

企业有参与的动力, 尤其是电力企业、石油企业和电力、石油企业的设备制造商最为突出, 目前煤炭和煤化工企业也关注CCS。随着国内外气候变化政策的日益明朗, 电力 (煤电) 企业将面临更大的减排成本, 所以关注CCS, 可以防范风险、储备技术、提高企业核心竞争力。而石油企业利用CO2驱油已经获得利益, 而CCS大规模推广后, 将CO2注入盐水层等地址构造将有可能是未来石油企业的一项新业务。设备供应商和技术服务供应商也在积极进行技术储备、积累客户, 一旦CCS大规模应用, 增加企业新的商业机会。煤炭和煤化工企业, 煤 炭 开采 过程 中会 排放 煤 层气, 煤层气的主要成分是甲烷, 是主要的温室气体之一。煤化工生产, 如煤制油、煤制烯烃、煤制甲烷和氢气等转化过程中, 都会产生大量的CO2, 这些CO2浓度高, 捕集成本相对低, 既可促进减排, 还可商用。

CCS项目 篇4

DSP一般认为有两种含义, 一种是指DSP器件 (Digital Signal Processor) , 另外一种是指DSP技术 (Digital Signal Processing) , 下文提到的均为第一种含义。伴随全球信息化进程的不断推进使得人们对于信息处理的需求更加迫切, 相应的推动了计算机技术、电子技术等学科的进步, 越来越多的领域开始借助于DSP实现高速的数据处理、有效的设备控制等功能[1]。DSP实际上是在对硬件设备进行必要的设置后通过软件编程的方法控制硬件进行操作和处理的, 因此, 一个DSP程序如何进行设计就变得非常重要。

2 DSP程序的开发及运行

DSP程序的开发需要一定的编程语言和开发环境, CCS (Code Composer Studio) 是TI公司推出的DSP集成开发平台, 该平台集成了编辑、编译连接、调试及仿真等功能, 支持汇编、C语言, 并提供多种实时分析和编程方法, 是目前功能最全的DSP开发平台[2]。配合DSP的代码生成和代码调试等开发工具, 我们可以在CCS下完成一个基本的DSP程序的设计。

2.1 DSP程序的开发流程

一般来讲, 一个DSP程序的设计运行需要经过以下的操作流程:

⑴建立工程文件。

⑵编辑源文件、命令文件, 库文件等。源文件可以采用C语言或汇编语言或者二者混合进行编辑, 它是实现DSP程序功能的主体。CMD文件指定存储分配。库文件包含需要的一些系统函数或者数据定义。

⑶编译链接源程序, 生成目标代码程序和可执行程序。尽管采用C语言会汇编语言作为编程语言, DSP程序的目标及可执行文件有其特有的格式设置, 一般是COFF目标文件和COFF可执行文件。

⑷下载执行程序, 观测运行结果。在程序编译好运行之前, 需要将其载入目标扳。CCS的连接器输出的目标文件的后缀为.OUT。每次程序改动之后, 都要进行重新编译和载入[4]。

2.2 DSP程序开发运行的要点

DSP程序区别于一般的汇编语言程序或C语言程序, 在开发过程中有几点非常关键:

⑴在遵循基本的编程语法和规则的基础上, 充分考虑DSP器件的特点。实际应用中需要大量的硬件设置, 这些都要通过软件方式实现。其中, 最关键的就是相关寄存器的操作, 通过寄存器值的设置或读取, 可以完成对很多硬部件的操作设定也就是DSP需要使用的功能的设计或设备工作状态的判定。因此, 学会熟练的操作寄存器是DSP程序设计成功与否的关键。而DSP器件本身型号多种多样, 不同系类的芯片也有很大的区别, 所以一定要细心。

⑵熟悉相应的开发芯片的基本特征。一款DSP芯片上包含很多的部件, 这些部件的有机配合完成了最终程序功能的实现。其中CMD文件的编写对于整个程序的顺利执行至关重要, 因为所有的DSP程序最终都需要在DSP芯片的内部存储器上存储并最终运行, 而DSP芯片的存储是有限的, 因此, 必须对程序中所涉及到的代码和数据给出准确的存储映射, 这样程序存储执行时才能有条不紊的进行。

⑶仿真实现的重要性。既然是通过软件的方式操纵硬件, 在设计阶段, 我们必须借助于仿真对程序进行测试, 因此仿真器的使用非常关键, 有了它, 计算机和DSP芯片间能实现有效的沟通, 设计出的程序才更准确。

3 C语言编写的DSP程序实例

3.1 DSP下C的特点

DSP下的C语言有着其自身的特点:

