600MW超临界空冷机组协调控制逻辑优化分析

田有龙，温树牛

（华能国际电力股份有限公司上安电厂，石家庄 050310）

锅炉主控与给水控制是火力发电厂的主要控制系统之一，其控制品质的好坏直接关系到机组能否安全、稳定、经济运行。华能国际电力股份有限公司上安电厂（简称“华能上安电厂”）三期工程2台600 MW超临界空冷机组锅炉选用超临界直流锅炉，采用6套双进双出钢球磨煤机直吹式制粉系统，分为3个燃烧层；每台磨煤机配备2台给煤机；给水系统采用2台汽动给水泵各带50%额定负荷，1台30%电泵为启动泵；设计煤种与校核煤种为阳泉与西山地区混煤，设计热值23×103kJ/kg；锅炉最大连续蒸发量2 090t/h，主蒸汽额定温度为571℃，主蒸汽压力25.33MPa，再热蒸汽额定温度为569℃，再热蒸汽压力4.42MPa；汽轮机为超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽冲动式汽轮机；DCS系统采用Symphony分散控制系统。

1 原控制方案

华能上安电厂600MW超临界机组控制系统主要包括汽轮机主控（TM）、锅炉主控（BM）、负荷指令设定、协调方式切换、快速减负荷（RB）、频率校正等功能回路。机炉控制设计了4种运行方式，根据锅炉主控和汽轮机主控2个操作器的状态组合，分别形成4种运行方式：机炉协调方式（锅炉主控自动，汽轮机主控自动）；汽轮机跟踪方式（锅炉主控手动，汽轮机主控自动）；锅炉跟踪方式（锅炉主控自动，汽轮机主控手动）；机炉手动方式（锅炉主控手动，汽轮机主控手动）。按照设计，机组正常运行时应该运行在机炉协调方式。

1.1 锅炉主控指令的形成

机炉协调方式下锅炉主控回路示意见图1。

图1 机炉协调方式下锅炉主控回路示意

将机组目标负荷ULD的比例FX加微分信号D作为锅炉主控指令前馈（要求锅炉燃料量），当压力设定值PTS改变时，通过微分环节D作为锅炉主控指令前馈。机炉协调方式下的PI调节器将比例、积分功能分开，比例增益和积分速度根据当前机组负荷值的大小和主蒸汽压力的偏差自动改变。如果机组负荷偏差较大，相应增加或减少锅炉主控指令。PI调节器的输出加上前馈信号，成为协调控制方式下锅炉主控控制指令并行送给给水控制系统和燃料控制系统，即锅炉指令直接送给水主控，而锅炉指令送燃料主控，燃料指令乘风燃比（经过氧量校正）送风量控制。汽轮机调门以控制负荷为主，用锅炉燃烧率控制主蒸汽压力，当主蒸汽压力偏差过大时，汽轮机侧协助锅炉调压。

1.2 锅炉给水指令的形成

a.引入锅炉主控输出作为前馈量，总燃料量通过函数发生器f（x）折算出给水指令。当功率指令变化时，燃煤转化为热量需要经过较长时间，同时给水量响应也存在滞后性，为了避免由于两者变化不同步所造成的输出参数的波动，在机组锅炉主控指令后增加延迟环节以进行调整，时间设定为8s，使燃料量与给水量保持同步。

b.采用分离器出口处蒸汽焓值作为给水控制对象的修正量。当给水量或燃料量扰动时，汽水行程中各点工质焓值的动态特性相似；在锅炉的燃水比保持不变时，汽水行程中某点工质的焓值保持不变，以此来校正燃水比。中间点焓值对燃水比扰动的响应较快且近似于一阶惯性环节，响应曲线是单调的。

c.通过汽水分离器出口温度和主蒸汽压力计算得出分离器出口焓值与负荷指令得出汽水分离器出口焓值的偏差然后进行PID运算，并引入一级减温器前后温差控制器对设计焓值进行修正；负荷指令经函数发生模块，得到热量总需求，对省煤器给水流量做出修正。

2 存在的问题

目前，很多煤商为了追求经济利益，导致电厂发电用煤的煤质变化很大，入炉煤质与原设计值存在较大差距，煤质来源不固定且热值变化较大，原燃料量负荷比率已不能适合现工况，即燃料主控输出100%时负荷只能达到额定负荷80%～90%，所以当锅炉主控到90%甚至80%时燃料主控输出已到达100%产生饱和，这样锅炉主控继续增长而实际燃料量已不能增长。而直流锅炉由于没有汽包，在热态时需要维持一定的过热度，这样就存在过热度与主蒸汽压力相互耦合的问题，具体体现在水与煤的相互耦合问题。试验证明水与煤的耦合导致锅炉汽压响应缓慢，主蒸汽压差超标，最终的表象为“机快炉慢”，整个机组既不能满足电网负荷的控制精度要求，又不能保证机组锅炉的安全性，危及到发电机组的安全运行。

