超超臨界機組協(xié)調控制系統(tǒng)優(yōu)化與AGC指標提升

常耀天

(山西興能發(fā)電有限責任公司， 山西 古交 030206)

某廠600 MW超超臨界直接空冷燃煤機組2018年投入商業(yè)運行，由于電網對供電質量的要求不斷提高，華北網《華北區(qū)域發(fā)電廠并網運行管理實施細則》和《華北區(qū)域并網發(fā)電廠輔助服務管理實施細則》簡稱“兩個細則”實施后，考核力度不斷加大，機組的負荷調節(jié)品質不佳的缺陷逐漸顯現(xiàn)，不僅影響了機組的安全、穩(wěn)定運行，同時電網考核結果的不理想也影響了公司經濟利益。因此優(yōu)化機組協(xié)調控制系統(tǒng)，提高機組的穩(wěn)態(tài)運行性能和變負荷性能，同時提高機組的 “兩個細則”盈利能力迫在眉睫。

1 機組協(xié)調控制系統(tǒng)主要問題

通過對機組運行狀況的摸底、控制邏輯的審查梳理、運行曲線的分析研究，發(fā)現(xiàn)機組控制系統(tǒng)最突出的問題表現(xiàn)為運行過程中變負荷性能不佳、穩(wěn)態(tài)時負荷偏差較大，造成“兩個細則”的考核效果不理想。究其原因，主要是原機組的控制策略不適合超超臨界直流鍋爐的特點，DCS組態(tài)中存在大量不適應直流鍋爐特點的控制邏輯，如作為直流爐最關鍵的給水控制設計不合理，制約了直流爐機組變負荷性能的發(fā)揮，并且其給水控制的設計存在嚴重漏洞，特殊工況下如堵煤現(xiàn)象發(fā)生時無法保證煤水比的匹配；又如機組變負荷性能關鍵的鍋爐超調的設計完全是汽包爐的思路，過于依賴燃煤量的超調，變負荷過程中煤量波動相當大，變負荷效果卻不理想。

機組優(yōu)化前的變負荷曲線見圖1. 由圖1可見，機組的負荷調節(jié)品質較差，變負荷時負荷偏差較大，過熱度波動也較為明顯，最大幅度接近30 ℃，穩(wěn)態(tài)時負荷調節(jié)的精度也不夠理想，遠超“兩個細則”考核要求的1%死區(qū)范圍?？傮w上來看，機組穩(wěn)態(tài)及變負荷性能不理想，嚴重影響機組的經濟性。

因此結合機組設備的情況，制定并實施合理的協(xié)調控制策略非常必要。優(yōu)化機組的控制策略，提升機組變負荷的能力，在保證主要熱力參數(shù)在可控范圍內，盡可能地滿足電網AGC的變負荷需求，達到AGC優(yōu)化的效果。

2 華北網AGC考核細則

機組變負荷性能的優(yōu)劣最終體現(xiàn)在電網“兩個細則”對AGC性能的考核指標上，所以必須對AGC指令的形式及相應的AGC補償考核辦法進行分析，針對性地改進AGC控制回路，從而提高電網對機組的考核成績，爭取更大的獎勵。

圖1 機組優(yōu)化前變負荷曲線圖

2.1 華北網AGC考核補償計算方法

華北網AGC考核補償辦法是根據“兩個細則”定義的，從可用率和調節(jié)性能進行AGC的考核補償，其中可用率反映了機組AGC功能良好可用的狀態(tài)；調節(jié)性能從調節(jié)速率K1、調節(jié)精度K2和響應時間K3三方面進行量化計算與考核補償，調節(jié)性能綜合指標為：Kp=K1×K2×K3.

