抽汽供热机组RB控制逻辑优化研究

吴水龙,曹鹏飞，杨子江

(1.华能国际电力股份有限公司德州电厂，山东 德州 253024;2.山东科技大学电气与自动化工程学院，山东 青岛 266590)

0 引言

在大型火力发电机组运行中，辅机故障减负荷(runback control，RB)控制对保护锅炉具有重要意义[1-2]。当机组某些重要辅机设备(主要包括送风机、引风机、一次风机、磨煤机等)出现跳闸退出运行等情况时，会导致机组运行辅机的最大允许出力小于机组当前实际出力的要求，机组根据RB控制逻辑，自动地将锅炉出力稳定在辅机故障后所允许的最大负荷上。此时，机组不再响应外界负荷要求，通过RB控制逻辑使得机组实际负荷与锅炉出力相适应[3-4]。

伴随新能源发电的快速发展，火力发电市场竞争加剧，同时煤炭价格居高不下，火电机组的盈利空间大幅缩小。为了提高竞争力，现在大部分纯凝发电机组进行了抽汽供热改造、高背压供热改造以及工业供汽改造。然而，大量纯凝发电机组抽汽供热改造后，RB控制逻辑却没有进行相应改进，依然采用机组实际负荷作为触发RB控制的条件。由于抽汽改造后，锅炉负荷一部分用来供热，另一部分用来发电，因此机组负荷和锅炉负荷出现严重偏离，导致机组实际负荷低于纯凝方式下应有的实际出力。即使出现了辅机故障，由于实际发电负荷低，也无法触发RB控制，进而极大可能地导致非停事故的发生。同时，供热抽汽量也会发生变化，相应的锅炉最大发电负荷也会改变，使得触发RB控制的条件因素更加复杂。因此，需要研究科学合理的RB控制逻辑触发条件，实现对RB控制的优化，使其能够适应供热和非供热，及供汽量变化等各类生产情况。

为此，本文提出发电负荷实时预测方案，即建立蒸汽能量与发电负荷的等式，通过计算当前进入汽轮机蒸汽的能量来实时预测发电负荷。用预测推荐到的发电负荷替代机组实际发电负荷，来判定是否触发RB控制，且不改变原有的控制功能。本文所提出的方法可以同时适用于供热和非供热机组，且在一定范围内不受供汽量影响，具有普适性。通过对某火力发电机组进行RB功能试验，验证了本文方法的有效性。

1 RB过程与存在的问题

1.1 RB控制过程

当锅炉主要辅机发生故障时，协调控制系统(coordinated control system，CCS)判断当前机组实际发电负荷是否大于当前机组最大理论出力。若满足该条件则触发RB控制，机组控制方式由协调控制切换到汽机跟随方式。锅炉决定机组发电负荷，汽机主控由负荷控制方式转为压力控制方式，并将主要控制回路(锅炉主控、汽机主控、燃烧控制、给水控制、风量控制、负压控制、一次风控制、汽温控制、除氧器水位控制等)闭锁切手动控制。将CCS产生的动作信号发送给模拟量控制系统(modulating control system，MCS)。MCS计算目标负荷，发电机组按照速率要求快速降低发电负荷到目标负荷值。与此同时，锅炉炉膛安全监控系统(furnace safety supervision system，FSSS)切粉减风和投入油枪，在保证锅炉稳定燃烧的同时，将锅炉负荷控制在允许的范围之内。当机组负荷降低到RB目标负荷的某个范围之内，并持续一段时间后，自动复位RB控制，同时执行相关复位逻辑[5-8]。

1.2 RB控制存在的主要问题

根据RB过程的描述可知，RB控制触发的前提条件是机组实际发电负荷大于机组最大理论出力[7-9]。这对于非供汽纯凝机组来说是合理的。然而经过供汽改造后，由于部分锅炉负荷用来供汽，机组的实际发电负荷较纯凝方式偏低，即使机组主要辅机发生故障，也有可能无法及时触发RB控制，导致机组非停事故的发生。

以某300 MW亚临界湿冷发电机组为例。某时刻机组的实际发电负荷是220 MW，对应风量为890 T/h；此时供汽量为96.2 T/h，锅炉的实际出力换算成电负荷应是263 MW，锅炉所需总风量为1 040 T/h。机组实际负荷偏低43 MW。此外，欠风1 040-890=150 T/h，导致入炉煤粉无法到达最佳燃烧位置，燃烧不充分，且燃烧点距离水冷壁太近，受热面严重结焦也就在所难免了；而且连续欠风运行导致燃烧不稳、炉膛结焦等异常工况的发生，会影响生产安全。

因此，需要对RB控制逻辑进行优化，给出供热改造后准确的RB逻辑触发条件，为安全生产提供可靠的保障。

⑩《初夏怀故山》“淹泊蛮荒感慨多”；《寒食》“又向蛮方作寒食”；《久病灼艾后独卧有感》“卧闻鸢堕叹蛮烟”；《林亭书事》“约束蛮僮收药富”；《谢张廷老司理录示山居诗》“憔悴经年客瘴乡”。

2 发电负荷在线预测方案

在供汽方式下，实际机组发电负荷已严重偏离锅炉实际负荷。只有预测出机组实际发电负荷，才能准确判定是否应触发RB控制。在此给出一种机组发电负荷在线预测方案，用预测发电负荷取代机组当前实际发电负荷来判定是否触发RB逻辑。