3 控制逻辑优化措施及效果

3.1 优化措施

a.锅炉主控静态前馈改进。原来仅通过负荷指令，通过折线函数对应一定的煤量而形成。这样就只能与变负荷同步进行锅炉动作，因而锅炉总是慢汽轮机一步。为了达到在锅炉侧先动作的目的，真正形成前馈，重新构建锅炉的静态前馈，用目标负荷通过对当前变负荷速率，根据升降负荷不同的工况进行放大处理，达到先于负荷动作的目的，克服锅炉的迟延与滞后。

b.锅炉主控动态前馈提速。采用负荷指令的微分与目标负荷相关联再经过细化量化构成负荷的动态前馈，形成负荷动态前馈。

c.锅炉主控控制超调量。为控制锅炉主控输出增长到饱和区域可增加锅炉主控输出上限自适应逻辑，当6台磨煤机中只有4台运行时将锅炉主控输出上限定为80%，限制机组出力，煤质不好时无法带更高的负荷，如需提高负荷必须启动更多磨煤机组来解决。当有5台运行时将锅炉主控输出上限定为90%，当6台全部运行时将锅炉主控输出上限恢复为100%，这样既可使燃料主控满输出，又可限制锅炉主控输出偏大使给水主控超调。

d.给水主站调节。由于水的控制方案采用的是锅炉指令通过函数对应水的指令，也就是说水相对稳定。一般来讲“水调压、煤调温”，这就是说温度欠缺了主要还是由于煤的不足，所以要继续调整煤的量。但是在极端的情况下单纯的调节煤量不能快速有效地调整好变煤质的问题，为了在煤质变化频繁剧烈的情况下，保持过热度的稳定就要水煤同时联调。在煤质好的情况下，过热度上升，加水减煤；在煤质差的情况下，过热度降低，这时就要减水加煤进行调节。

e.水煤比调节。因为煤质变化，水煤联调稳定过热度而导致主蒸汽压力的变化，水煤比发生变化，对应的锅炉主控适时改变调整，这时锅炉主蒸汽压力调节器则调整修正主蒸汽的压力调节品质，锅炉调节器以煤带水的给水量维持给水流量的相对稳定，主蒸汽压力得以稳定。另外给水作用快，而燃料从启动给煤机加煤到磨制出煤粉需要10min左右的时间，有可能将汽温拉低。因此可将燃料先增加一段时间形成实际出力后再增加给水量可较好控制气温。给水主控的锅炉主控前馈由一阶惯性改为三阶惯性使其与燃料的对应关系由先陡后缓变为先缓后陡的非线性特性，燃料先行投入一段时间给水再开始增长这样和燃料量增加速度匹配减小给水摆动幅度。用机组负荷（MW）乘以30t，得出该负荷所对应的大致给水流量作为经验值并增加一定范围，如果超出此范围则表示有可能超调，控制给水调节器输出高低限以控制初期超调量。

3.2 优化效果

逻辑修改前效果见图2。

图2 逻辑修改前效果

由图2可以看出逻辑修改前当机组负荷由565 MW降低到537MW，减少28MW时锅炉主控输出值由83%减少到81%，但过程波动较大，给水流量由1 740t/h下降到1 604t/h，主蒸汽压力由24.25MPa下降到23.31MPa，与设定点偏差最大为0.89MPa。逻辑修改后效果见图3。

图3 逻辑修改后效果

从图3可以看出逻辑修改后当机组负荷由415 MW降低到387MW，同样减少28MW时锅炉主控输出值由59%减少到55%，过程波动较小，给水流量由1 221t/h下降到1 066t/h，主蒸汽压力由18.89MPa下降到17.51MPa，与设定点偏差最大为0.25MPa。

华能上安电厂三期2台600MW超临界空冷机组改进控制逻辑后，锅炉主控可适应煤种变化带来的干扰，降低了给水调节幅度，使汽压汽温稳定性大大提高，升降负荷的变化率及系统动静态参数完全满足机组的要求，保证了机组的安全稳定运行。

4 建议

a.加入在线煤质监测，获取大致煤质变化情况，手动或自动投入BTU站以改变校正后燃料量，可使燃料主控与锅炉主控按原设计值大致对应。

b.在磨膛中可以存留一定的蓄粉，当锅炉开始加负荷时，磨煤机热风调整门的前馈信号增大，开启热风调整门，吹出磨煤机内剩粉，直接增大了进入炉膛的煤粉量，可有效地降低制粉系统的制粉迟延。