一、概述
当前，火力发电机组正朝着大容量、高参数方向发展。对于热控设计而言，超超临界机组与以往亚临界机组最大不同处在于超超临界参数热工测点的设置、安装附件及材料的选用、安装方式确定等方面。由于超超临界机组在我国属于高新技术范围，加上我国现行的电力行业标准中未涉及超超临界机组热工测点设置、安装附件及材料选用、安装方式确定等的相关规定，造成在设计时无现成的导则可循，这给热控设计提出了新的课题。
浙江国华宁海电厂二期工程2×1000MW超超临界机组，机组序号为#5、#6，三大主机采用上海电气集团产品，采用海水二次循环冷却系统。本文将简介宁海二期工程超超临界参数测量及浓缩海水测量仪表测点设计及优化情况，供工程设计参考。
二、特殊工艺参数的热工检测
2.1 超临界参数的检测设计特点
严格意义上的超临界参数应该是压力超过临界压力且温度超过临界温度的参数，本工程中我们将压力超过临界压力的高压给水系统(以及相关的锅炉启动再循环系统、过热器减温水系统、高旁减温水系统)测点也作为超临界参数考虑。
超临界参数的检测设计，关键在于为测量导管和仪表阀门选择合适的材质和规格，以及与此相适应的安装方式。本工程超临界参数的仪表管路设计遵循ASME B31.1-2001标准，并由业主方召集监理、施工安装等各部门的仪表、材料、焊接方面专家，于2007年6月在宁海电厂共同开了超临界参数测点安装方式评审会，讨论确定了本工程超临界参数的检测设计原则。
取压短管选用与主管道同材质(主汽：P92，给水15NICuMoNb5，由主管道厂配供);设计依据为ASME B31.1-2001中的122.3.2 (A.1)。
主汽测量一次门前后管路材质均采用P92。根据ASME B31.1-2001 中的122.3.2 (B.1)及(B.2.1)，一次门和排污门均应能承受主管道的设计压力和温度;超临界参数测点安装方式评审会讨论确定要避免现场出现P92材料与异种钢焊接，故一次门、一次门后管路、排污门均采用了与主管道相同的材质。
高压给水系统测点一次门前后管路均选用12Cr1MoV。这是因为锅炉启动再循环系统的测点存在超过400℃的工况，奥氏体不锈钢1Cr18Ni9Ti在400～850℃范围内缓慢冷却时，在晶界上有高铬碳化物析出，造成碳化物临近部分贫铬，引起晶间腐蚀倾向，用于400℃以上温度时，使用寿命会受到一定影响;而12Cr1MoV是最普遍使用的合金热强钢，广泛应用于580℃下的场合，与主管道材质15NiCuMoNb5及阀门材质316H进行焊接也没有问题。
再热热段测点压力不到8MPa，但因主管温度高达610℃，取压短管、一次门前管路及一次门均选用与主管道相同的P92材料;一次门后管路按主管压力下饱和蒸汽温度(约295℃@8MPa)设计，采用普通的不锈钢1Cr18Ni9Ti，一次门配供过渡段并负责解决P92与异种钢焊接问题。
主蒸汽管道、热再热蒸汽管道、低压旁路进口管道材质均为P92。目前国内对异种钢的焊接均需进行特别培训和工艺评定，程序较复杂，特别是P92与异种钢焊接对热处理的要求比较苛刻，应尽可能避免异种钢焊接。同时本工程业主方也有在主汽、给水等高温高压管道上的测温套管应采用与主管道相同材质的明确要求。遵循此设计原则，本工程主蒸汽和热再热蒸汽管道热电偶保护管采用P92材料制作，给水系统热电偶保护管采用15NiCuMoNb5材料制作，其他应用场合的热电偶和热电阻保护管采用不锈钢。
