李友志，于明雙，張鵬

（1.華電萊州發(fā)電有限公司，山東萊州261400；2.山東中實易通集團有限公司，濟南250000）

1 100 MW超超臨界機組AGC功能優(yōu)化及試驗

李友志1，于明雙2，張鵬2

（1.華電萊州發(fā)電有限公司，山東萊州261400；2.山東中實易通集團有限公司，濟南250000）

超臨界機組具有熱慣性大、遲滯性強、參數(shù)耦合關(guān)系強的特性，同時，單機負荷大的機組相對蓄熱能力小，導(dǎo)致機組自動發(fā)電控制功能投入存在較大困難。通過對國內(nèi)首臺單機容量1 100 MW機組協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)的優(yōu)化，在重新設(shè)定機組滑壓曲線基礎(chǔ)上，對煤水比、負荷變化等環(huán)節(jié)進行調(diào)整優(yōu)化，克服熱慣性對AGC造成的影響。在AGC模式下以15 MW／min的變負荷速率進行了100 MW的負荷變動試驗，能夠保證主蒸汽溫度變動范圍小于10℃；主蒸汽壓力變動范圍小于1 MPa；同時其它主要參數(shù)的變化在控制范圍之內(nèi)。作為單機容量最大的機組，其AGC功能的投入對同類型機組的調(diào)試及運行有著重要的借鑒意義。

超超臨界鍋爐；自動控制；協(xié)調(diào)控制；自動發(fā)電控制；熱慣性

0 引言

電網(wǎng)對大型火電機組的自動發(fā)電控制負荷響應(yīng)能力的要求越來越明確、嚴格。自動發(fā)電控制（AGC）負荷調(diào)度響應(yīng)能力優(yōu)秀的發(fā)電機組可以獲得更多的調(diào)峰電量，同時提高機組的AGC響應(yīng)能力，將機組的主要運行參數(shù)保持在一個更為穩(wěn)定的工作范圍，將有助機組的安全經(jīng)濟運行［1］。

火力發(fā)電單元機組機爐協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)的被控對象具有多變量強耦合、非線性、大慣性、大延遲和慢時變等特性［2］。鍋爐和汽輪機的動態(tài)特性差異很大，汽輪發(fā)電機組的負荷響應(yīng)速度很快，而鍋爐則是一個具有蓄熱能力的大慣性環(huán)節(jié)，外部負荷響應(yīng)與內(nèi)部參數(shù)穩(wěn)定之間存在固有矛盾［3］。新疆農(nóng)六師煤電有限公司超超臨界1 100 MW空冷機組工程鍋爐采用哈爾濱鍋爐廠型號為HG-3200／27.46-HM3超超臨界變壓運行直流鍋爐，采用П型布置、單爐膛、一次中間再熱、低NOX主燃燒器和高位燃盡風分級燃燒技術(shù)、反向雙切圓燃燒方式；汽輪機設(shè)備采用東方汽輪機NZK1000－26.25／600／600型汽輪機。

1 原協(xié)調(diào)控制方案存在的問題

1.1 水煤比控制

機組在直流運行時過熱器采用水煤比作為汽溫調(diào)節(jié)的主要手段，配合三級噴水減溫作為主汽溫度的細調(diào)?？刂品桨笧閷⒎蛛x器入口的蒸汽過熱度作為水煤比控制的被調(diào)量，其設(shè)定值為機組電負荷的折線函數(shù)。水煤比控制輸出值送到燃料指令回路，其調(diào)節(jié)范圍為－50～＋30t／h。

水煤比控制方案采用典型的煤跟水的控制策略，即中間點溫度的偏差通過煤量的附加增減來調(diào)整。

原水煤比控制超馳部分邏輯中當煙道后墻入口聯(lián)箱蒸汽溫度超溫或者二級過熱器入口溫度高時，則自動將水煤比控制量切為－50 t／h。實際運行中如果當前的水煤比調(diào)節(jié)量遠遠大于此值，這時超馳條件觸發(fā)后會導(dǎo)致燃料量大幅變化，對主汽溫度和主汽壓力都是一個很大的擾動。

水煤比控制邏輯系統(tǒng)整定時發(fā)現(xiàn)分離器壓力所對應(yīng)的蒸汽飽和溫度函數(shù)有誤，在過臨界點后其飽和溫度值達到邏輯塊輸出上限，無法正確地計算出蒸汽真實的過熱度，嚴重影響過臨界后的主汽溫度控制。

