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    印尼芝拉扎三期百萬機組協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)的調(diào)試及優(yōu)化

    2020-09-01 08:35:08盧雙龍劉海明
    儀器儀表用戶 2020年9期
    關(guān)鍵詞:主汽協(xié)調(diào)控制水流量

    張 彪,曹 泉,盧雙龍,劉海明

    (國網(wǎng)湖北省電力有限公司 電力科學(xué)研究院,武漢 430077)

    0 引言

    芝拉扎電站位于印尼中爪哇地區(qū),三期1000MW 擴建機組是中國首臺出口海外的百萬機組。本工程選用東方鍋爐股份有限公司生產(chǎn)的超超臨界變壓運行直流爐,鍋爐為單爐膛、前后墻對沖燃燒、一次再熱、平衡通風(fēng)、露天布置、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架、全懸吊結(jié)構(gòu)π 型布置鍋爐。鍋爐設(shè)計燃用印尼褐煤,制粉系統(tǒng)配置7 臺MPS 中速磨煤機,6 運1 備。汽輪機為上海電氣集團股份有限公司生產(chǎn)的超超臨界、一次中間再熱、單軸、四缸四排汽、雙背壓、凝汽式、八級回?zé)岢槠狡啓C。

    1 超超臨界機組動態(tài)特性及控制模型分析

    1.1 超超臨界直流鍋爐的蓄熱特性

    在相同主汽壓參數(shù)條件下,直流鍋爐蓄熱能力僅為汽包爐的1/4 ~1/3。較小的蓄熱能力使得鍋爐慣性較小,機組啟??焖?、機組負(fù)荷靈敏度較好;但同時又對變負(fù)荷后期的主汽壓力穩(wěn)定不利,變負(fù)荷特性較差。合理利用鍋爐蓄熱是制定控制策略和參數(shù)整定中的重要問題。在協(xié)調(diào)控制變負(fù)荷期間,以升負(fù)荷為例,升負(fù)荷的前段汽輪機調(diào)節(jié)閥快速開啟以滿足負(fù)荷調(diào)節(jié)要求,同時鍋爐通過動態(tài)前饋和加速信號進行能量補充,這期間的負(fù)荷響應(yīng)基本由鍋爐蓄熱支撐;在升負(fù)荷的中后期,鍋爐補充的煤水才轉(zhuǎn)化為機組負(fù)荷。

    1.2 超超臨界直流機組的非線性

    火電機組的負(fù)荷——壓力具有時變性和非線性特點[1],對機組非線性數(shù)學(xué)模型的理論研究也具有相當(dāng)?shù)纳疃?,但適應(yīng)于協(xié)調(diào)控制設(shè)計的非線性控制方法難以應(yīng)用在工程實踐中。一般協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)的工程設(shè)計方案是基于線性多變量前饋解耦理論,相當(dāng)于對直流機組非線性模型在小尺度范圍內(nèi)進行近似線性化。

    1.3 超超臨界直流機組控制模型

    與汽包鍋爐相比較,直流鍋爐增加了中間點溫度-燃料量、給水流量關(guān)系,從而使控制模型更加復(fù)雜。超超臨界直流機組協(xié)調(diào)控制模型可簡化為三輸入三輸出多變量模型,其輸入量為燃料量M、給水流量W、汽輪機調(diào)節(jié)閥開度μ,輸出量為主汽壓力P、機組負(fù)荷N、鍋爐中間點溫度T。其狀態(tài)方程可描述為:

    可見,任一輸入量變化均會引起各輸出量的變化。在該模型中的9 組輸入輸出關(guān)系中,可忽略中間點溫度-汽輪機調(diào)門開度關(guān)系,重點關(guān)注主汽壓力-燃料量、機組負(fù)荷-汽輪機調(diào)門開度、中間點溫度-燃料量、中間點溫度-給水流量等幾組關(guān)系。中間點溫度-燃料量、給水流量的關(guān)系通過鍋爐水煤比進行控制,是超超臨界直流鍋爐控制的關(guān)鍵點。

    2 本工程協(xié)調(diào)控制策略

    超超臨界直流鍋爐協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)的本質(zhì)是通過直接指令平衡(DIB)的思想,協(xié)調(diào)匹配鍋爐的慢特性和汽輪發(fā)電機的快特性。由于汽機響應(yīng)負(fù)荷速度快,滯后小,本工程采用以鍋爐跟隨為基礎(chǔ)的協(xié)調(diào)控制方式(BFCCS),即鍋爐調(diào)壓、汽機調(diào)功。

