STAG209E燃气-蒸汽联合循环机组疏水自动控制的研究与应用

童振翔，黄月丽，曹 鑫，茅珈浩，汤可人，潘雪澄，陈海文，胡孟文，杜嘉奇

（华电浙江龙游热电有限公司，浙江 龙游 324400）

0 引言

火力发电厂机组启动过程，随着蒸汽温度压力升高，蒸汽与管道发生热交换。当管道温度低于蒸汽温度时，蒸汽温度降低，从而使蒸汽过热度下降。当蒸汽温度低于当前压力下的饱和温度时，部分蒸汽凝结产生凝结水，在高速流动蒸汽的推动下，凝结水在热力系统管道、阀门内产生强烈撞击，损坏管道和阀门。若凝结水未及时排出，会随着蒸汽进入汽轮机，与叶片发生撞击，使叶片损伤甚至断裂[1]。此外，由于蒸汽与凝结水的温度不同，会使金属局部产生温差，引起差应力，加速设备变形甚至爆管，减少设备使用寿命。因此，机组启动过程中，应及时排出热力系统管道内产生的凝结水[2]。

目前，火力发电机组疏水系统以半自动控制方式为主，通过人为手动操作电动疏水阀实现系统的疏水[3]。由于人为疏水存在重大安全隐患，某厂开展针对STAG209E 燃气-蒸汽联合循环机组疏水自动控制的研究，结合机组二拖一、一拖一、冷态、热态等多种工况，通过逻辑组态设计，实现机组在启动阶段全厂疏水阀组的自动控制功能。

1 课题研究背景

1.1 现状介绍

某厂建设有一套STAG209E 燃气-蒸汽联合循环机组，由2 台燃气轮机发电机组，2 台余热锅炉，1 台抽凝式蒸汽轮机发电机组和1 台背压式蒸汽轮机发电机组组成。燃气轮机发电机组和蒸汽轮机发电机组为二拖一分轴布置。

燃机排气进入余热锅炉，通过各受热面产生热交换，余热锅炉产生的蒸汽进入汽轮机做功。余热锅炉分为高压汽包、低压汽包以及除氧器系统，高压系统产生高压过热蒸汽经过高压主蒸汽管道进入汽轮机做功，低压系统产生低压过热蒸汽经过低压主蒸汽管道进入汽轮机第11 级做功。从余热锅炉主蒸汽管道到汽轮机进汽门共布置了30 个气动疏水阀，其中两台余热锅炉高压系统各布置了4 个气动疏水阀，低压系统各布置了2 个气动疏水阀；汽轮机高压主蒸汽管道共布置13 个气动疏水阀，汽轮机低压主蒸汽管道共布置5 个气动疏水阀，汽轮机本体布置了8 个气动疏水阀。

投产以来，机组日开夜停调峰运行。在机组启动过程中，各疏水阀采用手动控制，由于机组运行工况的多样性且热力系统疏水阀布置数量多，加之人员操作规范性不一等问题，造成机组疏水系统操作方式不同，使机组运行的经济性相差较大[4]。

1.2 问题与分析

二拖一机组具备较为复杂且多样的运行方式，可分为一拖一与二拖一方式运行。根据机组启动时汽轮机高压内缸温度，又可分为冷态启动与热态启动。结合燃机启动先后顺序，共有8 种启动工况，设计应用较为复杂。

原有设计仅根据过热度进行判断，执行疏水阀自动开、关操作，无法满足机组热态启动工况的需求[5]，且相关疏水阀可参照的过热度并不能完全表征蒸汽管道实际运行情况。因此，该操作方式已无法保证可靠疏水，严重影响机组的安全经济运行。

现结合机组的运行状态，基于DCS 系统逻辑组态的研究应用，实现疏水的自动控制，并完善系统相关温度过热度显示，规范运行人员对疏水系统的运行监控，保障机组安全经济运行[6]。

1.3 研究意义

机组疏水系统在火力发电厂中对安全、经济运行起着重要作用。实现燃气-蒸汽联合循环机组疏水系统的自动控制功能，提升设备自动化应用水平，能有效减少运行人员操作工作量及误操作，实现“技防”与“人防”相结合，从而提升余热锅炉和汽轮机系统的安全，并保障整套机组的经济运行。

