1000MW超超临界空冷机组宽负荷调峰控制设计及优化

华电宁夏灵武发电公司 阴峰 北京必可测科技股份有限公司 黄俊飞

前言

大容量超超临界火力发电机组作为当前电网主力机组，具有效率高、能耗低等特点，在相当长的一段时间内作为火电主力参与宽负荷调峰运行。

由于其机组容量大、锅炉迟滞性长、热惯性大、煤质多变、影响炉内燃烧情况的因素较多，原有控制回路设计均为50%以上负荷运行，低负荷区间存在燃烧不稳定、主要参数波动大及脱硝系统无法正常运行等情况，与实际宽负荷调峰需求存在较大差异，要求锅炉在宽负荷区间内变化迅速，这对机组控制策略提出了新的要求。

1 系统简介

华电宁夏灵武发电有限公司3号机组为1000MW超超临界空冷燃煤机组，锅炉为东方锅炉（集团）股份有限公司制造的高效超超临界参数变压直流炉，采用单炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。制粉系统采用正压直吹式，设有两台50%容量的动叶可调轴流式一次风机提供一次热、冷风输送煤粉。采用两台静叶可调吸风机和两台动叶可调送风机，配有6台中速碗式磨。汽轮机为超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、直接空冷凝汽式，设计额定功率为1060MW。

2 宽负荷调峰分析

根据锅炉燃烧特性，机组实现宽负荷调峰，存在下列难点：

低负荷稳燃。较低负荷下锅炉燃烧的稳定性；动态变化时燃料量改变对火焰稳定的干扰特性。

主再热汽温高效。较低负荷下主再热汽温的稳定，避免低负荷段汽温大幅变化，影响效率及安全。

环保指标正常。维持较低负荷下锅炉烟温正常，满足脱硝系统投入条件。

高参数大容量火电机组的宽负荷深度调峰控制实现，建立在锅炉全幅度燃烧稳定、机组参数全幅度平稳变化、环保指标全幅度不超标的基础上，解决好总风量与燃料量配比——控制氧量变化、给水/燃料配比——控制低负荷干态运行及水动力安全，磨煤机的风粉比——确保机组负荷响应速率及燃烧稳定性、一次风与二次风的量值及刚度比——保证入炉煤的燃烧[1]。只有在解决这些问题后，才能够实现机组宽负荷段升负荷、降负荷、不同变化率、不同负荷段、不同变化幅度等情况下机组的安全稳定经济运行及深度调峰。

通过上述机理分析，为实现宽负荷段的快速调峰，需从锅炉稳燃、汽温高效、脱硝入口烟温合适三者入手，采用多角度复合调节手段，中高负荷段提高锅炉响应特性，争取较多的电量奖励；低负荷段减弱煤量波动，提高锅炉输入能量，保持较高的汽温与脱硝烟温，从多角度改变能量输入。

3 控制策略介绍

针对机组特性，从下列角度着手，实现宽负荷深度调峰：

通过动态改变一次风压、送风量、煤量、减温水、空冷背压等，采用多变量方式提高锅炉响应能力。

采用复合锅炉——汽机协调回路，保证机组能量平衡。

优化BTU煤质校正回路，便于煤质变化时进行相应的调整。

根据电网AGC考核方式，增加相应辅助回路提高指标。

增加深度调峰辅助回路，保证低负荷下锅炉燃烧稳定。

3.1 锅炉主控系统

锅炉主控创造性的将汽包炉常用的DEB方式结合至超超临界锅炉，采用DEB（直接能量平衡）与DIB（直接指令平衡）相结合的方式，其作用函数式（1）。

式（1）中，u(t)为调节器输出，e(t)为偏差输入，kp为比例系数，Ti为积分时间,p1为调节级压力，ps设定压力，pt为主汽压力，p0为分离器压力。

锅炉热量信号f（p1,ps,pt,p0）与汽机能量需求信号f（p1,ps,pt）作为机炉能量平衡前馈，以保证机组负荷变化过程中能量转换的快速收敛；闭环校正回路采用DIB方式调节，通过主汽压力作为机炉能量平衡的定量指标，保证二者之间能量稳定平衡。其逻辑框图见图1。

图1 锅炉主控逻辑图

采用动态可变微分方式。考虑锅炉惯性与汽机调门快速性之间的时序特性，采用动态可变积分方式，抵消负荷变化初期微分过调现象，同时增强动态下锅炉压力收敛特性。其传递函数如式（2）。

式（2）中，Δ为锅炉能量供给与汽机能量需求的时间差值，根据锅炉特性得出；td、td1为微分时间。

其逻辑图见图2。

图2 可变微分逻辑图

3.2 多变量联合调节

机组稳态工况下，通过锅炉主控快速调节入炉能量，保证能量的快速收敛。动态工况下，由于锅炉惯性，势必会造成负荷变化初期锅炉能量供给无法满足汽机需求、主汽压力偏差暂态加大的现象，需要通过额外的能量补给，保证机炉能量平衡。