⑴DSP的C语言是标准的ANSIC, 它不包括同外设联系的扩展部分, 如屏幕绘图等。但在CCS中, 为了方便调试, 可以将数据通过printf函数的调用虚拟输出到主机的屏幕上。

⑵DSP的C语言的编译过程为, C编译为ASM, 再由ASM编译为OBJ。因此C和ASM的对应关系非常明确, 非常便于人工优化。

⑶DSP的代码需要绝对定位;主机的C的代码有操作系统定位。

⑷DSP的C的效率较高, 非常适合于嵌入系统。

3.2 一个例子

正因为标准的C语言和DSP下的C语言使用有所区别, 因此在运行过程中会出现一些问题, 下面以安装F2812开发板的瑞泰创新实验系统作为程序开发对象, 在CCS2.2环境下给出一个简单的C语言程序的运行给出说明, 该程序实现简单的数据输出, 且在TURBORC下调试通过, 运行得到正确结果, 程序命名为Cprogram, 全文如下:

将这一程序移植到CCS下, 建立同名的工程, CMD文件, 选择库文件后进行编译链接, 结果出现两个警告, 程序得不到输出结果。这也是大部分学生在编写了DSP程序后编译时出现的警告信息。警告信息如下:

⑴警告信息的消除。第一个警告是因为DSP下的C程序最后一行必须是空行, 因此在源程序最后一行末尾按回车键换到下一行即可。第二个警告是因为包含stdio.h中函数的.cio段在命令文件中未定义, 将其加上后再编译, 所有的警告消除, 但程序仍然不显示结果。

⑵程序输出的显示。DSP下的printf函数非常占资源的指令, 它的顺利执行需要栈 (heap) 的设置, 因此, 在命令文件中需要将-heap大小设为400h。此外, 由于本例中要使用库文件, 最初设定的是rts2800.lib, 但是仔细考虑后发现rts2800.lib和rts2800_ml.lib有较为明显的应用区别, 尽管都支持C/C++运行支持库, 但rts2800_ml.lib支持的是大内存模式且在指针访问区间上更占有是, 因此将库文件替换为rts2800_ml.lib后程序再经过编译链接下载运行后得出了最终的输出。

4 结论

DSP程序的开发是一项复杂的工作, 相比传统的程序设计需要考虑的东西更多, 更全面, 因此, 在学习中要坚持谨慎、细心, 把握好每个细节, 再能更好的完成特定功能的DSP程序开发。

摘要：随着DSP技术的快速发展, 其应用程序的开发引起了更多人的关注。本文探讨了在主流的CCS环境下进行DSP程序开发的一般流程, 并通过一个实例给出了用C语言编写的DSP应用程序在实际运行过程中无法得到有效输出的问题及解决方案。

关键词：CCS,DSP,CMD文件

参考文献

[1]王忠勇, 陈恩庆.TMS320F2812DSP原理与应用技术[M].电子工业出版社, 2012:1-9.

[2]何望春, 蔡卫平.CCS仿真软件中的文件输入输出方法[J].中国科技信息, 2012 (2) .

[3]周德卿.CCS集成环境下C与汇编的混合编程实现[J].微电子技术, 2002 (4) .

CCS项目 篇5

CCS (Coca Codo Sinclair) 水电站工程为引水式电站, 位于南美洲厄瓜多尔国南部Napo省与Sucumbios省交界处, 首部枢纽位于Quijos和Salado两河交汇处下游, 距首都基多公路里程约130km, 电站位于Codo Sinclair。赤道横贯该国境北部, 东西部属热带雨林气候。山区盆地为热带草原气候, 山区属亚热带森林气候。

CCS水电站通过1条约36km的长输水隧洞到达位于Coca河右岸支流Granadillas上的调蓄水库。压力管道进口位于调蓄水库右岸, 电站采用一洞四机的布置方式, 厂房为地下厂房, 厂房下游接电站尾水洞。该电站是目前世界上最大的冲击式电站, 总装机容量1 500MW, 安装8台冲击式水轮机组。

2 设计背景

电站上库引水口绝对标高约1275米, 电站厂房绝对标高约600米。厂房 (EL.623.00m) 为深埋布置, 地下洞群系统包括主变洞、交通洞、电缆洞和尾水洞等, 主变洞尺寸为16.50m×33.00m×192.00m (宽×高×长) , 尾水洞 (汛期为有压洞) 洞长约600m[1]。

距工程区最近的San Rafael站全年湿热多雨, 最大、最小月平均降雨量比值仅为1.43, 全年日照度在20%-25%。Coca河流域位于赤道附近, 每月和年平均气温的变化幅度很小, 最高气温和最低气温月份之间的差异不超过3℃。年平均相对湿度大约在85%~95%左右, 各个月份差别不大, 最高是在降雨最多的6月份 (雨季) , 而最低是在12月~1月 (旱季) 。

