1 100 MW超超临界机组AGC功能优化及试验

李友志，于明双，张鹏

（1.华电莱州发电有限公司，山东莱州261400；2.山东中实易通集团有限公司，济南250000）

1 100 MW超超临界机组AGC功能优化及试验

李友志1，于明双2，张鹏2

（1.华电莱州发电有限公司，山东莱州261400；2.山东中实易通集团有限公司，济南250000）

超临界机组具有热惯性大、迟滞性强、参数耦合关系强的特性，同时，单机负荷大的机组相对蓄热能力小，导致机组自动发电控制功能投入存在较大困难。通过对国内首台单机容量1 100 MW机组协调控制系统的优化，在重新设定机组滑压曲线基础上，对煤水比、负荷变化等环节进行调整优化，克服热惯性对AGC造成的影响。在AGC模式下以15 MW／min的变负荷速率进行了100 MW的负荷变动试验，能够保证主蒸汽温度变动范围小于10℃；主蒸汽压力变动范围小于1 MPa；同时其它主要参数的变化在控制范围之内。作为单机容量最大的机组，其AGC功能的投入对同类型机组的调试及运行有着重要的借鉴意义。

超超临界锅炉；自动控制；协调控制；自动发电控制；热惯性

0 引言

电网对大型火电机组的自动发电控制负荷响应能力的要求越来越明确、严格。自动发电控制（AGC）负荷调度响应能力优秀的发电机组可以获得更多的调峰电量，同时提高机组的AGC响应能力，将机组的主要运行参数保持在一个更为稳定的工作范围，将有助机组的安全经济运行［1］。

火力发电单元机组机炉协调控制系统的被控对象具有多变量强耦合、非线性、大惯性、大延迟和慢时变等特性［2］。锅炉和汽轮机的动态特性差异很大，汽轮发电机组的负荷响应速度很快，而锅炉则是一个具有蓄热能力的大惯性环节，外部负荷响应与内部参数稳定之间存在固有矛盾［3］。新疆农六师煤电有限公司超超临界1 100 MW空冷机组工程锅炉采用哈尔滨锅炉厂型号为HG-3200／27.46-HM3超超临界变压运行直流锅炉，采用П型布置、单炉膛、一次中间再热、低NOX主燃烧器和高位燃尽风分级燃烧技术、反向双切圆燃烧方式；汽轮机设备采用东方汽轮机NZK1000－26.25／600／600型汽轮机。

1 原协调控制方案存在的问题

1.1 水煤比控制

机组在直流运行时过热器采用水煤比作为汽温调节的主要手段，配合三级喷水减温作为主汽温度的细调。控制方案为将分离器入口的蒸汽过热度作为水煤比控制的被调量，其设定值为机组电负荷的折线函数。水煤比控制输出值送到燃料指令回路，其调节范围为－50～＋30t／h。

水煤比控制方案采用典型的煤跟水的控制策略，即中间点温度的偏差通过煤量的附加增减来调整。

原水煤比控制超驰部分逻辑中当烟道后墙入口联箱蒸汽温度超温或者二级过热器入口温度高时，则自动将水煤比控制量切为－50 t／h。实际运行中如果当前的水煤比调节量远远大于此值，这时超驰条件触发后会导致燃料量大幅变化，对主汽温度和主汽压力都是一个很大的扰动。

水煤比控制逻辑系统整定时发现分离器压力所对应的蒸汽饱和温度函数有误，在过临界点后其饱和温度值达到逻辑块输出上限，无法正确地计算出蒸汽真实的过热度，严重影响过临界后的主汽温度控制。

1.2 热值校正

热值校正方法是将电负荷和锅炉负荷（燃料量）的偏差信号作为热值校正的基准信号。当机组稳定运行（实际负荷和主蒸汽压力波动很小，且持续一定时间）时，总燃料量与实际负荷的比值代表了当前煤质的做功的能力。根据该比值对锅炉主控进行调整，以增强协调控制系统抗煤质变化的扰动能力。但在原逻辑中发现未对测点品质进行相应的判断，存在由于测点品质变差导致煤量波动的隐患。