2 研究与实施

2.1 项目研究范围

对燃气-蒸汽联合循环机组疏水系统现存的问题进行分析，研究实现自动控制，主要范围与内容：

1）掌握目前疏水阀控制的现状。

2）增加主蒸汽管道各温度测点过热度显示。

3）区分“二拖一”与“一拖一”工况，“二拖一”工况又分先启与后启。

4）区分“冷态”与“热态”工况。

5）不同的疏水阀开关条件依据的过热度测点选择。

6）过热度上升证实逻辑设计。

7）疏水阀后管路畅通判据。

8）蒸汽流量证实。

9）系统全过程自动控制的设计与应用。

2.2 方案研究与应用

2.2.1 方案的目标

机组疏水系统自动控制研究的目标：①在主蒸汽管道各温度测点均增加过热度显示，便于运行人员监控；②疏水阀自动开关逻辑符合蒸汽系统管道运行要求；③保证疏水充分，即在保证机组安全的前提下提高经济性；④根据机组启动工况，顺控开关疏水阀，实现疏水的全程顺控[7]；⑤减少人为操作偏差及失误的可能性，实现“技防”与“人防”相结合。

2.2.2 结合运行操作规程进行控制策略研究

将疏水系统分为锅炉侧高低压疏水系统与汽机侧高低压疏水系统，按照3 个系统并结合具体工况进行设计。

通过DCS 系统逻辑组态功能，将机组疏水系统启动状态分为冷态、非冷态工况，根据汽轮机上缸内壁温度来区分工况。其中，又细分为“一拖一”以及“二拖一”工况。“二拖一”非冷态关和冷态关细分为有无“二拖一后启1 号”工况，即两个工况细分为10 个子工况。燃机启动后，结合汽轮机的状态分别在燃机“start 至点火”“点火至并网”“真空＜-50KPa”“汽轮机挂闸”阶段自动开疏水阀；根据所启动的燃机以及先后顺序，判断主蒸汽优选过热度、蒸汽流量满足要求，对锅炉高、低压主蒸汽管道，汽机高、低压主蒸汽管道总计30 个疏水阀实施了全程自动开、关功能[8]。

2.2.3 控制逻辑实现顺控功能

2.2.3.1 余热锅炉高低压疏水阀组（12阀）

1）#1（2）号余热锅炉过热器疏水阀组（共6 个：高压过热器1 疏水阀、高压过热器2 疏水阀、低压过热器疏水阀）。

① 冷态顺控开：3 号机上缸内壁温度≤200℃，主蒸汽过热度＜21℃，燃机启动后。

② 冷态顺控关：3 号机上缸内壁温度≤200℃，疏水阀后管路畅通、主蒸汽过热度＞21℃，主蒸汽流量证实。

图1 余热锅炉高低压疏水12阀组逻辑组态Fig.1 Logic configuration of high and low pressure drain 12 valve groups of waste heat boiler