整个工程区属热带雨林性气候, 降雨量较大, 年降雨量在3 500mm~6 000mm。温度变化在15℃~35℃之间, 年蒸发量1 000mm, 湿度约90%。

3 电站室外气象条件

3.1 室外参数

表1、表2为业主方提供的距离电站厂房最近的San Rafael (纬度-0.1, 经度-77.16, EL.452.0, 直线距离约13km) 在1975-1981年间的气象台站资料。

由于提供的数据久远, 数据少且不准确, 因此在投标时并没有完全按此数据去进行设计计算, 而是参考处于纬度比较接近于热带的海南[2]和我公司赤道几内亚水电工程的气象数据, 以及网上收集的当地的天气预报资料进行综合比较, 初步确定室外设计计算通风温度。确定的本电站室外空气参数见表3。

电站合同提供的气象资料见表4。

3.2 电站空调通风条件

根据当地气候条件, 电站合同提出的通风空调系统的具体要求参数见表5。

4 厂房设备照明发热量

根据水电站各层布置的设备, 由机电各专业提供各个设备的功率及效率, 由此计算出各层的设备及照明的发热量。

设备及照明发热量详见表6。

注:其中发电机层125KW照明散热量不计入通风计算。

5 方案确定的原则及依据

地下厂房通风空调系统是依据水电站室内外设计参数以及下述基本原则考虑设计[3,4,5,6]: (1) 通风空调系统方案及设备选择遵循经济合理、节约能源、安全可行的原则。 (2) 地下厂房通风系统应优先考虑机械通风的运行方式, 不满足通风条件时采用空调+新风运行方式。 (3) 单独设置事故排烟系统。 (4) 在通风管网中相邻房间具有防火分区要求时, 设置防火设备及采用防火措施。 (5) 对于进入厂房的室外空气, 为保证其清洁度, 在条件允许情况下, 尽量设置空气过滤装置。

6 通风方案确定

对高大厂房实行全面空气调节:国内高大厂房送排风方式研究已有不少成果[7,8,9], 目前设计的工程中绝大多数都采用上送下排、横向射流、轴向射流等方式。由于大多数地下电站下部场所湿度较大, 解决其湿度问题是系统设计必须要考虑的。

由于工程所在地区全年平均相对湿度不小于90%, 而合同规定的温湿度指标又过于苛刻, 对进入厂内室外新鲜空气的控制成为关键问题。在对地下厂房通风空调的多个方案进行比较计算研究后, 决定采用主变洞全通风方式。主厂房及母线洞采用部分新风+空调的方式, 来满足温度指标的要求。湿度指标方面采用对新风先预处理的方案, 然后再送入主厂房发电机层。通过采用对温度与湿度分别控制的处理方案, 我们很好地解决了遇到的棘手问题。

本设计确定采用下送上排、上送下排多层串联分散布置的通风方式。针对存在的下部湿度可能超标的问题, 设计中采用组合变换的方式升温降湿, 使系统既能保证正常通风降温, 不扩大排风量, 又使湿度符合规范要求, 为适合本电站的通风系统布置方式。

该方式有其优点:可以利用串联排风方式使风源得到重复使用以减少通风量。

报意大利咨询公司和业主审查的设计方案如下:拟结合地下厂房右端施工通道布置, 在该施工支洞开一岔洞升坡分别进入主厂房及主变室, 可通向主厂房及主变室上层, 有利于主厂房及主变洞的通风, 该施工支洞作为运行期间的永久排风排烟洞使用。这样经进厂交通洞进入安装间的室外新风可以两边分流, 一路 (左端) 经高压电缆洞排出厂外, 另一路 (右端) 经施工支洞排除厂外。该方案可以使主厂房、主变洞的排风排烟更流畅便捷, 总排风排烟风道风速减低, 风机运行参数降低, 有利于节能运行, 事故时有利于厂内人员安全疏散。图1为该方案的示意图。

7 通风空调系统运行方式

考虑到电站室外湿度高达90%, 通风工况拟采用两种运行方式:其一, 当室外新风温湿度较低时的全排风方式;其二, 当室外温湿度较高时的部分新风+空调方式。

7.1 全通风工况

依据近两年来实时天气温湿度资料追踪, 可以发现每天都有近12个小时的时间气温在22℃以下, 本着节约能源、经济合理、安全可行的原则, 该时间段内拟采用全通风模式, 按固定时间段控制运行。