2.1 发电负荷在线计算

汽轮机发电过程的实质是具有一定压力、温度和流速的过热蒸汽进入汽轮机并对汽轮机做功。根据能量守恒，过热蒸汽减少的能量等于锅炉所提供的发电负荷，有如下公式：

ΔQ=Q-Q0=P-P0=ΔP

(1)

式中：ΔQ为过热蒸汽的能量的增量;ΔP为发电负荷增量；Q为当前过热蒸汽的能量;Q0为过热蒸汽起始能量；P为机组当前发电负荷;P0为起始发电负荷。

若以没有过热蒸汽经过汽轮机为起始，即Q0=0、P0=0，则式(1)可改写为:

Q=P

(2)

那么，当机组在额定负荷下运行时满足:

Qe=Pe

(3)

式中：Pe为机组额定发电负荷;Qe为对应的过热蒸汽能量。

根据能量守恒，过热蒸汽经过汽轮机减少的能量转化为机组发电负荷，且任意时刻过热蒸汽能量在额定能量所占比重与对应机组发电负荷占额定发电负荷比重相等，即：

(4)

那么，在任意时刻机组应具有的最大发电负荷的计算模型为：

(5)

考虑到式(5)以能量守恒为基础，即认为过热蒸汽的能量全部转化为机组的最大发电负荷，忽略部分过热蒸汽能量转化为其他能量的损失。根据过热蒸汽能量计算可知，关于主汽流量和焓的通过近似估计得到。综上所述，根据式(5)得到的结果与实际机组最大发电负荷是有偏差的。为此，引入增益系数K和偏置量b对发电负荷的计算进行修正，使修正后的发电负荷估计尽可能逼近实际发电负荷。修正后最大发电负荷为：

(6)

2.2 过热蒸汽能量计算

为了计算机组任意时刻应该具有的发电负荷P，需要首先计算过热蒸汽的能量Q。Q的计算如下所示：

Q=F×H

(7)

式中：F为过热蒸汽流量(即主汽流量)；H为过热蒸汽焓值。

额定负荷下过热蒸汽能量可按式(8)计算：

Qe=Fe×He

(8)

式中：Qe为额定负荷下过热蒸汽的能量；Fe、He为对应的等效主汽流量和焓值。

由于无法直接测量主汽流量，这里采用弗留格尔公式计算等效主汽流量：

(9)

式中：pim为调节级压力;pime为额定调节级压力;pt为主汽压力;pte为额定负荷时主汽压力。

焓值H是关于主汽压力pt和主汽温度T的函数值，即H=f(pt,T)。H的计算通常根据给定的pt和T在《水蒸汽热力学性质表》上进行区域搜索，然后根据特定区域的计算公式得到对应的焓值H。

根据式(6)、式(7)、式(8)，得到最终机组最大发电负荷为：

(10)

2.3 增益系数K和偏置量b的估计

y=gTθ+e

(11)

式中：e为误差；g=[x1]T；θ=[Kb]T。

Y=Gθ+E

(12)

式中：Y=[y(1)y(2) …y(N)]T；E=[e(1)e(2) …e(N)]T；G=[gT(1)gT(2) …gT(N)]T；Y、G为相关信息矩阵。

定义准则函数：

(13)

将准则函数写成二次型的形式为：

J(θ)=(Y-Gθ)T(Y-Gθ)

(14)

极小化J(θ)，可求得参数θ的最小二乘估计值使模型的输出最好地预报输出。令：

(15)

计算得到使J(θ)为最小的参数估计为：

(16)

3 应用验证

模型估计误差如图2所示。最大的误差为6.02 MW，估计精度为2.0%。另外，采用辨识得到的模型结果对0点20分至0点40分的负荷进行估计，机组实际负荷与模型估计如图3所示。最大误差为5.85 MW，估计精度为5.85/300×100%=1.95%。由此说明式(10)所示的模型可以较为准确地估计机组负荷。因此，采用本文提出的机组发电负荷的估计方法是有效的，RB逻辑能提供可靠的触发条件。

图1 机组实际负荷与模型估计图Fig.1 Unit load and the model estimation

图2 模型估计误差图Fig.2 Model estimation error

图3 机组实际负荷与模型估计图Fig.3 Unit load and the model estimation

4 结论

RB控制是在主要辅机故障时保障火力发电机组安全运行的重要手段。在冷凝机组供汽改造后，多数RB控制逻辑并没有得到相应的修改和完善，其RB逻辑的触发条件依旧以机组实际负荷是否大于机组最大理论出力来进行判定。由于此时锅炉负荷同时用于供热和发电，因此，即使出现主要辅机故障，原有RB触发条件不能满足，导致无法触发RB控制，容易造成机组非停等生产事故。本文提出在线计算锅炉用于发电的负荷计算方法。该方法可实时估计机组的最大发电负荷，进而根据机组实际负荷和机组最大理论出力大小比较来判定是否触发RB控制，解决了由于供汽改造导致RB控制无法触发的问题。同时，这种方法可以应用在非供热、抽汽供热和背压供热等多种场合，以及良好的普适性和抗干扰性，以及较强的实际应用价值。