测温保护套管采用深盲孔技术加工，整个保护管为一体式金属结构。为了降低加工难度，节省进口材料，同时兼顾检修维护的方便，测温保护套管在确保插入深度和焊接长度的前提下尽量短，并以螺纹接口的不锈钢1Cr18Ni9Ti接长管伸出主管道保温层。
用于测温套管制造的P92材料量不大且在国内采购比较困难，本工程将主汽、热再管道上的P92测温保护套管纳入了工艺四大管道管件合同进行采购;给水管道上的15NiCuMoNb5测温保护套管则随其它测温仪表和热元件一起在国内招标采购。四大管道上的测温保护套管均由配管厂负责焊接，全部温度大于600℃或压力大于10MPa的主汽、热段、低旁、给水温度测点(含性能试验测点)套管采用外加测温管座焊接的方式。测温管座材质与主管道相同，管座的强度及焊缝的剪应力均经过有关单位核算，由配管厂负责制造和焊接;焊接完毕要进行严格的探伤和热处理。
2.2 浓缩海水压力温度参数的检测设计特点
本工程采用海水二次循环，汽机房开式循环水系统及循环水泵房系统的部分测量对象为较高温度的浓缩海水，腐蚀性较强，测点安装形式以不影响主管道的阴极保护、便于更换为原则。一次门前管路尽量短，采用与主管道相同的材质并配用相同材质的法兰，选择了DN80的较大管径，利用主管道的阴极保护实现一次门前管路的防腐。一次门采用法兰连接的PVC球阀，阀门的PVC法兰需要根据阀门两端所需连接的不同标准的法兰进行现场开孔;温度测点采用法兰安装方式，测温保护套管及法兰材质为耐海水材质(哈氏合金C-276)，而与之对接的法兰材质为与主管道相同的碳钢，安装时必须确保两片法兰之间的绝缘，螺栓、螺母、垫圈等均采用耐腐蚀的绝缘材料。
三、与热力系统设计特点相适应的测点设置
3.1 主蒸汽、再热蒸汽和汽机旁路系统测点设置
● 主蒸汽和热再热蒸汽母管疏水阀门控制相关测点
主蒸汽管气动疏水阀设置在主汽疏水管道上，以排除机组启、停过程中主汽管内的凝结水。为两位式阀，失气时处于开启状态。该阀用汽机侧主蒸汽管道内的蒸汽温度与锅炉汽水分离器出口蒸汽温度之差来控制，负荷控制作为备用手段;汽轮机跳闸或汽机侧主蒸汽管道内的蒸汽温度与锅炉汽水分离器出口蒸汽温度之差小于50～60℃时自动开启;机组负荷小于规定值时自动开启(作为备用手段)。
● 主蒸汽流量的测量
一般工程中，当需要主蒸汽流量信号参与调节时，主蒸汽流量信号通常采用汽机第一级压力计算获得。本工程主蒸汽流量信号主要用于负荷调节回路、给水调节设定值计算、过热蒸汽和再热蒸汽疏水调节阀的联锁控制以及其它调节回路中设定值的计算;采用西门子技术的汽机DEH控制中需要主蒸汽流量测量信号，当主蒸汽流量低于15%时，汽机将限制升速速率。由于西门子的汽轮机没有设置第一级压力检测，无法计算得到准确的主汽流量，主蒸汽流量低于15%时，尚未达到锅炉最低直流负荷，也不能以给水流量代替主汽流量。所以在锅炉一级过热器出口装设了流量喷嘴测量主蒸汽流量。
● 汽机旁路控制系统相关测点
本工程设计了100%的旁路系统，以旁路装置作为锅炉安全门，同时还用于机组启动、FCB、RUNBACK等工况。本工程设计中将旁路控制纳入机组DCS中，旁路控制放置的DCS中带来的优点是：主蒸汽、再热蒸汽压力测点与MCS系统合用，控制系统硬件统一，便于电厂检修人员日后培训和维护。基于旁路装置作为锅炉安全门的用途，根据相关保护规定，本工程增设了独立于DCS的快开高旁硬手操按钮。
3.2 锅炉启动旁路系统测点设置