7.2 新风+空调方式

由于工程所在地区全年平均相对湿度不小于90%, 在对地下厂房通风空调的多个方案比较计算研究后, 对主厂房及母线洞采用部分新风+空调的方式, 来满足温度指标的要求。湿度指标采用对新风先预处理的方案, 然后再送入主厂房发电机层。

新风取自进厂交通洞, 经新风处理机除湿后, 通过送风管道送至发电机层安装间, 设备布置在交通洞与主变洞交叉口靠4#机主变侧。处理后的新风, 到安装间后分别向4#机与5#机方向分流。

对新风进行除湿并对发电机层、母线层、母线洞、主变室等发热电气设备间降温。汇集主厂房内油罐室、油处理室、蓄电池室这几个场所, 需要直接排至3#导风支洞。这些场所按不小于4-6次/h的换气次数计算, 最终通过专用排风道 (地质探洞) 排出厂外, 不得参加厂内空气循环。球阀层由于比较潮湿, 故设置移动式除湿机进行通风除湿, 以保证该区域环境优良, 做好机电设备的防潮工作。

发电机层拟采用柜式风机送风系统, 设备布置在母线层, 通过夹墙风管送风。母线层、母线洞、主变室的余热主要由空调系统的风机盘管带走。

8 防排烟系统

厂用配电室、电缆廊道、油罐室、油处理室、蓄电池室、主变室及GIS层等易发生火灾区域的进、排风口均设置有全自动防火阀, 防火阀采用70℃形状记忆合金动作的阀门控制其关闭。一旦有火情记忆合金动作, 防火阀自动关闭, 将失火房间与周围房间隔绝, 限制火灾的蔓延, 窒熄火情。待火熄灭后, 启动排烟风机排烟, 直至恢复正常通风。

主厂房发电机层、主变洞搬运廊道设置有事故排烟系统, 一旦有灾情出现, 消防控制中心将按程序启动排烟系统进行排烟, 确保人员能够安全疏散。

9 结语

9.1 在资料缺乏时可以将年平均气温加1-3℃来确定地表温度, 作为方案设计阶段的一个方法依据。

9.2做国外工程的难题是资料少, 数据不全, 研究应用周期短, 全靠自己平时的积累和应变分析能力, 这是在做国外工程设计时应该注意的问题。

9.3 在水电站地下主厂房采用的温湿分控新技术, 是一种全新的设计方式, 目前在国内同类的项目中还没有先例。

9.4 采用的分层空调送风方式有别于国内水电站地下厂房通常采用的上送下排的直流送风方式。

参考文献

[1]杨合长.CCS水电站通风空调系统设计专题研究报告[R]黄河勘测规划设计有限公司, 2010, 12.

[2]中国气象局气象信息中心资料室, 清华大学建筑技术科学系.中国建筑热环境分析专用气象数据集[M].北京:中国建筑工业出版社, 2005.

[3]《地下建筑暖通空调设计手册》编写组.地下建筑暖通空调设计手册[M].中国建筑工业出版社, 1983.

[4]中国电力出版社.水力发电厂厂房采暖通风和空气调节设计技术规程[M].中国电力出版社, 2003.

[5]ASHRAE, Standard 62.1-2004 Ventilation for Acceptable Indoor Air Quality[S], USA, Ashrae, 2007.

[6]ASHRAE, Ashrae handbook[M]2008-2011, USA, Ashrae, 2008.

[7]席江, 杨合长.小浪底水电站地下厂房通风系统运行工况测试分析[J].华北水利水电学院学报, 2007.

[8]杨合长.黄河小浪底电站地下厂房通风系统设计分析[J].暖通空调, 2002, 32 (1) :67-69.

CCS项目 篇6

关键词：DEH,CCS,抗燃油,伺服阀,处理,建议

1 设备概况

茂名热电厂6号机组为国产300MW燃煤亚临界机组。锅炉为DG1025/18.2―Ⅱ4型，汽轮机为N300-16.7/537/537-8型，DCS控制系统主要采用GE能源集团公司生产的XDPS-400+分散控制系统，汽机DEH是东方汽轮机厂采用GE能源集团公司XDPS-400+硬件的高压抗燃油纯电调系统。该机组于2007年5月19日通过168小时试运行;2007年9月15日完成机组RUNBACK试验后按计划停机2个星期，进行机组的检查性小修工作。

2 故障现象

2007年9月底机组小修结束。运行人员在投运机组协调控制自动后，发现锅炉燃料量有较大波动;检查锅炉主控回路和燃料控制回路，发现协调控制回路中的热量指令变化较为频繁，怀疑是由于煤种变化，协调控制系统参数不合适引起;电厂热控人员通过修改锅炉主控系统和汽机主控系统调节参数，减弱锅炉主控和汽机主控的调节作用，但故障仍无法消除。9月30日中午，6号机组协调控制被迫退出。