③ 非冷态顺控开：3 号机上缸内壁温度＞200℃，燃机启动后。

④ 非冷态顺控关：3 号机上缸内壁温度＞200℃，疏水阀后管路畅通，主蒸汽过热度＞21℃且有上升趋势，主蒸汽流量证实。

2）#1（2）号余热锅炉集箱疏水阀组（共6 个：高压过热蒸汽集箱疏水阀、高压过热蒸汽减温器疏水阀、低压过热蒸汽集箱疏水阀）。

① 冷态顺控开：3 号机上缸内壁温度≤200℃，主蒸汽过热度＜21℃，燃机启动后。

② 冷态顺控关：3 号机上缸内壁温度≤200℃，疏水阀后管路畅通、主蒸汽过热度＞21℃，主蒸汽流量证实。

③ 非冷态顺控开：3 号机上缸内壁温度＞200℃，燃机点火后。

④ 非冷态顺控关：3 号机上缸内壁温度＞200℃，疏水阀后管路畅通，主蒸汽过热度＞21℃且有上升趋势，主蒸汽流量证实。

上述控制逻辑组态与画面如图1、图2 所示。

2.2.3.2 汽机低压主汽疏水阀组（5阀）

1）#1（2）号低压主汽并汽门前疏水。

① 冷态顺控开：3 号机上缸内壁温度≤200℃，低压主蒸汽过热度＜21℃，燃机启动后。

② 冷态顺控关：3 号机上缸内壁温度≤200℃，低压主汽并汽门在开位、低压主汽并汽门后过热度＞21℃，低压主蒸汽过热度＞21℃，低压主蒸汽流量证实。

③ 非冷态顺控开：3 号机上缸内壁温度＞200℃，燃机点火后。

图2 余热锅炉高低压疏水12阀组DCS画面Fig.2 DCS picture of high and low pressure drain 12 valve groups of waste heat boiler

④ 非冷态顺控关：3 号机上缸内壁温度≤200℃，低压主汽并汽门在开位、低压主汽并汽门后过热度＞21℃且有上升趋势，低压主蒸汽过热度＞21℃，低压主蒸汽流量证实。

2）#1（2）号低压主汽旁路阀前疏水。

① 冷态顺控开：3 号机上缸内壁温度≤200℃，低压旁路压力调节阀前过热度＜21℃，燃机启动后。

② 冷态顺控关：3 号机上缸内壁温度≤200℃，低压旁路压力调节阀前过热度＞21℃，低旁的阀位＞10%。

③ 非冷态顺控开：3 号机上缸内壁温度＞200℃，燃机点火后。

④ 非冷态顺控关：3 号机上缸内壁温度≤200℃，低压旁路压力调节阀前过热度有上升趋势，低旁的阀位＞10%。

3）低压补汽阀组前疏水。

① 顺控开：1 号（或2 号）燃机点火且3 号机未并网。

② 顺控关：汽机汽轮机入口低压主汽过热度＞21℃，补汽调节阀行程＞10%，低压已完成并汽。

上述控制逻辑组态与画面如图3、图4 所示。

2.2.3.3 汽机高压主蒸汽疏水阀组（13阀）如图5、图6所示

1）#1（2）号汽机高压主汽门前疏水。

① 顺控开：燃机点火或并网且3 号机未并网，3 号机真空＜-50KPa。

② 顺控关：汽机高压主汽门前过热度＞21℃，汽机高压调门1 开度＞10%或汽机高压调门2 开度＞10%，3 号机已并网。

2）汽机电动主汽门前疏水。

① 冷态顺控开：3 号机上缸内壁温度≤200℃，汽机电动主汽门前过热度＜21℃，燃机启动。

图3 汽机低压主汽疏水5阀组逻辑组态Fig.3 Logic configuration of steam turbine low pressure main steam drain 5 valve groups

② 冷态顺控关：3 号机上缸内壁温度≤200℃，汽机电动主汽门前过热度＞21℃，汽机电动主气门或旁路门在开。

③ 非冷态顺控开：3 号机上缸内壁温度＞200℃，燃机点火且3 号机未并网。

④ 非冷态顺控关：3 号机上缸内壁温度＞200℃，汽机电动主汽门前过热度＞21℃且在上升趋势，汽机电动主气门或旁路门在开。

3）1#（2）号高压主汽并汽门前疏水。

① 冷态顺控开：3 号机上缸内壁温度≤200℃，高压主蒸汽过热度＜21℃，燃机启动。

② 冷态顺控关：3 号机上缸内壁温度≤200℃，高压主蒸汽过热度＞21℃，高压并汽门在开，高压主汽流量证实。

③ 非冷态顺控开：3 号机上缸内壁温度＞200℃，燃机点火。

④ 非冷态顺控关：3 号机上缸内壁温度＞200℃，高压主蒸汽过热度＞21℃且有上升趋势，高压并汽门在开，高压主汽流量证实。

4）#1（2）号高压主汽旁路前疏水。

① 冷态顺控开：3 号机上缸内壁温度≤200℃，高压旁路调节阀前过热度＜21℃，燃机启动。

② 冷态顺控关：3 号机上缸内壁温度≤200℃，高压旁路调节阀前汽过热度＞21℃。

③ 非冷态顺控开：3 号机上缸内壁温度＞200℃，燃机点火。

④ 非冷态顺控关：3 号机上缸内壁温度＞200℃，高压旁路调节阀前过热度＞21℃且有上升趋势。

5）高压主蒸汽母管疏水。

图4 汽机低压主汽疏水5阀组DCS画面Fig.4 DCS picture of low pressure main steam drain 5 valve groups of steam turbine