1.2 熱值校正

熱值校正方法是將電負荷和鍋爐負荷（燃料量）的偏差信號作為熱值校正的基準信號。當機組穩(wěn)定運行（實際負荷和主蒸汽壓力波動很小，且持續(xù)一定時間）時，總?cè)剂狭颗c實際負荷的比值代表了當前煤質(zhì)的做功的能力。根據(jù)該比值對鍋爐主控進行調(diào)整，以增強協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)抗煤質(zhì)變化的擾動能力。但在原邏輯中發(fā)現(xiàn)未對測點品質(zhì)進行相應(yīng)的判斷，存在由于測點品質(zhì)變差導(dǎo)致煤量波動的隱患。

1.3 滑壓曲線

機組在進行負荷擺動試驗時發(fā)現(xiàn)滑壓曲線無法滿足機組AGC負荷調(diào)節(jié)的需要，同時主汽壓力設(shè)定值定壓／滑壓切換時存在跟蹤的問題，機組定壓運行時，滑壓設(shè)定值跟蹤量不是定壓設(shè)定值而是實際壓力。需要更改定壓方式下滑壓設(shè)定值的跟蹤回路。

1.4 負荷變動前饋控制

機組負荷微分變化量的各類修正作用在系統(tǒng)變化過程中的作用強度不合適，導(dǎo)致機組在負荷變動過程中出現(xiàn)主蒸汽壓力偏差大于2MPa、主蒸汽溫度最大波動范圍25℃。

對協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)各子系統(tǒng)在變負荷時的前饋量邏輯進行了審查，發(fā)現(xiàn)預(yù)加量的函數(shù)設(shè)置不盡合理。為了提高機組在大負荷變動范圍、大負荷變化率情況下的跟蹤能力，需要對系統(tǒng)的負荷變化微分量的各個修正部分進行優(yōu)化。

2 優(yōu)化方案

2.1 水煤比控制優(yōu)化

為了提高系統(tǒng)對汽溫調(diào)節(jié)的靈敏度，水煤比控制的前饋中考慮了汽水系統(tǒng)各段溫度變化給煤量設(shè)定的影響，當后煙道后墻入口聯(lián)箱蒸汽溫度或者一級過熱器出口蒸汽溫度超過設(shè)計值時將自動減少燃料指令；當二級過熱器溫度控制偏差或者三級過熱器的溫度控制偏差發(fā)生改變時將自動調(diào)整燃料指令，達到穩(wěn)定主汽溫度的目的。

末級過熱器出口溫度控制偏差與中間點溫度控制偏差同時調(diào)節(jié)鍋爐燃料，兩者之間存在一定的權(quán)重分配關(guān)系。具體分配系數(shù)見表1。

表1 權(quán)重分配系數(shù)

水煤比控制器參數(shù)優(yōu)化。為了提高燃料調(diào)節(jié)中間點溫度的響應(yīng)速度，刻意削弱了比例和積分作用（比例系數(shù)0.3，積分時間為600 s），加強了其微分作用，微分系數(shù)由原來的2.0增強為3.5，微分時間60 s。

水煤比超馳控制邏輯優(yōu)化。當出現(xiàn)水冷壁金屬溫度超溫報警時，邏輯中將自動鎖住當前水煤比控制量，并在當前的基礎(chǔ)上自動減去3 t／h燃料并保持180 s，180 s后如果超溫現(xiàn)象消失則恢復(fù)正常的水煤比調(diào)節(jié)，否則再重復(fù)上述的超馳控制指令；如果出現(xiàn)后煙道后墻入口聯(lián)箱蒸汽溫度超溫或者二級過熱器入口溫度高時，則自動將水煤比控制量按照每秒0.01 t／h的速率切到-50 t／h。

2.2 熱值校正優(yōu)化

熱值校正（British Thermal Units，BTU），可以根據(jù)穩(wěn)定負荷下負荷和設(shè)計煤量的對應(yīng)關(guān)系把實際燃燒煤種自動校正到設(shè)計煤種上來。通過將實際煤量/功率比值與設(shè)計比值進行比較，并通過一個純積分控制環(huán)節(jié)自動計算出校正后的燃料量，校正后的燃料量用來控制風量指令同時改變風、煤、水交叉限制值。