3 CCS引起燃料量波动的原因分析

从168小时试运行、移交生产到9月中旬进行机组的RB试验，6号机组均投入以锅炉跟随为基础的协调方式———CCBF方式，协调控制系统已经受过高负荷率和大范围负荷变动的考验，因此机组协调系统结构及参数设置方面应该问题不大[1]。

茂名热电厂6号机组CCBF方式是以直接能量平衡为基础的协调方式，在该方式下，锅炉调节器的设定值SP和反馈值PV分别如式1和式2所示。

式中，P1—速度级后压力;PT—主汽压力;PS—主汽压力设定值;Pd—汽包压力。

根据上述两公式，机组出现燃料量波动大的异常，在煤种和控制器参数不变的前提下，只能是由于SP和PV之一或两者同时出现异常波动引起。其中主汽压力设定值是机组负荷设定的函数值或者是运行人员的手动输入值，不会出现异常变化，汽包压力是缓慢变化量，在变送器工作正常的情况下也不会出现大起大落式的变化。但速度级后压力和主汽压力均可能由于汽机调门的异常波动产生异常变化。因此，机组燃料量异常波动的原因应着重从汽机侧查找。

4 现场检查及故障处理

2007年10月5日下午，广东电力科学研究院热控专业人员到达现场，按如下步骤检查和处理机组的异常情况。

a)在工程师站上建立主汽压力、主汽压力设定、汽机等效阀位开度设定、汽机等效阀位开度反馈、汽机主控输出、GV1反馈、GV2反馈、GV3反馈、GV4反馈信号记录曲线，实时监视上述信号的变化过程。

b)联系运行人员，投入机组汽机跟随(TF)方式自动，尽量维持主汽压力的稳定。

c)在TF自动运行过程中，对比发现GV3反馈记录曲线中经常出现长毛刺，初步判断为GV3存在卡涩或GV3伺服卡灵敏度调整得不合适。

d)适当调整汽机主控回路调节器参数后，继续观察TF自动运行过程，发现主汽压力每隔3～5分钟出现一次大波动，认真观察和对照GV1～GV4反馈曲线，发现主汽压力每次出现大波动时，GV3反馈均有一根长毛刺出现(见图1)，再次确认故障点在GV3。

1-主汽压力2-主汽压力设定3-理想阀位设定4-理想阀位5-汽机主控输出6-GV3反馈7-GV2反馈8-GV4反馈

e)联系运行人员，继续投入机组汽机跟随(TF)方式，同时，热控人员通过DEH的组态，手动逐步降低GV3控制指令输出直至0%，GV3指令减少的过程中，尽量保持主汽压力稳定。

f)GV3指令实际输出到0%后，主汽压力异常波动的情况消失，但存在2个问题：

GV3指令尽管保持为0%不变，但其阀位反馈仍然有幅度为3%～6%的不规则的波动现象(见图2)，表明GV3处于失控状态;

GV2、GV4比GV1反应迟钝，通常是GV1动作而GV2、GV4不动作，表明GV2、GV4也因EH油质劣化而开始受影响。

1-主汽压力2-主汽压力设定3-理想阀位设定4-理想阀位5-GV3反馈6-GV2反馈7-GV4反馈

g)在GV3退出、GV1、GV2、GV4三个调门调节的情况下，主汽压力波动异常情况消失后，联系运行人员，投入CCBF方式，主汽压力和机组负荷稳定。

h)进行机组升降负荷试验，负荷、压力跟踪良好。

i)10月6日中午，电厂组织人员更换GV3伺服阀。GV3伺服阀更换完毕后，通过强制方式逐步打开GV3后投入正式使用。

j)恢复和调整协调控制器参数后，再次进行机组升降负荷试验，机组负荷、压力跟踪良好，协调控制系统状态恢复正常，燃料量的异常波动现象消失，故障处理过程结束。

5 保证和提高EH油品质的建议

EH油系统采用电液转换器(又称为伺服阀)直接将电信号转化为由油动机油缸的进出油控制，从而控制油动机的行程，这使系统的迟缓率大大降低，汽轮机转速和负荷控制精度大大提高。从上世纪80年代起，国内汽轮机的控制开始使用高压抗燃油的纯电调系统，目前已得到了普遍的推广应用[2]。