    圖1 鍋爐主控原理圖Fig.1 Control diagram of boiler master

    2.1 鍋爐主控回路設(shè)計

    鍋爐主控是協(xié)調(diào)控制的核心,其輸出折算為負(fù)荷,代表當(dāng)前鍋爐提供的能量。鍋爐主控在手動狀態(tài)時,其輸出跟蹤燃料量折算成的發(fā)電負(fù)荷。鍋爐主控的輸出同步送入燃料主控、給水主控以及風(fēng)量主控,并進行了水煤交叉、風(fēng)煤交叉限制以保安全。由于主汽壓對燃料量和給水的響應(yīng)特性不同,燃料量對主汽壓的影響要滯后很多,因而鍋爐主控輸出的能量指令需要在給水指令處增加慣性時間,即遵循“煤快水慢”的原則。

    濕態(tài)方式下,采用水跟煤的控制策略,給水投入自動,汽機處于初壓模式,機組進入TF 運行方式。燃料主控投入自動前,燃料量由運行人員手動操作(包括啟停磨工況),從而使得給水主控按照靜態(tài)水煤比自動調(diào)節(jié)過熱度;燃料主控投入自動后,運行人員僅需手動操作鍋爐主控實現(xiàn)水、煤、風(fēng)的操作,完成在TF 方式下的加減負(fù)荷。

    干態(tài)方式下,鍋爐主控投入自動后,機組進入?yún)f(xié)調(diào)控制模式,鍋爐主控根據(jù)主汽壓力設(shè)定值和實際主汽壓的偏差進行自動調(diào)節(jié)。與汽包爐不同,直流爐鍋爐主控一般采用直接指令平衡(DIB),速率限制后的負(fù)荷指令作為主控的靜態(tài)前饋占主要作用。穩(wěn)態(tài)工況下,鍋爐主控主要根據(jù)PID 調(diào)節(jié)器進行主汽壓調(diào)節(jié),調(diào)節(jié)器參數(shù)根據(jù)各典型工況采用變參數(shù)調(diào)節(jié),且參數(shù)設(shè)置較動態(tài)工況弱;變負(fù)荷的動態(tài)工況下,為加快主汽壓動態(tài)響應(yīng),鍋爐主控的各種前饋起著至關(guān)重要的作用。如圖1 所示,本工程鍋爐主控前饋包括負(fù)荷指令靜態(tài)前饋、速率限制后負(fù)荷指令微分、主汽壓力偏差微分、主汽壓偏差超弛、負(fù)荷偏差超弛等。

    2.2 主汽壓力控制策略

    2.2.1 主汽壓力的全程控制

    主汽壓力控制品質(zhì)的好壞對機組的安全運行意義重大[2]。啟動階段,鍋爐升溫升壓,汽輪機高壓旁路按照啟動曲線逐步將主汽壓力升至沖轉(zhuǎn)壓力,隨后旁路控制主汽壓進入定壓模式;機組并網(wǎng)后,鍋爐濕態(tài)運行,隨著旁路自動關(guān)完,自動投汽機跟隨模式(DEH 初壓模式 ),主汽壓力轉(zhuǎn)交汽輪機調(diào)門控制;給水切至主路后,投入汽泵自動和鍋爐過熱度自動,機組負(fù)荷隨燃料的手動增加而增加,主汽壓力仍由汽輪機調(diào)門控制;鍋爐轉(zhuǎn)至干態(tài)后,機組負(fù)荷-壓力匹配、磨煤機啟動完畢,投入燃料量自動,投入水煤比自動,投入鍋爐主控自動,機組進入?yún)f(xié)調(diào)控制模式,此時主汽壓力轉(zhuǎn)由鍋爐控制。