2.2 華北網AGC考核補償分析

由“兩個細則”可知，調節(jié)性能綜合指標Kp越高，考核成績越好。若K1、K2、K3某項小于1，都會被考核。機組若要K1>1,實際變負荷速率必須大于1.5%/min(9 MW/min). 若要K2>1，機組負荷處于不變時，機組負荷的穩(wěn)靜態(tài)偏差必須小于6 MW. 若要K3>1,必須使機組負荷變化開始的前1 min內負荷變化速率達到6 MW/min(即1 min內必須跨出機組額定功率1%的調節(jié)死區(qū))。由此可見,“兩個細則”的考核對綜合指標Kp要求是很高的，尤其是K1和K3的值很大程度上決定著考核成績的好壞。

3 基于智能化協(xié)調控制策略的設計

超超臨界直流爐由于沒有汽包，鍋爐蓄熱能力小、初始負荷響應速率慢，在AGC方式下要滿足電網的控制要求存在一定的難度，且直流爐協(xié)調控制必須要求機組能量保持平衡，特別是入爐的燃料量和給水量之間的平衡關系，因此要達到AGC優(yōu)化的目標，對機組協(xié)調控制策略的設計提出了更高要求。

3.1 直流爐的變負荷性能分析

與汽包爐機組相比，直流鍋爐蓄熱比較小。因此，在機組變負荷的過程中，當汽輪機高壓主汽調節(jié)閥變化時，單位主汽壓力變化引起的機組負荷變化量比較小，所以直流爐機組汽機主汽調閥調節(jié)機組負荷的能力比汽包爐機組差。汽輪機高壓主汽調節(jié)閥變化時，機組可以利用鍋爐的蓄熱，快速響應負荷的變化，但只能維持1 min左右，無法滿足AGC考核要求。

機組負荷的變化本質上是依靠給煤量變化來實現(xiàn)的，而該機組制粉系統(tǒng)配置的是6臺直吹式磨煤機，對于該類制粉系統(tǒng)，從給煤機轉速的變化改變給煤量到磨煤機把煤加工成煤粉，最后通過一次風把煤粉送到爐膛燃燒轉化成熱量需要經過約3 min，因此單純靠改變給煤量，機組很難取得理想的變負荷性能。

直流爐的給水特性相對汽包爐存在較大差異，對于直流爐改變給水量能迅速改變機組的主蒸汽壓力，此時進入汽輪機的蒸汽量能快速變化，因此機組能快速響應負荷變化，在變負荷初期給水量對負荷的響應遠比煤量快。但是給水量變化過快會引起機組主蒸汽溫度大幅波動，因此需要保持給水與燃燒率有比較好的動態(tài)和靜態(tài)匹配，所以在變負荷時給水量的變化速率不易過快且變化量也要適中。因此直流機組協(xié)調控制系統(tǒng)的給水控制是最關鍵的子回路，也是提高機組AGC性能的核心控制系統(tǒng)。

綜合考慮直流爐給煤量、給水量和汽機調門對機組負荷的響應特性，最佳的協(xié)調控制策略：變負荷的前期(1.5 min前)主要由汽機高壓主汽調門來承擔，中期(0.5～2.5 min)主要由給水量的變換來響應負荷的變化，后期(2.5 min)主要由給煤量和給水量共同響應負荷的變化。

3.2 汽機主控的優(yōu)化設計

汽機調門調負荷的本質是利用鍋爐的蓄能。雖然直流爐的蓄熱能力相對較小，但變負荷初期必須要充分利用這部分蓄能。因此合理利用機組的蓄能可以提高機組在變負荷初期的響應速度。利用鍋爐蓄能快速響應機組的負荷變化就要允許主汽壓力有適當?shù)淖兓?，這是因為對于滑壓運行的直流鍋爐，主汽壓力主要是由給水壓力(給水泵出力)決定的，汽機調門只是在負荷動態(tài)調節(jié)、在利用或釋放鍋爐蓄熱的過程中暫時改變了主汽壓力，當機組能量平衡達到穩(wěn)態(tài)后，主汽壓力自然會恢復。

為了快速響應AGC指令，對協(xié)調方式下的汽機主控TM回路控制策略進行重新設計，汽機主控先是完全根據負荷偏差進行調節(jié)，允許主汽壓力在一定范圍內波動，以快速響應AGC指令的變化，保證負荷控制的效果。在壓力偏差較大時，汽機調門兼顧主汽壓力的控制，并且主汽壓力偏差越大，主汽門兼顧壓力的權重也越大，如果主汽壓偏差超過設定值，將會閉鎖機組負荷的變化，主汽門完全兼顧主汽壓力。通過主汽壓力偏差智能化處理的設計，最大程度地發(fā)揮機組負荷調節(jié)的能力。機組協(xié)調控制原理見圖2.