汽轮机高压纯电调控制系统中的高压抗燃油，正常工作压力一般在l3～l4MPa，而以前的汽轮机低压纯电调控制系统中的透平油的工作压力一般在2MPa。现在的高压抗燃油控制系统和以前的低压纯电调控制系统相比，工作油压大大提高，因而减小了液压部件的尺寸，改善了汽轮机调节系统的动态特性。

然而，正是由于液压部件尺寸的减小：纯电调系统中的核心部件电液伺服阀的最小通流尺寸为0.025～0.05mm，高压抗燃油系统中的节流孔径为0.46～0.8mm，对高压抗燃油的纯净提出了很高的要求。如果EH油中混入过多的杂质、水、酒精或透平油等，将大大降低EH油的抗燃性，而且可能导致EH油的变质或老化，直接影响系统的正常运行。

因此，在机组运行过程中，如何降低EH油中的颗粒度、减少EH油的含水率和防止EH油产生絮状沉淀，成为EH日常维护的重点工作。

根据以往的经验，为保证和提高EH油品质，提出以下建议：

a)定期进行油质化验，加强化学监督。对于初次冲转并网的新机组，建议每星期采样化验一次;投产超过半年以上的机组，建议每个月采样化验一次。当运行中的抗燃油酸值超过标准时，应及时更换旁路再生系统中的硅藻土滤芯。有关导则中规定，新抗燃油酸值ω(KOH)≤0.08mg/g，现场补油前应取样化验。运行中化验如发现酸值明显上升,ω(KOH)达到0.20mg/g时，需更换硅藻土滤芯,ω(KOH)超过0.4mg/g时，抗燃油已很难再生合格，需全部更换[3]。

b)每星期定期监视旁路再生系统硅藻土及纤维素滤芯的运行状况。当再生系统中油温在43℃～54℃，而压力达到0.21MPa时，需更换滤芯。必要时，采用孔径更小的滤芯。

c)定期对电液转换器进行检测，尽快发现存在的故障和隐患，及时处理。

d)定期检查EH油管路接头、焊口及密封件，防止密封件损坏和接头松脱等故障发生。

e)抗燃油运行温度应控制在55℃以下，个别热点不能超过120℃。对处在高温区的油动机和油管，应采用较好的保温材料对之进行隔热处理。并对布局不合理的EH油管路进行改造，尽量远离高温区。

f)定期跟踪EH油泵电流，油泵电流是反映其流量的重要指标，利用它可以提前发现系统中是否存在压力降低的风险。

g)定期更换油箱顶部呼吸器的滤芯。在再生装置中的硅藻土接近失效或未投入的情况下，由于空气湿度大及昼夜温差等原因，水分会通过呼吸器侵入油箱;呼吸器的滤芯就成为隔离水分的第一道关口。油中的水分和油的氧化是引起油酸值升高的主要原因，若有条件还可增加一套外循环滤水装置。

6 结束语

机组特别是投产不到一年的新机组，如原来投运正常的协调控制系统突然出现不明原因的波动或被迫退出协调自动，在确认各相关变送器工作正常的前提下，应重点检查各汽机调门指令与反馈的变化情况;如发现某个调门动作变化迟钝、调门反馈出现较大的毛刺或调门开、关不受控的现象，均应考虑更换相应的伺服阀。

对于纯电调机组，汽轮机发生调门摆动、卡涩和突变等现象，绝大部分是由于抗燃油品质劣化造成伺服阀油路不畅引起的，抗燃油的品质已成为纯电调特别是高压纯电调系统的一个薄弱环节，保证抗燃油品质是维护工作的重点。因此，做好防范措施是减少汽轮机EH系统故障最有效的方法，对保障机组的安全经济运行具有十分重要的意义。

参考文献

[1]李希武.直接能量平衡法(DEB)协调控制系统分析[J].中国电力,2000(6).

[2]王力国.300MW机组EH油系统故障分析及防范措施[J].电力安全技术,l999(1).

CCS项目 篇7

关键词：600MW机组,发电,超临界机组,锅炉,协调控制系统,预加煤控制,控制

0 引言

华电四川珙县发电有限公司(以下简称珙电)一期建设工程为2×600 MW超临界燃煤发电机组,机组概况如下。

a.锅炉为东方锅炉股份有限公司设计的W型火焰燃烧、超临界参数直流炉。过热蒸汽最大连续蒸发量为1 900 t/h。在额定工况下,过热蒸汽压力为25.4 MPa,温度为571℃;再热蒸汽进、出口压力分别为4.28 MPa和4.1 MPa,进、出口温度分别为311℃和569℃。

b.汽轮机采用东方汽轮机厂生产的600 MW超临界参数、中间一次再热、三缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式汽轮机。额定功率为600 MW,机前主蒸汽压力和温度分别为24.2 MPa和566℃,机前再热蒸汽压力和温度分别为3.993 MPa和566℃。