本工程采用的超临界直流锅炉设计有启动旁路系统。锅炉启动旁路系统锅炉启动时，需保证直流炉水冷壁的最小流量，当负荷小于锅炉最低直流负荷时，汽水分离器处于有水状态(即湿态运行)。此时，通过水位控制阀完成对分离器水位控制及最小给水流量控制;当负荷上升等于或大于锅炉最低直流负荷时，给水流量与锅炉产汽量相等，为直流运行方式，进入干态运行，汽水分离器变为蒸汽联箱使用。汽水分离器贮水罐上设有用于水位控制的三重冗余小量程水位变送器，以及一个供监视用的大量程变送器。
锅炉启动再循环管路上设有流量测点;而启动循环泵最小流量循环流量则没有测点。我们曾考虑调整测点位置以兼顾两者的可能性，但由于锅炉启动再循环调节阀与启动循环泵最小流量再循环调节阀在启动过程中必然存在同时开启的情况，流量测点如果设在启动循环泵出口与最小流量接管之间，测得的是启动循环泵的流量，可用于启动循环泵最小流量再循环调节阀的控制，但不能用于补充给水流量的计算。由于启动循环泵进出口差压在一定程度上反映了启动循环泵的流量，根据锅炉启动再循环流量及启动循环泵进出口差压信号控制启动循环泵最小流量再循环调节阀，能够有效避免泵的汽蚀，故不再增设启动循环泵最小流量循环流量测点。
3.3 主给水流量的测量
一般工程中给水流量测点通常设在省煤器入口之前的给水母管上，本工程因锅炉设有启动旁路系统，给水流量测点装设在省煤器之后，这样可以保证给水流量测量值能够适应各种运行工况：在锅炉启动阶段，测量装置测量的是给水及启动循环水总流量，在直流运行状态为机组给水流量。如装设在启动再循环管之前的话，在锅炉启动阶段，流量测量装置只能测量约5%BMCR的补充给水流量，如采用此给水流量信号参与机组保护，则会触发机组MFT保护逻辑中给水流量低低(<25%)保护信号，造成不必要的保护动作。
在#5机组吹管期间，调试单位发现省煤器出口流量测量存在以下问题：
1)省煤器出口流量的测量在锅炉炉水循环建立后，只要炉水有一定的过冷度，它还是能比较正确的反应水冷壁入口实际流量。但在锅炉停运阶段或其它出现压力快速下降的异常工况时，该测点显示上下大幅波动。
2)在锅炉给水中断后，该流量测点并不会归零，而是保持约1000多t/h，甚至更大的流量显示。
3)该流量测点安装在省煤器出口。省煤器的大容量缓冲了给水流量测量的灵敏性，即它不能快速响应给水出口流量或再循环流量的变化，给水的自动控制很难实现。
锅炉厂提供的ALSTOM给水控制策略显示，给水泵的最终调节的是给水流量设定值(干、湿态不同，流量设定值的形成不同)和实际锅炉给水流量的偏差。实际锅炉给水流量只是一个计算值(锅炉的实际给水流量=省煤器出口流量-锅炉再循环流量)，一旦省煤器出口流量或再循环流量测点失准，就极其容易导致给水控制异常。
上述问题由业主提交给锅炉厂后，锅炉厂回复传真，推测是因炉水汽化导致测量不准，并说省煤器出口给水流量减去锅炉再循环流量不是锅炉实时给水流量，要求在锅炉给水泵出口管道上再装设流量计供给水流量调节用。
我们分析认为，由于吹管期间给水泵要经过多次启停，给水泵未投运时，前置泵扬程仅有153米，省煤器出口集箱标高就有110米，出现上述1)、3)测量问题极可能是由于省煤器内炉水汽化所导致，真正需要投入给水自动控制时一般不会出现这种情况。而问题2)的出现是因为流量喷嘴布置在立管上，被测介质流向为由上至下，给水中断后主管内无水而流量测量高低压侧导管中仍存在的水柱高差所导致，这是可以通过其它参数进行逻辑判断的。在锅炉给水泵出口管道上再装设流量计是否必要值得商榷。