考慮到機組負荷較低（負荷低于380 MW）、功率信號與煤量信號發(fā)生品質(zhì)壞后若仍然進行BTU校正將會對系統(tǒng)調(diào)節(jié)產(chǎn)生不利的影響，因此在上述兩種條件下強制BTU校正功能切手動。優(yōu)化后的系統(tǒng)邏輯見圖1。

圖中功能符號“QUAL”為品質(zhì)判斷算法判斷塊，對輸入本算法塊的信號進行品質(zhì)判斷，當信號的品質(zhì)變壞后輸出開關(guān)量信號。功能符號“L”為低值判斷算法塊，當輸入信號低于設(shè)定值后輸出開關(guān)量信號。

圖1 BTU控制邏輯

2.3 滑壓曲線修正

機組原配置的滑壓曲線設(shè)定值處于30%~90%負荷區(qū)間內(nèi)，且滑壓曲線設(shè)置不合理。協(xié)調(diào)投入后針對機組負荷偏低、滑壓曲線初始斜率較陡等情況對滑壓曲線進行了修正。為了和機組正常運行時800 MW左右負荷需求相匹配，滑壓終點設(shè)置為機組負荷的80%左右，同時為了滿足機組的負荷要求，對機組的滑壓曲線進行了優(yōu)化。滑壓曲線修正見圖2。

圖2 滑壓曲線修正

2.4 負荷變動前饋控制回路優(yōu)化

為了縮短機組變負荷過程中鍋爐熱負荷的波動時間，在協(xié)調(diào)控制各子系統(tǒng)（包括風量、燃料、給水、減溫水及二次風等回路）設(shè)計了各自獨立的“負荷變化前饋量”邏輯。為了克服大機組因相對蓄熱能力小使機組負荷響應(yīng)速度降低而導(dǎo)致的協(xié)調(diào)控制難度［4］，根據(jù)各子系統(tǒng)的調(diào)節(jié)特性分別設(shè)置前饋量的大小和變化速度，最大限度地控制負荷變化過程中的主汽溫度及主汽壓力的調(diào)節(jié)品質(zhì)。負荷變化前饋量能夠根據(jù)機組負荷變化范圍和電負荷變化速率及主汽壓力控制偏差自動改變，具有很強的自動適應(yīng)能力。負荷變動前饋邏輯見圖3。圖3中各工功能符號“V≯”為速率限制模塊，用以實現(xiàn)對輸入數(shù)據(jù)按照設(shè)定的速率值輸出；功能符號“△”為比較模塊，完成兩路輸入數(shù)據(jù)的偏差計算；功能符號“H”為數(shù)值限制模塊，只有當輸入數(shù)據(jù)高于設(shè)定值時才完成輸出；功能符號“T”為切換模塊，可以根據(jù)外部條件實現(xiàn)選擇某一路輸入作為輸出；功能符號“D”為微分算法模塊，實現(xiàn)對輸入數(shù)據(jù)的微分計算；功能符號“×”為乘法模塊，實現(xiàn)各條輸入值相乘后的輸出。

圖3 負荷變動前饋量生成邏輯

負荷指令前饋由3部分組成。

負荷指令經(jīng)過微分環(huán)節(jié)D后作為負荷指令前饋的主要部分。負荷變化率經(jīng)過函數(shù)FG1后輸出作為對微分環(huán)節(jié)的修正。

目標負荷經(jīng)速率限值算法塊后與負荷指令的差值經(jīng)過限值H的限制，若兩者差值高于定值，則限制值算法塊輸出為真值1，若兩者差值低于定值，則限制值算法塊輸出為真值0。若真值為1，則切換算法塊T的輸出接通Y引腳；若真值為0，則切換算法塊T的輸出接通N引腳。

BI（Boiler Input）輸出經(jīng)過速率限制后與BID進行比較后經(jīng)過修正函數(shù)FG2、FG3后輸出。BI為鍋爐輸入模式，在這種模式下機組負荷的改變是由操作人員通過改變BI模式的輸出來完成的。BID（BoilerInput Demand）為鍋爐輸入指令。