    2.2.2 主汽壓滑壓曲線分析

    滑壓曲線根據(jù)汽輪機熱平衡圖進行初步設(shè)置,而后在協(xié)調(diào)控制投運過程中進行調(diào)整,如圖2 所示。對于主汽壓力特性的分析,一般認(rèn)為主汽壓對鍋爐燃料量呈五階慣性特點。通過實際分析表明,在機組變負(fù)荷過程中,為保證汽輪機調(diào)門在可調(diào)范圍內(nèi),主汽壓呈現(xiàn)的是對于給水流量和燃料量的復(fù)合響應(yīng)特性。如以升負(fù)荷為例,即使設(shè)置了給水前饋,變負(fù)荷初始階段主汽壓仍滯后明顯,而后由于“水調(diào)功”的快速響應(yīng)特點,給水前饋能夠克服汽機調(diào)門釋放蓄熱造成的汽壓下降;變負(fù)荷中段鍋爐主控前饋補充的能量開始起作用,汽壓上升較快;變負(fù)荷后段汽壓則基本跟隨鍋爐主控靜態(tài)煤、水線產(chǎn)生的能量,汽壓變化趨于平緩。因此,從定量和時序上匹配好給水(對汽壓影響較快速)和燃料量(對汽壓影響滯后)的關(guān)系,即可很好地模擬主汽壓特性,設(shè)置好主汽壓設(shè)定值的速率和慣性時間。

    2.3 水煤比控制策略

    眾所周知,直流鍋爐控制策略的關(guān)鍵點為水煤比的控制[3]。調(diào)試階段應(yīng)根據(jù)鍋爐熱力計算匯總對鍋爐各負(fù)荷所需給水流量和燃料量進行預(yù)設(shè)值,形成鍋爐靜態(tài)煤線、水線,而后在協(xié)調(diào)控制實際投運過程中結(jié)合操盤人員操作經(jīng)驗對其進行修訂。如圖3 所示,隨著機組負(fù)荷增加,水煤比也逐漸增大,在鍋爐轉(zhuǎn)干態(tài)期間的煤水比略小,鍋爐能量隨負(fù)荷呈非線性關(guān)系,協(xié)調(diào)控制只能在某一負(fù)荷段內(nèi)逼近理論線性,非線性的部分則由鍋爐主控動態(tài)加速信號BIR 進行調(diào)節(jié)。

    2.3.1 本工程水煤比控制特點

    圖2 滑壓曲線Fig.2 The sliding pressure curve

    圖3 鍋爐靜態(tài)水線、煤線及水煤比曲線Fig.3 Boiler static water line, coal line and water -coal ratio curve

    良好的水煤比控制策略應(yīng)保證機組在動、靜態(tài)時水煤比合適,由于印尼褐煤發(fā)熱量低、揮發(fā)分高,水煤比控制在4.6 ~6.0 之間。目前,主要鍋爐廠設(shè)計的水煤比控制可分為水跟煤控制和煤跟水控制兩種方式。采用給水流量作為中間點溫度調(diào)節(jié)的方式稱為水跟煤,其優(yōu)點是中間點溫度對給水流量響應(yīng)迅速,主汽溫控制精度高,缺點是主汽壓力波動較大;采用燃料量作為中間點溫度調(diào)節(jié)的方式稱為煤跟水方式,其優(yōu)點是主汽壓力波動范圍小,利于負(fù)荷響應(yīng),缺點是中間點溫度對燃料量響應(yīng)較滯后,主汽溫度控制精度不高。本工程采用水/煤復(fù)合調(diào)節(jié)的水煤比控制方案,其基本控制策略是當(dāng)由鍋爐需求確定了燃料量、給水流量后,中間點溫度的差異分別由給水流量、燃料量共同進行調(diào)整。當(dāng)機組運行在汽機跟隨方式和協(xié)調(diào)控制變負(fù)荷期間,采用水跟煤方式,燃料量對中間點溫度的修正作用較弱;當(dāng)機組運行在穩(wěn)態(tài)工況時,采用煤跟水方式,給水流量對中間點溫度的修正作用較弱。該控制方案分別克服了“水跟煤”和“煤跟水”的各自缺點,發(fā)揮其優(yōu)勢,這樣當(dāng)參數(shù)整定合適,其控制效果較好[4]。

    2.3.2 鍋爐加速信號(BIR)的應(yīng)用

    由上文分析可知,燃料主控和給水主控接收的指令來自鍋爐主控,雖然對燃料量和給水流量設(shè)置了不同的慣性時間,一定程度上實現(xiàn)了主汽壓-燃料量關(guān)系和主汽壓-給水流量關(guān)系的解耦,但煤、水仍同步動作。BIR 信號則實現(xiàn)了燃料量和給水流量超信號的分別設(shè)置,進一步將主汽壓-燃料量關(guān)系和主汽壓-給水流量關(guān)系這兩者分離,使變負(fù)荷過程中的鍋爐熱量平衡。