3.4 凝结水系统测点设置
本工程凝结水系统的设计中除氧器水位在正常运行工况采用三冲量调节(给水流量、凝结水流量、除氧器水位)，主要通过除氧器水位调节阀进行控制;而系统补水通过热井水位调节凝结水补水调节阀来控制。这样，当机组负荷变化引起给水流量变化时，调节系统能够更为及时有效地维持除氧器水位，同时避免了单纯因除氧器水位变化而对系统内工质总量进行不必要的调整。由于需要测量进入除氧器的凝结水流量，需要分别设置凝结水流量及凝结水泵再循环流量测点。
3.5 抽汽系统测点设置
汽机厂提供的参考资料要求对抽汽逆止阀采取三种控制策略：1、3、5、6级抽汽止回阀根据对应的加热器水位控制;1、3级抽汽至髙加止回阀以及至小机及辅助蒸汽的4级抽汽止回阀根据止回阀前后差压控制;1、3、4、5、6级抽汽止回阀同时还根据汽机负荷进行控制。
其中，按照西门子汽轮机的设计，抽汽逆止门的前后装设有差压变送器，当前后差压大于3.2kPa时，抽汽逆止阀才开启，而当抽汽流量减小引起逆止阀前后差压低时及时关闭逆止阀。由于工艺专业抽汽逆止阀通流特性的差异，以及不同负荷条件下抽汽参数的变化比较复杂，通过差压控制抽汽逆止阀开闭难以可靠实施，故在其编制的系统设计说明中没有采用该控制策略;但热控设计时仍按汽机厂要求设置了相应的差压测点。
结合本工程抽汽系统的结构特点，对1、3、4级抽汽母管止回阀采取了根据汽机负荷及止回阀前后差压进行控制的策略;对1、2、3、5、6级抽汽至对应加热器管路上的止回阀采取了根据加热器水位及汽机负荷进行控制的策略;对4级抽汽至小汽机管路上的止回阀采取了根据小汽机运行状态进行控制的策略。对于2级抽汽母管止回阀，由于本工程设有FCB功能，汽机跳闸时当再热冷段参数降低到一定程度后，有可能需要通过2级抽汽提供辅助蒸汽以维持小汽机低压供汽，确保锅炉给水，故其控制策略有别于其它阀门。
此外，按照我国汽机防进水设计导则，抽汽管道应装设上下部温度测点，用于监视上下温差，防止有水进入汽轮机。但据了解在部分国外设计中，抽汽管道的水平管段上并未装设上下温度测点。由此看来，装设抽汽管道上下管壁温度测点并不是国际通用的强制要求。但为满足我国的汽机防进水设计要求，我们还是在逆止阀后抽汽管道第一个水平管段上的顶部和相应位置的底部设置了一对热电偶，温差大时在控制室报警。
四、测点设计优化
4.1 汽机旁路控制系统(TBC)测点优化
宁海工程设置100%BMCR容量的高压旁路，没有过热器安全门，由高旁阀兼作主汽过压保护。在锅炉厂提供的汽水系统图中，两个三级过热器左右出口共四根主汽管，在高旁阀接口后汇合为左右两根主汽总管。三级过热器出口的四根主汽管上共布置了6个PT及3个PS，PT用于MCS控制，PS用于主汽过压保护。这是基于ALSTOM公司的设计。同时，西门子旁路系统资料要求在四根高旁入口管上各设置两个PT，用于旁路控制。
由于本工程旁路系统的控制纳入了机组DCS，我们对这些PT进行了合并，共设了8个PT，使四根主汽管上均有了冗余设置的测点;这个修改是合理且必要的，其必要性在后来与四大管道配管厂进行测点配合时得到了验证：四根主汽管上的三通直接与高旁阀相连，高旁阀前没有可以布置测点的入口管道。
为了使左右侧过压保护测点对称布置，同时不改变旁路系统原有的三取二硬接线保护逻辑，本工程增设了一套过压保护装置(3个PS)，并将PS的测点位置移到主汽总管上，左右侧各3点。
