芜湖发电公司超超临界机组协调控制系统优化

李志

（安徽华电芜湖发电有限公司，安徽芜湖 241300）

芜湖发电公司超超临界机组协调控制系统优化

李志

（安徽华电芜湖发电有限公司，安徽芜湖 241300）

以安徽华电芜湖发电有限公司＃1，＃2机组为例，针对机组调试过程中的遗留问题及运行中存在的问题，给出了具体优化策略，实施后机组运行安全、稳定，社会和经济效益明显。

超超临界机组；协调控制系统；控制策略优化；效果

0 引言

安徽华电芜湖发电有限公司（以下简称芜湖发电公司）一期工程＃1，＃2机组锅炉为HG-2060／26.15-YM2型超超临界变压运行直流锅炉，采用П型布置、平衡通风、固态排渣、低NOx型PM主燃烧器和MACT型低NOx分级送风燃烧系统、墙式反向切圆燃烧方式、摆动式燃烧器，燃用淮南、淮北烟煤。汽轮机系TC4F-40型（25MPa／600℃／600℃）超超临界一次中间再热、三缸四排气、单轴、双背压、凝汽式汽轮发电机组，默认采用中压缸启动，也可以采用高压缸启动。每台机组配2个高压主汽门（TV）、4个高压调门（GV）、2个中压主汽门（RSV）和2个中压调门（ICV）。机组热工分散控制系统（DCS）及汽轮机数字电液控制系统（DEH）均采用ABB公司SYMPHONY系统，构成一体化控制系统。

为解决项目调试过程中存在的遗留问题及机组投运以来不能满足调度及运行要求的突出问题，对系统进行了适当优化。

1 机组运行中存在的问题

1.1 煤质变化及配煤方式的影响

机组投产后，煤质变化很大，采用掺烧方式后，A，B磨煤机的煤质较好，C，D磨煤机的煤质略差，E，F磨煤机的煤质最差，此种配煤方案虽有利于燃烧的稳定，但在运行中由于机组负荷及磨煤机运行组合方式不同，导致单位煤的发热量不同，这样单位煤量对应的给水流量便发生改变，使机组的水煤配比出现偏差，甚至失衡。在大幅度负荷变动、一次调频频繁扰动、启／停磨煤机、给煤机断煤等恶劣工况下，机组主蒸汽温度出现大幅度的变化（有时下降超过50℃）。运行人员必须降负荷、退出协调手动干预，导致自动发电控制（AGC）及一次调频的投入率受到影响，严重影响机组的安全、经济、稳定运行。

1.2 机组协调控制策略存在的问题

（1）变负荷前馈不适应AGC方式运行。原机组前馈采用与机组变负荷速率、变负荷幅度相关的预估控制，但变负荷幅度存在30MW的死区，在投入AGC方式后，机组负荷通常以10～20MW的幅度连续变化，原有逻辑的变负荷前馈基本不起作用，只依靠锅炉主控调节，不仅影响机组的负荷变化率，而且前馈量直接影响锅炉动态过程燃煤与给水的比例（升负荷1∶6，降负荷1∶8，锅炉主控的燃煤与给水比例为1∶7），这对水煤的配比关系影响很大。

（2）调节器参数需要整定。由于直流锅炉是三输入两输出的控制对象，在维持良好主蒸汽压力偏差的情况下，水与煤的配比至关重要，而水与煤对锅炉温度、压力的影响速度并不相同，在煤质发生改变的情况下，原有调节参数必须重新整定。

（3）机组主蒸汽温度控制上的问题。原控制策略上缺少控制器的抗积分饱和功能，在减温水调节阀全开或全关的情况下，无法避免反向温度变化的快速调节，造成主蒸汽温度控制偏差较大。

（4）水煤比的影响。直流炉控制的核心问题是保证合理的水煤配比，这样才能保证其他控制参数（给水偏置、水煤比修正）在合理的范围，进而影响到主蒸汽温度的控制。原控制策略是水煤比调节通过对煤量的改变来控制分离器入口及各过热段温度，修正较慢。特别是三菱公司给出的控制函数曲线，在煤质大幅改变的情况下已经失去意义，必须重新修正。

（5）磨煤机出口一次风温控制存在的问题。磨煤机煤量改变时，出口温度变化较大，缺少单台磨煤机煤量对出口温度控制上的前馈。

（6）送风控制存在的问题。送风量变化较大，会对再热蒸汽温度产生较大影响，同时也通过排烟热损失影响锅炉的热效率。

2 具体优化策略

2.1 防止主蒸汽低温的优化控制策略

（1）增加给水偏置逻辑。将控制策略由煤跟水优化为水跟煤，即：中间点的温度控制由修正煤量改为修正给水；原水煤配比控制的修正煤量用于控制主蒸汽温度，在断煤时中间点温度用于减温水，主蒸汽温度控制加煤。

