两个细则下超临界直流炉机组响应探究

浙江大唐乌沙山发电有限责任公司 罗兴宇

随着电网的并网运行管理细则以及并网发电厂辅助管理细则的实施，对并网运行机组的发电计划曲线、一次调频动作率、AGC调节速率、AGC调节精度等参数提出了更高的要求。而超临界机组采用锅炉跟随协调方式，为了响应电网2%的负荷变化率，需要将调门调节速率加快。而直流炉本身的蓄热能力差，锅炉响应滞后等条件又制约着压力和温度的稳定，从而反方向的影响机组负荷响应。如何协调好两个细则实施下的机组负荷响应和压力温度稳定，是本文研究的重要方向。

1 超临界机组协调及给水系统概述

超临界机组其控制策略应保证机组良好的负荷响应性和关键运行参数的稳定。直流锅炉作为一个多输入、多输出的被控对象，其主要输出量为汽温、汽压和蒸汽流量（负荷），其主要的输入量是给水量、燃烧率和汽机调门开度，由于是强制循环且受热区段之间无固定界限，一种输入量扰动将对各输出量产生作用，与汽包炉相比，其控制策略最大的区别在于：协调控制系统、给水调节系统。

1.1 协调控制系统介绍[1]

乌沙山发电有限公司4×600 MW 机组采用锅炉跟随协调控制，锅炉主控调节汽压，汽机主控调节功率。因此调门可以快速响应负荷指令，但压力的稳定将需要锅炉这一大迟延环节完成。因此压力控制是直流锅炉控制系统的最关键环节，压力的变化对机组的外特性来说将影响机组的负荷，对内特性来说将影响锅炉的温度，且直流炉机组的滑压运行范围大在10～24Mpa之间，这些都对汽压的调节品质提出了更严格的要求。

BF+MW的控制SAMA大致如图1所示。

图1 协调控制系统SAMA图

压力拉回回路：压力偏差信号修正实发功率。当机前压力偏差较小时，由锅炉主控维持压力；当机前压力偏差较大时，汽机主控由调节负荷转到调节机前压力和负荷，牺牲部分功率，两者共同作用稳定机前压力，保证机组内部稳定运行。

三阶惯性环节：机前压力设定值速率限制后，经过三阶惯性环节再进行PID的运算，使压力定值充分接近实际压力的过程特性，保证变负荷时机前压力偏差不会太大。由于直流炉的蓄热能力弱，同样，功率设定值也经过时间参数更快的三阶惯性环节的处理，避免变负荷初始阶段，汽机调门的快速响应造成的压力波动。

负荷变动时，通过汽轮机调门的适当动作响应负荷需求，与此同时，必须加快炉侧燃烧率的调节，及时恢复蓄能，使锅炉蒸发量与机组负荷一致。在炉跟机协调模式时，锅炉主控前馈包含一个静态前馈和三个动态前馈：基本指令为机组负荷指令加上调频负荷所对应的燃料量，使锅炉主指令对应于负荷的改变有一个绝对的变化量，属于静态前馈；变负荷时，目标负荷减去速率限制后的LDC指令所对应的燃料量，作一个一阶惯性环节和二阶惯性环节的加权组合，以调整变负荷初始、中间、结束不同阶段所加的燃料量；LDC指令的微分作用：在整个变负荷过程中存在，加快压力的动态响应；压力设定值的微分作用：改善压力调节的动态补偿。

1.2 给水控制系统介绍

当锅炉进入直流运行阶段，分离器处于干态运行，成为（过热）蒸汽通道，此时给水控制任务不仅是应负荷需求调整省煤器入口流量，还要调整微过热汽温达到期望的设定值，实现过热主汽温的粗调。

图2 给水控制系统SAMA图

基本指令：锅炉的燃烧率指令通过相应的函数F（x），经过三阶惯性环节计算出理想的主蒸汽流量和减温喷水流量，两者相减作为给水流量的基本指令，一方面使燃水比保持一致以保证过热汽温基本不变，另一方面是快速响应负荷变化。三阶惯性环节的作用是使快速的给水流量变化与慢速的燃烧过程相适应，保证负荷动态响应过程的匹配。

分离器中间点温度修正燃水比：微过热汽温能迅速反映燃水比的改变，采用微过热汽温调节器的指令，乘以给水流量定值形成最终的给水流量指令，送至三台给水泵流量控制子回路。同样，微过热温度速设定值加以一阶惯性环节的动态修正，使其与实际的物理过程相匹配。调节器采用变参数控制，以保证不同负荷工况点的调节品质。

减温喷水量与给水量的协调：直流炉在干态运行时，水汽转换一次完成，稳定流动时给水量等于蒸发量。通过一减前后温差调节器的输出修正分离器出口温度的设定值，间接修正燃水比。温差调节器的目的是使减温水量在不同的负荷点时工作在适当的位置，提高燃烧经济性，但校正作用相对缓慢。

2 超临界机组协调控制改造[2]

2.1 协调控制控制策略改造

在两个细则对机组快速和准确响应的要求情况下，需要对协调控制系统进行策略的改变，尤其在锅炉前馈的确定上，要保证锅炉燃烧对压力的稳定。因此除了原设计的指令基准前馈，压力定值微分前馈，负荷指令前馈以外，本次试验额外增加了负荷变化幅度微分，压力偏差微分，并增加了其不同负荷点下的KICK量，保证燃料主控可以快速响应压力。