圖2 機組協(xié)調控制的原理圖

3.3 鍋爐主控的優(yōu)化設計

鍋爐主控的控制策略是以負荷指令前饋為主導，爐主控指令同步作用于給水、燃料和風量回路，通過設置準確的BM—給水量、BM—燃料量及BM—風量F(x)函數(shù)關系，使得變負荷時,前饋作用使給水量、煤量和風量的變化能基本一步到位，變化到預定值，從而保證了機組負荷也隨前饋基本到位。前饋起到粗調的作用，再以PID調節(jié)為反饋起細調作用，最終使機組的負荷達到其定值，并使主汽溫度和壓力穩(wěn)定于目標值。

在變負荷過程中，當汽機調門響應負荷指令充分利用鍋爐蓄能時，主汽壓力若波動較大超出合理范圍，一方面通過汽機調門的壓力拉回作用，限制調門繼續(xù)拉大壓力偏差，另一方面在鍋爐前饋環(huán)節(jié)上疊加一預定的量，以加快鍋爐主控的調節(jié)作用，通過鍋爐和汽機協(xié)同作用，使主汽壓力快速回穩(wěn)，并恢復被利用了的鍋爐蓄能。

3.4 給水主控

在直流鍋爐變負荷的過程中，通過改變給水量的大小能快速改變機組的負荷。但由于直吹式制粉系統(tǒng)從煤量變化到轉化成鍋爐熱量的過程(燃燒率)有較大的延遲，為了保證鍋爐的給水與爐內的熱量在變負荷的動態(tài)過程中也同步變化，在煤量變化延遲一段時間后,給水量才能跟隨變化，因此通過改變給水量快速響應機組負荷變化這一重要控制策略需要被合理抑制。

機組在變負荷的過程中，提前變化給水量，可以提高負荷變化速度，維持主汽壓力的穩(wěn)定，這對機組運行是有利的；但是提前變化給水量也會造成鍋爐分離器出口溫度(過熱度)的動態(tài)變化增加：機組在加負荷時，鍋爐給水量增加要比燃燒率的變化快，因此過熱度有一段時間會下降；減負荷時，鍋爐給水量增加要比燃燒率的變化快，因此過熱度有一段時間會上升，同時主汽溫和再熱汽溫也會有較大的變化，所以通過調節(jié)給水量的變化快速響應負荷變化在一定程度上要允許過熱度和主汽溫度有適當?shù)牟▌印?/p>

為了使機組快速響應負荷的變化，在鍋爐過熱度和主汽溫度變化允許的前提下，必須適當加快給水流量的變化，通過給水的快速響應提高機組負荷的響應速度?；诖怂悸?，優(yōu)化后的干態(tài)方式下給水指令前饋主導部分由基準的BM-給水量關系得出，給水的慣性時間盡量縮短，以強化給水流量的變化對負荷的響應；以給水來主調機組的煤/水比，分離器出口溫度用于給水流量的PID反饋修正。

給水控制的智能化處理體現(xiàn)在分離器出口溫度的智能化調節(jié)上，如加負荷時，為了提高變負荷性能，要求給水快速增加，分離器出口溫度一般會下降，此時溫度的調節(jié)作用會降低負荷，為了保證變負荷性能，實現(xiàn)先變負荷再恢復汽溫的策略，分離器出口溫度下降在安全范圍內閉鎖減少給水流量的調節(jié)作用。在加負荷結束或溫度偏差過大時，恢復分離器出口溫度的調節(jié)作用。變負荷過程中允許分離器出口溫度在一定范圍內波動，在一定程度上避免給水的溫度修正對負荷響應的反作用。