c.控制系统采用国电南京自动化股份有限公司的TCS3000分散控制系统,包括模拟量控制系统(MCS)、炉膛安全监控系统(FSSS)、顺序控制系统(SCS)、数据采集系统(DAS)、旁路控制(TBC)系统、脱硝控制(SCR)系统、新一代电气监控系统(XECS)、电气厂用电监测系统(ECMS)、小汽轮机电液(MEH)控制、脱硫集散控制系统(DCS)10个子系统。汽轮机数字电液(DEH)控制系统采用东汽-日立H5000M系统。1号机组已于2011年2月完成168 h试运行,控制系统投入良好、品质优良。

1 珙县电厂600 MW机组协调控制系统简介

1.1 机组特性

珙电机组是国产600 MW超临界W型火焰炉的首次成功运用。W型锅炉由下部的拱型燃烧室和上部的辐射炉膛组成。前后突出的炉顶构成炉拱,煤粉喷嘴及二次风喷嘴装在炉拱上,并向下喷射。煤粉气流向下流动扩展,在炉膛下部与二次风、乏气相遇,旋转180°后向上流动进而形成W型。由于其典型的炉膛设计结构、采用较低的一次风率和风速、炉内温度水平高等特点,W型燃烧方式对无烟煤及挥发份低于12%~14%的劣质煤而言,在煤种适应性、稳燃能力、燃烧效率、负荷调节性能等方面具备明显的优势[1]。但由于直流炉的蓄热较小、参数之间耦合严重,超临界机组具有强烈的非线性,W型火焰炉在配风不当时容易引起拱部区域结渣,国内对W型炉在运行、管理等方面经验尚且不足等[2],珙电机组对协调控制系统(CCS)的性能提出了更高的要求。

1.2 CCS总体结构

机炉CCS是将单元机组作为整体来考虑,在保证机组安全、稳定运行的前提下,使机组尽快满足运行人员或中调发出的负荷指令[3]。珙电单元机组CCS总体结构如图1所示。负荷指令处理回路接受中调指令(由AGC得到)或者运行人员设定值,并进行故障减负荷(RB)、机组负荷迫升/迫降(RU/RD)、闭锁增/减(BI/BD)等处理,当机组负荷控制在CCS方式并且无RB、RD、RU等工况时可以参加电网的一次调频,与一次调频信号叠加得到机组负荷指令P0,未在CCS方式运行时负荷指令跟踪机组实发功率;主蒸汽压力设定值F0有滑压和定压2种设定方式,二者可以无扰切换,滑压方式时的设定值由机组负荷经函数发生器得到,定压设定值及其变化速率由运行人员手动设定;机组负荷指令P0、机组实发功率PE、主蒸汽压力设定值F0和主蒸汽压力FT送往锅炉、汽轮机主控回路,得到锅炉主控指令μB和汽轮机主控指令μT,二者分别送往燃料主控系统和DEH控制系统。

1.3 控制策略分析

本机组控制系统根据负荷运算方式不同可分为协调控制、锅炉跟随(BF)、汽轮机跟随(TF)和基本方式(BASE)4种独立的控制方式。

对CCS所调节的2个主要过程参数(机组功率和机前主蒸汽压力)而言:在基本方式下,锅炉燃料手动给定,汽轮机调门由DEH控制系统独立控制;在汽轮机跟随方式下,主蒸汽压力由汽轮机调门自动控制,机组功率由运行人员手动控制;在锅炉跟随方式下,主蒸汽压力由锅炉燃烧率自动控制,汽轮机调门由DEH控制系统独立控制;在协调控制方式下,主蒸汽压力和机组功率均为自动控制。

1.4 协调控制方案

协调控制从能量平衡的观点出发,揭示了其本质特征,即根本任务在于维持机组运行过程中的能量平衡,包括机组发电和电网需求的能量平衡、机炉之间能量供需的平衡和锅炉内部各子系统之间物质、能量传递的平衡等[4],而其主要矛盾在于对具有大惯性、大迟延的锅炉和响应速度较快的汽轮机之间的协调。本机组的CCS设计为以锅炉跟随为基础的综合协调控制方式,功率偏差和汽压偏差信号同时送到锅炉和汽轮机主控制器,锅炉和汽轮机两侧控制系统同时承担调节功率和压力的双重任务,能够减少机炉两侧的互相影响,具有负荷响应较快的特点[5]。缺点是当主蒸汽压力发生变化之后锅炉主控才开始动作,加上锅炉本身由于风烟系统、汽水系统、制粉系统等造成的大滞后特性,机组运行的稳定性不够理想。