    圖4 為本工程采用的鍋爐燃料加速信號原理圖,以加負(fù)荷中的燃料動作為例,該信號由兩部分組成:由負(fù)荷指令微分信號判斷燃料加速信號動作,根據(jù)不同負(fù)荷段對燃料加速PID 進行純積分變參數(shù)調(diào)節(jié),PID 的輸出即為燃料超前動作量;另外一路為燃料預(yù)加量指令,該信號動作更為超前,只要在CCS 方式下的加負(fù)荷,燃料量立即動作。除此以外,根據(jù)負(fù)荷變化幅度和設(shè)定的負(fù)荷變化率對燃料量加速信號進行修正。同樣,鍋爐給水流量加速信號的構(gòu)成與此類似,與燃料量的加速信號的比例約為2:1,仍遵循“煤快水慢”的原則。鍋爐加速信號的整定一般在鍋爐主控、汽機主控、水煤比、BTU 等環(huán)節(jié)初步投用后,結(jié)合機組變負(fù)荷曲線分析進行。

    2.3.3 BTU控制

    本文將燃煤發(fā)熱量自動校正(BTU)納入水煤比控制范疇,因其作用范圍較小,BTU 輸出對燃料量起修正作用,直接影響了鍋爐水煤比。BTU 根據(jù)穩(wěn)定負(fù)荷下總給水流量和實際燃料量的比例將實際煤種校正到設(shè)計煤種,考慮了省煤器入口溫度變化對水煤比的影響。BTU 數(shù)值較大說明煤質(zhì)較好,在協(xié)調(diào)控制中的表現(xiàn)為鍋爐主控輸出較實際負(fù)荷小,在燃料主控指令不變而BTU 輸出變大時會自動減小煤量,使主汽壓及過熱度減小,從而使鍋爐主控指令加大,與實際負(fù)荷匹配,反之同理。通過上述自動調(diào)節(jié)的過程,使得協(xié)調(diào)控制的鍋爐主控指令與機組實際負(fù)荷大致相等,從而保證機組在變負(fù)荷過程中,鍋爐輸出的能量能夠落在設(shè)計值附近,保證良好的線性近似度。

    3 協(xié)調(diào)控制投運中的問題及解決方案

    3.1 機組在高負(fù)荷段的控制問題

    圖4 鍋爐燃料指令BIR信號原理圖Fig.4 Diagram of boiler coal demand BIR

    在機組負(fù)荷達到950MW 以上時,鍋爐動態(tài)響應(yīng)較差,汽機調(diào)門易全開。造成此問題的原因也是多樣的,如煤質(zhì)較差;高低加系統(tǒng)帶缺陷運行,影響給水溫度;汽輪機調(diào)門流量特性在流量指令達到80%后,蒸汽流量隨大機調(diào)門的開大已無明顯變化;此外本工程地處熱帶,環(huán)境溫度較高,3 臺循泵均運行時機組真空也只能維持在-93KPa 左右,影響了汽輪機效率。從控制角度而言,解決辦法可歸結(jié)為鍋爐主控提供能量的快速性上,即加強鍋爐主控動態(tài)前饋、適當(dāng)提高滑壓曲線、加快BTU 修正速率,放寬鍋爐主控上限并與汽機主控相匹配。通過以上方法使得該問題獲得圓滿解決。