1.3 滑压曲线

机组在进行负荷摆动试验时发现滑压曲线无法满足机组AGC负荷调节的需要，同时主汽压力设定值定压／滑压切换时存在跟踪的问题，机组定压运行时，滑压设定值跟踪量不是定压设定值而是实际压力。需要更改定压方式下滑压设定值的跟踪回路。

1.4 负荷变动前馈控制

机组负荷微分变化量的各类修正作用在系统变化过程中的作用强度不合适，导致机组在负荷变动过程中出现主蒸汽压力偏差大于2MPa、主蒸汽温度最大波动范围25℃。

对协调控制系统各子系统在变负荷时的前馈量逻辑进行了审查，发现预加量的函数设置不尽合理。为了提高机组在大负荷变动范围、大负荷变化率情况下的跟踪能力，需要对系统的负荷变化微分量的各个修正部分进行优化。

2 优化方案

2.1 水煤比控制优化

为了提高系统对汽温调节的灵敏度，水煤比控制的前馈中考虑了汽水系统各段温度变化给煤量设定的影响，当后烟道后墙入口联箱蒸汽温度或者一级过热器出口蒸汽温度超过设计值时将自动减少燃料指令；当二级过热器温度控制偏差或者三级过热器的温度控制偏差发生改变时将自动调整燃料指令，达到稳定主汽温度的目的。

末级过热器出口温度控制偏差与中间点温度控制偏差同时调节锅炉燃料，两者之间存在一定的权重分配关系。具体分配系数见表1。

表1 权重分配系数

水煤比控制器参数优化。为了提高燃料调节中间点温度的响应速度，刻意削弱了比例和积分作用（比例系数0.3，积分时间为600 s），加强了其微分作用，微分系数由原来的2.0增强为3.5，微分时间60 s。

水煤比超驰控制逻辑优化。当出现水冷壁金属温度超温报警时，逻辑中将自动锁住当前水煤比控制量，并在当前的基础上自动减去3 t／h燃料并保持180 s，180 s后如果超温现象消失则恢复正常的水煤比调节，否则再重复上述的超驰控制指令；如果出现后烟道后墙入口联箱蒸汽温度超温或者二级过热器入口温度高时，则自动将水煤比控制量按照每秒0.01 t／h的速率切到-50 t／h。

2.2 热值校正优化

热值校正（British Thermal Units，BTU），可以根据稳定负荷下负荷和设计煤量的对应关系把实际燃烧煤种自动校正到设计煤种上来。通过将实际煤量/功率比值与设计比值进行比较，并通过一个纯积分控制环节自动计算出校正后的燃料量，校正后的燃料量用来控制风量指令同时改变风、煤、水交叉限制值。

考虑到机组负荷较低（负荷低于380 MW）、功率信号与煤量信号发生品质坏后若仍然进行BTU校正将会对系统调节产生不利的影响，因此在上述两种条件下强制BTU校正功能切手动。优化后的系统逻辑见图1。

图中功能符号“QUAL”为品质判断算法判断块，对输入本算法块的信号进行品质判断，当信号的品质变坏后输出开关量信号。功能符号“L”为低值判断算法块，当输入信号低于设定值后输出开关量信号。

图1 BTU控制逻辑

2.3 滑压曲线修正

机组原配置的滑压曲线设定值处于30%~90%负荷区间内，且滑压曲线设置不合理。协调投入后针对机组负荷偏低、滑压曲线初始斜率较陡等情况对滑压曲线进行了修正。为了和机组正常运行时800 MW左右负荷需求相匹配，滑压终点设置为机组负荷的80%左右，同时为了满足机组的负荷要求，对机组的滑压曲线进行了优化。滑压曲线修正见图2。

图2 滑压曲线修正

2.4 负荷变动前馈控制回路优化

为了缩短机组变负荷过程中锅炉热负荷的波动时间，在协调控制各子系统（包括风量、燃料、给水、减温水及二次风等回路）设计了各自独立的“负荷变化前馈量”逻辑。为了克服大机组因相对蓄热能力小使机组负荷响应速度降低而导致的协调控制难度［4］，根据各子系统的调节特性分别设置前馈量的大小和变化速度，最大限度地控制负荷变化过程中的主汽温度及主汽压力的调节品质。负荷变化前馈量能够根据机组负荷变化范围和电负荷变化速率及主汽压力控制偏差自动改变，具有很强的自动适应能力。负荷变动前馈逻辑见图3。图3中各工功能符号“V≯”为速率限制模块，用以实现对输入数据按照设定的速率值输出；功能符号“△”为比较模块，完成两路输入数据的偏差计算；功能符号“H”为数值限制模块，只有当输入数据高于设定值时才完成输出；功能符号“T”为切换模块，可以根据外部条件实现选择某一路输入作为输出；功能符号“D”为微分算法模块，实现对输入数据的微分计算；功能符号“×”为乘法模块，实现各条输入值相乘后的输出。