原CCS方式下锅炉主控方案如图2所示。CCS中的锅炉主控操作器设计有2路信号进行切换:来自锅炉跟随和CCS的控制指令。在CCS方式时,锅炉主控指令的形成由主蒸汽压偏差和功率偏差经PID调节输出加上前馈信号给出,前馈信号包括机组负荷指令的比例微分和压力设定值的微分。

2 CCS的改进及应用

上述CCS的负荷指令前馈加PID反馈调节方案的核心思路在于将整个控制系统整定成为一个开环调节的方式,反馈部分只起到小幅调节作用。但前馈控制回路很难精确整定,在机组升降负荷过程中响应速率较低,燃料和给水等控制量波动较大,影响机组运行的稳定性和经济性,因此对原CCS采取了合理的优化措施。

2.1 锅炉主控前馈的改进

锅炉主控改进后的方案如图3所示,其中闭环调节工作回路没有改变,而对前馈方案进行了改进。

模拟量选择开关“T”之前的信号有2路前馈可供选择。在机组变负荷工况时仍采用原来的将机组负荷指令的比例微分信号加上压力设定值的微分作为前馈,使系统在负荷变化时能尽量加速锅炉侧的动作,最大限度地降低锅炉的迟滞和惯性对升降负荷的影响。在稳定工况时采用主蒸汽压力的微分加上直接能量平衡(DEB)信号F0F1/FT作为前馈,由于调节级压力F1和机前压力FT之比能够表示汽轮机调节汽门的有效截流面积或开度,因此直接能量平衡信号能够精确地代表汽轮机对锅炉的能量需求,且只反映外扰(汽轮机调节汽门开度)的变化[6],在机组稳定负荷工况时采用该信号作为前馈,能够加强机组运行的稳定性。主蒸汽压力及其设定值的变化则反映了机炉能量平衡情况。主蒸汽压力微分回路的作用是在机炉能量不平衡时提前对锅炉进行调节,同时也能起到抑制锅炉内扰的作用,但该作用不能过强,否则易引起负荷振荡。

2.2 机组蓄热的合理利用

尽管直流炉蓄热能力较小(约为同参数汽包炉的1/4~1/2),但仍需适度利用以提高变负荷时的负荷响应速度,因此在升降负荷过程中应当允许主蒸汽压力在允许的范围内变化,通过释放或存贮机组的蓄热来加快机组的功率响应。珙电的具体实施方案为变负荷时将机组负荷指令和机组实发功率的偏差经过死区环节后叠加到主蒸汽压力设定值上,暂时反方向改变主蒸汽压力设定值,变负荷结束后再恢复到原来的滑压曲线。

2.3 预加煤技术的引进

与图2相比,图3中的锅炉主控前馈还增加了预加煤回路。预加煤控制技术是基于增量式函数观测器IFO-KΔx的状态反馈和PID调节的综合协调系统[7],能够提前反映负荷的变动情况,具有预测控制的属性和特征。

预加煤技术实际是指当机组由稳态切换为变负荷状态时,根据机组目标负荷和实际负荷的偏差状况以及主蒸汽压力波动状况对锅炉主控指令进行智能超调,从而加强、加快锅炉主控的输出,及时改变燃料和给水量,以补偿锅炉的大滞后特性,提高控制系统的自适应能力。超调的量以及持续作用的时间由机组目标负荷和实际负荷的偏差经函数修正后得到,如图4所示,其中,P1为机组目标负荷,I为效果累计,LAG为一阶惯性环节,T1为脉冲时间,函数f1(x)、f2(x)、f3(x)、f4(x)经现场试验整定后确定。当偏差较大时,叠加在锅炉主控上的前馈信号较强,且持续时间也较长;偏差较小时,叠加在锅炉主控上的前馈信号较弱,持续时间也较短。变负荷结束后再减去经过修正后的预加煤前馈,维持锅炉输入输出能量平衡。

2.4 应用效果

进行上述改进和整定后,机组稳定性得到增强,负荷响应能力也有明显提高。图5是当机组负荷在430~530 MW段变化时的实际运行曲线,起始时刻为2011-07-02 T 14:59:59。可以看出,在滑压运行方式下机组负荷指令以12 MW/min速率变化时,预加煤前馈效果明显,负荷响应基本没有纯延时,几乎同时和设定值达到目标值,最大偏差为±3.0 MW;主蒸汽压力最大偏差为±0.5 MPa,能够满足电网调度对机组AGC的要求。机组运行稳定,各模拟量控制子系统的调节效果良好。

3 结论