    3.2 鍋爐制粉系統(tǒng)對協(xié)調(diào)控制的影響

    對配置直吹式制粉系統(tǒng)鍋爐而言,機組負(fù)荷對給煤量的響應(yīng)較為滯后,主要表現(xiàn)在制粉系統(tǒng)一次風(fēng)的控制問題上。磨煤機控制系統(tǒng)為多變量耦合系統(tǒng),熱風(fēng)調(diào)門主調(diào)磨入口風(fēng)量,冷風(fēng)調(diào)門主調(diào)磨出口溫度,冷、熱風(fēng)調(diào)門互相設(shè)置開度指令前饋實現(xiàn)靜態(tài)解耦。本工程制粉系統(tǒng)存在的問題為磨煤機入口風(fēng)量測點安裝在彎管處,風(fēng)量隨熱風(fēng)調(diào)門開度變化反應(yīng)不靈敏,導(dǎo)致磨煤機熱風(fēng)調(diào)門自動無法投入,冷風(fēng)調(diào)門自動正常投入。以升負(fù)荷為例,鍋爐燃料量增加,磨煤機出口溫度降低,冷風(fēng)調(diào)門關(guān)小。由于熱風(fēng)調(diào)門自動未投入,導(dǎo)致升負(fù)荷過程中磨入口風(fēng)量降低,鍋爐總一次風(fēng)量降低,鍋爐燃燒無法得到有效加強,降負(fù)荷過程與此相反。后經(jīng)磨煤機入口風(fēng)量重新標(biāo)定、熱風(fēng)調(diào)門特性區(qū)間的反復(fù)摸索,使得磨煤機熱風(fēng)調(diào)門順利投入自動。從而使鍋爐一次風(fēng)量與負(fù)荷同向變化,鍋爐燃燒控制良好。

    圖5 連續(xù)升負(fù)荷曲線Fig.5 Curves of continuous increasing load

    3.3 給水調(diào)節(jié)造成的機組變負(fù)荷過程中過熱度波動大

    機組變負(fù)荷過程中鍋爐過熱度波動較大,在排除了燃料量、風(fēng)量控制等無問題的情況下,通過分析曲線發(fā)現(xiàn)鍋爐給水量調(diào)節(jié)精度較差。鍋爐給水主控根據(jù)鍋爐主控指令生成的流量指令與實際給水流量進行單回路調(diào)節(jié),并設(shè)計了給水指令對汽泵轉(zhuǎn)速的靜態(tài)前饋,通過核對汽泵流量特性曲線發(fā)現(xiàn)該靜態(tài)前饋參數(shù)設(shè)計不合理,即流量指令對應(yīng)的轉(zhuǎn)速指令偏差較大,只能通過單回路PID 反復(fù)校正,導(dǎo)致給水流量在指令附近波動,最大可達70t/h,影響了過熱度及主汽壓的穩(wěn)定性。后經(jīng)修改給水指令至汽泵轉(zhuǎn)速的靜態(tài)前饋曲線使得此問題得到解決,給水控制系統(tǒng)調(diào)節(jié)性能良好,并能滿足協(xié)調(diào)控制變負(fù)荷、RB,以及FCB 等各工況控制要求。

    4 協(xié)調(diào)控制的投運實踐

    將上述控制策略應(yīng)用于芝拉扎三期百萬機組的協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)中。如圖5 ~圖7 所示,經(jīng)過多次負(fù)荷擺動試驗、反復(fù)參數(shù)整定和策略優(yōu)化,機組設(shè)置變負(fù)荷率為15MW/min,計算實際變負(fù)荷率為13MW/min,變負(fù)荷區(qū)間為500MW ~1000MW,負(fù)荷偏差最大12MW,壓力偏差最大0.6MPa,過熱度波動范圍在±8℃內(nèi),主汽溫波動范圍在±10℃內(nèi),汽輪機調(diào)門、給水流量及燃料量等控制量相對平穩(wěn),機組主要參數(shù)控制品質(zhì)良好,能夠滿足相關(guān)規(guī)程要求,協(xié)調(diào)控制品質(zhì)良好。

    圖6 連續(xù)降負(fù)荷曲線Fig.6 Curves of continuous decreasing load

    圖7 正常運行升降負(fù)荷曲線Fig.7 Curves of increasing and decreasing load under normal operation

    5 結(jié)語

    超超臨界直流機組的協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)的調(diào)試、投運及優(yōu)化是一項較為復(fù)雜的系統(tǒng)工作,與機組設(shè)備特點、主輔機運行特性,以及所采用的控制策略及參數(shù)整定方法等密切相關(guān),而且需要豐富的機組運行數(shù)據(jù),往往在機組進入商運階段仍有優(yōu)化空間。實踐表明,通過分析協(xié)調(diào)控制模型,制定合理的控制策略,根據(jù)設(shè)備資料和實際運行數(shù)據(jù)確定各靜態(tài)前饋,以水煤比為切入點設(shè)置好各動態(tài)前饋,采用BTU 控制和BIR 信號減弱過程非線性等方法,能夠使協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)獲得較好的控制品質(zhì)。

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