图3 负荷变动前馈量生成逻辑

负荷指令前馈由3部分组成。

负荷指令经过微分环节D后作为负荷指令前馈的主要部分。负荷变化率经过函数FG1后输出作为对微分环节的修正。

目标负荷经速率限值算法块后与负荷指令的差值经过限值H的限制，若两者差值高于定值，则限制值算法块输出为真值1，若两者差值低于定值，则限制值算法块输出为真值0。若真值为1，则切换算法块T的输出接通Y引脚；若真值为0，则切换算法块T的输出接通N引脚。

BI（Boiler Input）输出经过速率限制后与BID进行比较后经过修正函数FG2、FG3后输出。BI为锅炉输入模式，在这种模式下机组负荷的改变是由操作人员通过改变BI模式的输出来完成的。BID（BoilerInput Demand）为锅炉输入指令。

为了增强变负荷过程中的动态调整能力，增强了负荷指令的微分作用强度，微分时间由原来的30 s修改为60 s，同时将各类对机组负荷微分量的修正函数进行了细调，优化后的负荷变化率对负荷指令微分量的修正FG1见图4。偏差较小/较大时对负荷指令微分量的修正函数FG2／FG3分别见图5、图6。

图4 负荷变化率对负荷指令微分量的FG1修正曲线

图5 BI输出小偏差时对应的FG2修正曲线

图6 BI输出大偏差时对应的FG3修正曲线

3 优化后的控制效果

优化方案投入运行后，对机组的控制参数进行了整定并完成了基于AGC指令的变负荷试验，在变负荷速率15 MW/min的前提下进行了负荷变动试验，机组的实发功率与负荷指令的偏差在变负荷过程中保持在较好的水平，机组的负荷指令与实发功率的偏差小于10 MW，同时机组的实际变负荷能力达到14 MW／min，满足电网调度对大容量直吹式机组AGC负荷变动率的要求，成功完成了AGC负荷变动试验。相关曲线见图7、图8。机组在变负荷过程中的主要参数如下：机组负荷变化范围为630~730 MW，总风量变化范围2 650~3 400 t／h，给水流量变化范围1 870~2 300 t／h，压力偏差最大1 MPa，主蒸汽温度在575~585℃之间；主要运行参数满足机组运行的要求。

图7 机组变负荷过程曲线（负荷、风量、水量）

图8 机组变负荷曲线（压力、温度）

4 结语

经过对农六师1 100 MW机组的协调控制、BTU、煤水比控制逻辑的优化和相关控制系统调节器参数的优化整定，提高了机组的协调系统的控制品质。

大型超超临界单元机组进行AGC负荷的难点在于如何降低炉侧的滞后性，通过对协调控制系统的优化尤其对机组变负荷过程中的动态超调能力的匹配，使得机组顺利完成了AGC负荷摆动试验。结果表明，优化后的协调控制系统各项指标能够满足新疆电网AGC功能的要求，在15 MW／min的负荷变化率设定的情况下AGC实测的负荷变化率为12.5MW／min，机组主要参数满足运行要求。

［1］赵志丹，陈志刚，王晓勇，等.DEB能量平衡在协调控制中的应用［J］.热力发电，2008，37（4）：1-6.

［2］于达仁，徐志强，翁一武，等.DEB的新认识—增益调度控制［J］.热能动力工程，1999，14（5）：379-381.

［3］房方，刘吉臻，谭文.火电单元机组协调控制系统的多变量IMCPID设计［J］.动力工程，2004，24（3）：360-365.

［4］李卫华，王玉山.600 MW火电机组AGC运行方式下的控制特性分析［J］.华北电力技术，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，工程师，从事火力发电厂技术管理工作。