（2）增加断煤判断逻辑。磨煤机正常运行120 s后，给煤机指令与反馈信号的偏差大于20 t／h，延时30 s后发断煤信号，用于减弱断煤过程中锅炉主控的调节速度，切换压差的修正系数由1.0调整为0.2，减少因断煤造成压力快速下降导致的锅炉指令大幅度上升，避免给水大量增加。

（3）变负荷过程的策略优化。取消变负荷前馈30MW死区，提高变负荷速度的同时合理分配动态水与煤的比例（变负荷前馈的煤水比为1∶4，锅炉主控产生的煤水比为近似1∶7）。

（4）优化一次风压控制策略，用于断煤发生时提高锅炉的燃烧率。一次风压控制由负荷设定的一次风压曲线改为运行磨煤机最大给煤量对应的一次风压曲线，当断煤发生时，每台磨煤机的煤量必然上升，导致一次风压的设定值快速增加，通过提高进入炉膛的煤粉量提高锅炉的燃烧率，既能保证炉膛的温度，又能保证主蒸汽压力及负荷的稳定。

2.2 协调控制的优化

（1）应对一次调频所进行的优化。变负荷前馈逻辑中，将设定负荷逻辑进行修改，去掉一次调频叠加量，只保留相应AGC指令的目标负荷信号。

（2）锅炉主控、燃料主控参数的优化。对锅炉主控调节器的参数进行优化，提高微分作用，以适应负荷变化拐点的要求。

（3）汽轮机功率回路控制的优化。为满足大负荷变动及一次调频变化幅度的要求，主蒸汽压力偏差大导致压力回路与功率回路的切换，由调功方式自动转化为调压方式，将限值由1.1MPa改为分段函数（594MW以下的压差放大至1.5MPa，594MW及以上的压差仍为1.1MPa），尽最大可能满足电网负荷的要求，同时防止机组在高负荷下超压运行。

（4）协调投入逻辑中取消水煤比自动投入后允许投入协调。

2.3 给水控制策略的优化

（1）增加给水偏置逻辑，具体见2.1第（1）条。

（2）给水设定回路增加惯性环节，适应变负荷过程水对煤量变化的滞后；此外，对给水的反馈值减去50%减温水流量，适应断煤时下层燃料量偏大导致的水冷壁超温。

（3）给水设定值上下限函数重新设置。

2.4 送风控制策略的优化

（1）氧量调节对送风量的修正由系数关系改为加法关系，可以使氧量对风量的修正由定性改为定量（输出1%对应7000m3／h）。

（2）变负荷过程送风量变化前馈由1改为-5，送风的设定增加25 s惯性，减缓变负荷过程风量的变化。

2.5 其他优化调整

在进行上述控制优化的同时，对其他相应系统进行跟随性优化，以适应优化后的运行参数，从而达到设定的运行指标。由于调试过程进行了较大改动，特别是一些控制逻辑未能真正投入，使逻辑特别混乱，因此，将＃2机组逻辑与＃1机组逻辑修改一致，同时对＃2机组参数重新整定。

3 优化后达到的效果

（1）高负荷运行（大于420MW），稳定负荷状态，主蒸汽温度变化±3℃。

（2）高负荷运行（大于420MW），变动负荷状态，主蒸汽温度变化±5℃。

（3）低负荷运行（300～420 MW），由于F磨煤机不运行，炉膛火焰靠下，主蒸汽温度偏低，单独依靠水煤的配比来调节温度，减温水通常处于全关状态，主蒸汽温度最低590℃，温度波动。

（4）机组负荷变化幅度大于100MW、启／停磨煤机、断煤状态下，主蒸汽温度短时间最低580℃。

（5）优化策略投入后，没有发生因主蒸汽温度控制不好导致主蒸汽温度偏低退出协调方式及影响一次调频投入；主蒸汽压力及负荷变化满足运行要求。

4 结束语

优化策略投入后，保证了协调及一次调频的投入率（一周时间保持100%），满足了机组安全、稳定运行的要求，减少了电网的考核；主蒸汽温度比优化前平均提高1.3℃，单位煤耗下降1.5 g／（kW·h）；低负荷阶段的再热蒸汽温度由于控制排烟热损失而有所下降，也会产生一定的经济效益。但由于优化控制逻辑投入时间较短，需在运行过程中认真观察、调整，使其更加完善。

［1］罗万金.电厂热工过程自动调节［M］.北京：水利电力出版社，1990.

［2］李遵基.热工自动控制系统［M］.北京：中国电力出版社，1997.

［3］林文孚，胡燕.单元机组自动控制技术［M］.北京：中国电力出版社，2003.

（本文责编：白银雷）

TK 323

：B

：1674-1951（2015）01-0049-02

李志（1979—），男，山东济南人，工程师，从事热控技术方面的工作（E-mail：tiger_1220＠163.com）。

2014-06-03；

2014-09-18