3.5 智能超調的設計

機組在變負荷過程中，汽機調門快速動作，可以提高變負荷初期的負荷響應性能，再通過給水量的提前變化，機組發(fā)電功率會持續(xù)較快變化，但由于鍋爐從煤量變化到熱量的變化客觀上存在著較大的延遲，總是滯后于發(fā)電功率的變化。因此在變負荷過程中必須對燃料量進行超調處理，加快和加大鍋爐的熱量供給，這樣就可以補充汽機調門利用了的蓄熱，同時也可以使因給水量快速變化而引起的鍋爐蒸汽溫度恢復到正常值。

優(yōu)化后的超調采用了智能處理的方法，用于變負荷過程中主汽壓力的恢復和補充鍋爐的蓄能。變負荷時的鍋爐超調量與變負荷速率、實際負荷指令等有關，設置的變負荷速率越快，超調的量也越大；機組負荷指令越高，超調的量也越大。超調持續(xù)時間不同于常規(guī)超調僅在負荷指令變化的過程中存在，而是根據機組主汽壓力、溫度等熱力參數(shù)的變化而智能判斷的。通過這種超調持續(xù)時間的智能判斷，可以使機組在整個變負荷過程中，不僅可以快速響應負荷的變化，還可以減小機組主汽溫度和壓力的變化幅度，使機組安全穩(wěn)定運行，滿足機組滑壓的運行要求。鍋爐超調信號生成后疊加到爐主控指令上，作用于給水、煤量等調節(jié)回路，其邏輯原理圖見圖3.

4 基于兩個細則的針對性優(yōu)化

4.1 增大調節(jié)速率，提高K1值

為了使實際變負荷速率達到甚至超過9 MW/min(1.5%/min)，機組變負荷速率的設置不得不抬高，在優(yōu)化調試過程中變負荷速率逐步提高，目前機組速率都設置在15 MW/min.

變負荷速率提高后，更多更快地利用了鍋爐的蓄熱，這就必須提高燃燒率的超調量，需要足夠量的煤量、給水的超調來及時補充蓄熱。目前采用的是智能超調，煤量、給水的超調量都與變負荷速率有關。

4.2 加強汽機主控對負荷的響應，提高K3值

分析AGC投用期間的考核結果，K3指標的提升尚有余量，為了使機組在變負荷前1 min內可靠跨出1%的調節(jié)死區(qū)，減小變負荷的響應時間，在汽機主控邏輯中增加負荷指令的微分環(huán)節(jié)，利用汽機調門對負荷瞬時快速反應，提高機組在變負荷初期的響應速率，從而能夠提高響應時間K3的值。

5 優(yōu)化后AGC投運效果

通過定期跟蹤觀察AGC的投用情況，對機組運行曲線和數(shù)據進行分析，進一步細化調整控制邏輯及參數(shù)，機組的變負荷性能有了一定程度的提高。目前機組的變負荷速率設置為15 MW/min(2.5%)，在AGC方式下實際負荷已經基本能夠貼合負荷指令，且機組的主要運行參數(shù)都控制在正常范圍內，完全能夠滿足電網AGC運行的需求。

機組優(yōu)化后的實際運行曲線見圖4，允許負荷變化速率都設置為15 MW/min. 機組在各種工況下實際負荷都能完全貼合15 MW/min變化的負荷指令，過熱度、主汽溫度和再熱汽溫等都在合理范圍內波動，變負荷結束后的穩(wěn)態(tài)性能良好。

圖3 鍋爐超調邏輯原理圖

圖4 機組AGC方式下頻繁三角波變負荷曲線圖

6 結 論

優(yōu)化后,該機組協(xié)調控制系統(tǒng)各項指標表現(xiàn)優(yōu)異，機組在變負荷的過程中主汽壓力最大變化幅度在0.7 MPa，主汽溫度變化幅度在15 ℃以內，接近能夠達到的理論值。鍋爐水冷壁沒有出現(xiàn)超溫現(xiàn)象，減緩了鍋爐水冷壁氧化皮的生成，減少了鍋爐爆管次數(shù)。同時“兩個細則”的考核實現(xiàn)了由虧轉盈，機組“兩個細則”的盈利能力達每月100萬元，增加了機組在華北網的競爭力。