3.2.1 动态变负荷前馈

根据变负荷速率、负荷跨度及压力变化趋势动态确定前馈量，并根据压力偏差该功能可提前刹车或延迟结束；当负荷开始变化时，该前馈量迅速变化，以快速补偿锅炉惯性；负荷变化结束时，前馈量缓慢结束，保证锅炉能量的稳定。其传递函数见式（3）,控制逻辑图见图3。

式中，Q为负荷指令，f1(ΔQ)为刹车函数，f2(Pt,Ps)为压力模糊函数。

图3 变负荷前馈逻辑图

由上图可知，变负荷前馈主线为负荷变化率的二阶微分，即加速度函数，这与常规的一阶微分（速度函数）[2]相比，具有超前响应强、收敛快速的特点,能够有效抑制锅炉大惯性长延迟的问题。其仿真对比曲线见图4。

图4 变负荷前馈仿真图

其压力模糊校正块向量函数如式4：

式中，a、b、c、α、β、θ为加权值，Pt为主汽压力，Ps为压力设定，Yg为输出增益，Yt为输出惯性时间。通过压力模糊校正块，能够有效实现动态过程中变负荷前馈对压力的幅值、时域的自适应调整特性。

3.2.2 多变量联合调节

原有控制回路变负荷前馈，其作用对象仅为水、燃料[3]，通过强化入炉煤量、随动调节给水实现锅炉能量的超前补充。锅炉制粉、燃烧、换热环节的惯性特性，该部分能量无法快速增减，其变负荷初期的压力偏差较大现象无法得到有效抑制。根据锅炉能量输入机理，将变负荷前馈协同作用至给水、燃料、送风、一次风、制粉系统冷热风、空冷、减温水、脱硝等回路，通过能量供给、蒸汽侧、燃烧侧、排汽侧共同作用，实现锅炉能量提前输出、燃烧速率快速改变，从而保证动态下汽机能量需求与锅炉输入的平衡，减少压力偏差，提高过热度、汽温等参数稳定性。其控制逻辑图见图5。

图5 多变量联合调节逻辑图

3.3 水煤互调控制

常规超临界过热度控制常采用下列两种[4]：

给水调节过热度。通过给水流量增减调节中间点温度，其特点为温度调节快速准确，但对主汽压力有一定干扰性。

燃料调节过热度。通过改变煤量调节中间点温度，其特点为温度调节缓慢，单对主汽压力影响较小。

针对上述两种调节方式特点，采用水煤互调方式。给水作为过热度主要调节手段，保证调节快速性；煤量作为调节的辅助手段，当过热度偏差较小时，缓慢调节，保证热量与水量的一致性；过热度偏差较大时，快速动作煤量，加快调节迅速性。当过热度调节（给水）自动时，过热度（煤量）调节自动投入。具体逻辑见图6。

图6 水煤互调逻辑图

4 优化过程

灵武电厂3号机组分别进行了35～50%、50～100%AGC随动试验，具体试验情况见下。

4.1 35～50%低负荷调峰AGC随动试验

图7 35～50%低负荷调峰趋势图

表1 35--50%低负荷调峰主要参数表

由以上图表可以看出，35～50%低负荷调峰工况下汽温、汽压、过热度、氧量等主要参数变化平稳，脱硝系统投入正常，实际负荷变化率＞1.5%Pe/min（15MW/min），系统运行正常，机组具备35～50%区间低负荷调峰AGC方式运行能力。

4.2 50～100%负荷AGC方式三角波试验（幅度70MW）

图8 50～100%AGC三角波趋势图

表2 50～100%AGC三角波主要参数一表

由以上图表可以看出，50～100%负荷AGC方式三角波工况（7%Pe幅度）下，汽温、汽压、过热度、氧量等主要参数变化平稳，实际负荷变化率＞2%Pe/min（20MW/min），系统运行正常，机组具备50～100%区间复杂工况下AGC调峰能力。

4.3 50～100%负荷AGC随动试验

图9 50～100%AGC随动试验趋势图

由以上图表可以看出，50～100%AGC调峰方式下进行下汽温、汽压、过热度、氧量等主要参数变化平稳，脱硝系统投入正常，实际负荷变化率＞2%Pe/min（20MW/min），系统运行正常，机组具备50～100%区间AGC快速调峰能力。

表3 50～100%AGC随动波主要参数一表

5 结语

大容量超超临界机组低负荷调峰难点在于满足机组运行安全的前提下，既要维持锅炉燃烧的稳定、环保脱硝系统正常、控制住各个主要参数处于较高范围，又要确保机组性能指标满足电网调峰需求，实现稳定与快速的协调统一，这对新经济形势下的大容量火电机组自动控制提出了新的难点。

通过对灵武电厂3号机组相关控制系统的设计与优化，实现了机组35～100%负荷段全自动AGC方式下调峰运行，锅炉燃烧稳定，脱硝系统运行良好，各个主要参数变化平稳高效，机组具备35～100%宽负荷调峰灵活性运行的能力，对提高电厂经济性、电网安全性及全面推广绿色环保能源起到了积极的作用。