為了增強變負荷過程中的動態(tài)調(diào)整能力，增強了負荷指令的微分作用強度，微分時間由原來的30 s修改為60 s，同時將各類對機組負荷微分量的修正函數(shù)進行了細調(diào)，優(yōu)化后的負荷變化率對負荷指令微分量的修正FG1見圖4。偏差較小/較大時對負荷指令微分量的修正函數(shù)FG2／FG3分別見圖5、圖6。

圖4 負荷變化率對負荷指令微分量的FG1修正曲線

圖5 BI輸出小偏差時對應(yīng)的FG2修正曲線

圖6 BI輸出大偏差時對應(yīng)的FG3修正曲線

3 優(yōu)化后的控制效果

優(yōu)化方案投入運行后，對機組的控制參數(shù)進行了整定并完成了基于AGC指令的變負荷試驗，在變負荷速率15 MW/min的前提下進行了負荷變動試驗，機組的實發(fā)功率與負荷指令的偏差在變負荷過程中保持在較好的水平，機組的負荷指令與實發(fā)功率的偏差小于10 MW，同時機組的實際變負荷能力達到14 MW／min，滿足電網(wǎng)調(diào)度對大容量直吹式機組AGC負荷變動率的要求，成功完成了AGC負荷變動試驗。相關(guān)曲線見圖7、圖8。機組在變負荷過程中的主要參數(shù)如下：機組負荷變化范圍為630~730 MW，總風量變化范圍2 650~3 400 t／h，給水流量變化范圍1 870~2 300 t／h，壓力偏差最大1 MPa，主蒸汽溫度在575~585℃之間；主要運行參數(shù)滿足機組運行的要求。

圖7 機組變負荷過程曲線（負荷、風量、水量）

圖8 機組變負荷曲線（壓力、溫度）

4 結(jié)語

經(jīng)過對農(nóng)六師1 100 MW機組的協(xié)調(diào)控制、BTU、煤水比控制邏輯的優(yōu)化和相關(guān)控制系統(tǒng)調(diào)節(jié)器參數(shù)的優(yōu)化整定，提高了機組的協(xié)調(diào)系統(tǒng)的控制品質(zhì)。

大型超超臨界單元機組進行AGC負荷的難點在于如何降低爐側(cè)的滯后性，通過對協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)的優(yōu)化尤其對機組變負荷過程中的動態(tài)超調(diào)能力的匹配，使得機組順利完成了AGC負荷擺動試驗。結(jié)果表明，優(yōu)化后的協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)各項指標能夠滿足新疆電網(wǎng)AGC功能的要求，在15 MW／min的負荷變化率設(shè)定的情況下AGC實測的負荷變化率為12.5MW／min，機組主要參數(shù)滿足運行要求。

［1］趙志丹，陳志剛，王曉勇，等.DEB能量平衡在協(xié)調(diào)控制中的應(yīng)用［J］.熱力發(fā)電，2008，37（4）：1-6.

［2］于達仁，徐志強，翁一武，等.DEB的新認識—增益調(diào)度控制［J］.熱能動力工程，1999，14（5）：379-381.

［3］房方，劉吉臻，譚文.火電單元機組協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)的多變量IMCPID設(shè)計［J］.動力工程，2004，24（3）：360-365.

［4］李衛(wèi)華，王玉山.600 MW火電機組AGC運行方式下的控制特性分析［J］.華北電力技術(shù)，2004（11）：1-4.

AGC Function Optimization and Experiment for 1100MW Supercritical Units

Supercritical units have the characteristics of non-linear，delay and large inertia，strong coupling relationship among main variables.The larger the capacity of the single unit，the harder to put the unit into AGC because of its relatively smaller heat storage.Optimization of the coordinate control system was carried out on a 1 100 MW supercritical unit.Based on re-design sliding pressure curve，coal-water ratio and load change feed forward was optimized to overcome the difficulty of AGC due to thermal inertia.The scale of 100 MW load change have been achieved in the condition of load changing rate 15MW/min.We can ensure that steam temperature variation was less than 10℃，steam pressure change was less than 1 MPa，and variation of other main parameters was also in the control range.As the largest capacity single unit of 1 000 MW class，operation of AGC function has the important significance for the same type units.

supercritical units；automatic control system；coordinate control system；auto generation control（AGC）；thermal inertia

TK323

：B

：1007－9904（2014）06－0026－05

2014－07－10

李友志（1975），男，工程師，從事火力發(fā)電廠技術(shù)管理工作。