① 冷态顺控开：3 号机上缸内壁温度≤200℃，优选过热度＜21℃，燃机启动。

② 冷态顺控关：3 号机上缸内壁温度≤200℃，并汽门状态优选过热度＞21℃，优选并汽门状态位确认。

③ 非冷态顺控开：3 号机上缸内壁温度＞200℃，燃机在点火且3 号机未并网。

④ 非冷态顺控关：3 号机上缸内壁温度＞200℃，并汽门状态优选过热度＞21℃且有上升趋势，优选并汽门状态位确认。

6）背压机入口电动门前疏水。

① 冷态顺控开：3 号机上缸内壁温度≤200℃，背压机电动主汽门前过热度＜21℃，燃机启动。

② 冷态顺控关：3 号机上缸内壁温度≤200℃，1 号炉高压主汽并汽门在开位或2 号炉高压主汽并汽门在开位，背压机电动主汽门前过热度＞40℃，优选并汽门状态位确认。

③ 非冷态顺控开：3 号机上缸内壁温度＞200℃，燃机点火且3 号机未并网。

④ 非冷态顺控关：3 号机上缸内壁温度＞200℃，背压机电动主汽门前过热度＞21℃且有上升趋势，优选并汽门状态位确认。

7）高压主蒸汽至高（低）压减温减压器疏水。

① 冷态顺控开：3 号机上缸内壁温度≤200℃，高压主蒸汽母管过热度＜21℃，燃机启动。

② 冷态顺控关：3 号机上缸内壁温度≤200℃，高压主蒸汽母管过热度＞21℃。

③ 非冷态顺控开：3 号机上缸内壁温度＞200℃，燃机点火且3 号机未并网。

④ 非冷态顺控关：3 号机上缸内壁温度＞200℃，高压主蒸汽母管过热度＞21℃且有上升趋势。

图5 汽机高压主汽疏水13阀组逻辑组态Fig.5 Logic configuration of steam turbine high pressure main steam drain 13 valve groups

8）#1（2）号高压主汽出口疏水。

① 冷态顺控开：3 号机上缸内壁温度≤200℃，高压主蒸汽过热度＜21℃，燃机启动。

② 冷态顺控关：3 号机上缸内壁温度≤200℃，高压主蒸汽过热度＞21℃，高压主汽流量证实。

③ 非冷态顺控开：3 号机上缸内壁温度＞200℃，燃机点火。

④ 非冷态顺控关：3 号机上缸内壁温度＞200℃，高压主蒸汽过热度＞21℃且有上升趋势，高压主汽流量证实。

上述控制逻辑组态与画面如图5 和图6 所示。

2.3 应用效果

综上所述，燃气-蒸汽联合循环机组疏水自动控制的研究与应用，实现了联合循环机组启动后，自动判断运行工况并根据机组运行工况（冷态、热态、一拖一、二拖一）实现顺控开关疏水阀和疏水的全程顺控功能；减少了运行人员人为操作偏差及失误的可能性，实现“技防”与“人防”相结合，在保证机组安全的前提下，提高了整套机组运行的经济性。

3 结束语

图6 汽机高压主汽疏水13阀组DCS画面Fig.6 DCS picture of steam turbine high pressure main steam drain 13 valve groups

本项目是基于DCS 系统逻辑组态功能，实现燃气-蒸汽联合循环机组疏水的自动控制[9]，随着智慧电厂建设的推进，为二拖一分轴机组实施APS 技术研究具有一定实践与借鉴意义。

通过项目的应用，对机组安全经济运行有极大的提升与保障，并取得了一定的节能降耗作用。