4.2 汽机侧的主汽压力测点优化
本工程所采用的西门子公司SPPA-T3000分散控制系统，其监控网络是以冗余容错服务器相互连接的两层网络，其中上层网络为操作运行网络(应用数据公路 SINEC H1 FO环网)，下层网络为自动控制网络(自动数据公路 SINEC H1 FO环网)。两台机组监控共配置了5套冗余容错服务器，其中两机组公用DCS网络配置了一套，汽机厂为每台机组的DEH/ETS系统配置了一套。5套冗余容错服务器所连接的上层操作运行网络按 #5DEH——#5机组——公用网络——#6机组——#6DEH的顺序，以网桥将五个应用数据公路 SINEC H1 FO环网连接在一起;下层自动控制网络的五个自动数据公路 SINEC H1 FO环网则相互独立。
上述网络结构使本工程机组DCS监控网络根据冗余容错服务器的配置分为五个网段，按通常的理解，可以看作是五套在操作运行层面联网的DCS。
SPPA-T3000分散控制系统是西门子公司新推出的系统，近年在国内工程中逐渐有一些应用。从理论上讲，其不同网段采集的过程数据在整个网络中都可以使用。但是为了避免关键的控制保护参数在通过不同网段间的以太网传输时产生时效性和正确性方面的问题，一些重要测量信号的测点仍需分别在不同网段采用硬接线接入。
DCS和DEH都需要汽机侧的主汽压力信号;尽管汽机数字电液控制系统(DEH)与DCS采用相同硬件，但由于在DCS网络结构中分属不同网段，因此所需重要信号仍然需要独立设置，即设置有各自的变送器。这些信号都要求三重冗余，这样在两路主汽总管上就需要设12个主汽压力测点。为了尽量减少在高温高压管道上的开孔，我们对这些测点的安装方式进行了优化，测点三重冗余，每个取样口接2个PT，信号分别进DCS和DEH，共用一次门、排污门及排污门前取样管路，在二次门前设三通进行分支。由于业主提出测点不能合用一次门，最终只合并了取样口，在一次门前就用三通进行分支，一次门、排污门、二次门及测量管路都单独设置。
业主提出“测点不能合用一次门”的依据是施工验收规范，不属于设计必须遵循的强制性条文。机侧主汽压力测点三重冗余设置，一次门是串连设置的进口工艺截止阀。将分支三通从二次门前改设到一次门前，从安全性上看不出有什么好处，综合比较起来似乎弊大于利。
如果DEH与DCS能够真正实现完全一体化，汽机数字电液控制系统(DEH)与模拟量调节系统(MCS)所需同一信号可共享，既减少在高温高压管道上的开孔，又可减少检测元件及其安装附件的设置，就能达到既简化系统、增强安全性，又节省投资的完美效果。
4.3 性能试验测点的安全性优化
性能试验用的压力差压测点，按业主要求要引出到就地仪表架上或仪表保温箱内;试验完毕后，试验用仪表将拆除。对于高温高压参数的试验测点，仪表拆除后如果出现阀门内漏或现场误操作，有可能造成严重后果。
出于安全方面的考虑，对本工程设置的所有高温高压性能试验压力差压测点，我们都设置了用于正常运行监控的变送器，在不作试验时占用试验测点，解决试验取样口封堵的问题。
五、小结
浙江国华宁海电厂二期工程是我院首个1000MW超超临界参数机组工程，通过在该工程设计过程中的学习和研究，积累了一些测点设计方面的经验和体会，希望通过本文的介绍，为后续同类工程的工程设计提供一些参考和借鉴。
【作者简介】郑强：男，高级工程师，从事电厂自动化设计工作。电子邮件: swedzq@163.com