为了增加汽轮机根据AGC指令调节负荷的速度，需要将机主控控制器负荷指令生成回路的三个惯性环节的惯性时间由固定的25s，更改为跟随升降负荷和负荷大小决定的非线性函数时间，其作用是根据负荷指令改变的大小来决定负荷控制速度的快慢，负荷指令变动在5MW内时，速度最快为0.6s，而负荷变动在60MW时，速度为10s。

为了减小压力波动对于机组负荷跟随AGC指令的扰动，适当减弱机主控的调压能力，将机主控压力拉回曲线减弱，防止压力波动对机组负荷影响。

为了加强压力对负荷的响应，充分利用锅炉蓄热，将炉主控控制器压力指令生成回路的三个惯性环节惯性时间由固定的150s,更改为可变的时间，升降负荷时惯性时间由函数生成，作用是升负荷时减缓压力定值上升趋势目的是充分利用锅炉蓄热；降负荷时加快压力定值下降趋势目的是更加迅速地减小给煤量防止超压。

2.2 压力定值修正回路改造策略

由于两个细则中对机组负荷响应的快速性和精确性提出了很高的要求，因此必须提高调门对机组负荷的响应，而弱化调门对压力的控制。直流炉的压力控制却是系统的最关键环节，压力的变化对机组的外特性来说将影响机组的负荷，对内特性来说将影响锅炉的温度。如何协调处理压力和负荷的关系，防止由于调门的快速导致压力定值和实际压力偏差过大而促使的煤量和温度的大范围波动，本思路设计压力定值等待和闭锁增长来解决压力定值和实际压力过大矛盾，其整体SAMA图如图3所示。

图3 压力定值修正控制系统SAMA图

此思路为两个PID分别控制压力定值和实际压力的偏差最终到零，通过准确的煤量前馈去响应锅炉蓄热，而压力的稳定可以保证煤量的稳定，其中调节压力定值和实际压力的PID1的积分时间分别为60s和60min的纯积分PID切换判据为图4所示。当降负荷时，压力定值和压力偏差大于0.3MPa，或者升负荷时，压力定值和压力偏差小于-0.3MPa，或者实际压力修正系数大于对应负荷段的限制。此时PID1切除积分作用，而由PID2将压力定值和实际压力修正到设定值零。

图4 积分PID切换判据

压力定值控制策略改造后曲线，如图5、图6所示。

从升负荷的曲线看（如图5所示），整个阶段压力偏差小于0.4MPa，负荷偏差小于5MW，且压力定值的等待回路非常明显，整个燃料主控的煤量稳态时候非常稳定，煤量对应负荷前馈比较明显且中点点温度修正较少，温度变化较小。

图5 机组升负荷压力，负荷曲线

图6 机组降负荷压力，负荷曲线

从降负荷的曲线看（如图6所示），整个阶段压力偏差小于0.3MPa，负荷偏差小于4MW，且压力定值的等待回路非常明显，整个燃料主控的煤量稳态时候非常稳定，即便是停磨运行，煤量对应负荷前馈比较明显且中点点温度修正较少，温度变化较小。

2.3 磨带粉启动回路改造策略

制粉系统启停由于磨内的存粉无法依靠测量和计算所的，也没有可以表示的测量信号所替代，因此磨带粉启动给机组的压力有较大冲击，一般峰量在17T/H左右，持续时间为15s。

图7 磨启动对煤量影响

此思路为通过判断磨运行的台数的微分量去模拟叠加在燃料主控指令之上，以保证降制粉系统启停对燃料主控的影响，从而减少对压力的冲击。

图8 磨带粉启动优化逻辑SAMA图

3 超临界机组给水控制改造[2]

要保证直流锅炉的压力稳定，需要对煤水比做精确的配比，由于锅炉在其不同负荷下热惯性有较大的区别，要达到煤水比的配比，尽量减少由于煤水比的失比，体现在分离器出口温度变化后才通过中间点温度修正。通过试验，确定300MW，450MW，550MW，600MW四个负荷点的基准煤量和水量，其对应的关系大致如下在上述四个负荷点参数稳定的时候，逐渐改变水量曲线，使水煤比输出逐步调整在1左右。通过过热器二级减温水阀门特性试验，调节二级减温水的PID参数，使二减可以快速的调节，以达到减温水响应。

给水控制策略改变，将原设计的给水定值由煤量直接煤水比加中间点温度修正后生成，改变为给水定值由煤量的基准前馈加上由负荷以及压力偏差等微分前馈后加中间点温度后生成。

增加在机组负荷变工况工作的时候，给水微分前馈量变化比例的调节增益系数。

增加在升降负荷不同的工况下，给水定值的三阶延时环节的延时时间，因为锅炉在不同的负荷点，其热惯性有较大的区别，以达到煤水比的配比，尽量减少由于煤水比的失比，体现在分离器出口温度变化后才通过中间点温度修正。

增加在升降负荷不同的工况下，压力定值生成回路上三阶延时惯性环节时间，以匹配由给水水量生成到压力生成的时间，保证压力和给水的匹配，防止超压和欠压。

4 结语

两个细则的实施，对超临界直流机组是一个较大的考验，尤其是如何避免由于调门快速响应带来的机组压力偏差大，温度偏差大以及磨带粉启动导致AGC断点等问题，本文着重从压力控制，给水控制以及磨带粉启动等方面加以考虑和实施，取得了较好的效果。

[1] 张朝阳, 王玉山, 宋兆星. 600MW超临界机组协调控制系统的应用研究[M]. 中国电力出版社: 2007.

[2] 尹峰, 朱北恒, 李泉. 超临界机组协调控制特性与控制策略[J]. 中国电力, 2008, 3.