600 MW火力发电机组协调系统优化及合理调节研究

(山西漳电大唐塔山发电公司，大同 037001)

0 引 言

当前我国电网建设规模逐渐扩展，人们用电需求增加，电力企业更要重视电力输送的品质，确保供电稳定安全。传统的电力管控系统发展较为缓慢，无法满足当前供电系统规模，这便需要对发电机组的协调系统进行优化，通过优化控制逻辑，改进负荷控制等方式，从而降低经营成本，确保供电安全稳定。

1 机组概况

以某地600 MW火力发电机组为例，锅炉采用亚临界中间再热控制循环炉，配备六套正压直吹式制粉系统；汽机采用四缸四排单轴凝汽式汽轮机；DCS的型号为INFI-90，具有DAS、FSSS、SCS等功能；ETS由西门子生产的S5PLC构成，汽机旁路采用AV6+控制系统。该机组的运行方式为：以燃煤为主要燃料，在制粉系统中将煤变成粉末状，利用配风运送到锅炉之中，再利用产生的热能将水转变为蒸汽，在蒸汽作用下驱动汽轮机使其高速运转，由此推动发电机转动，并反复切割磁力线形成电力，实现火力朝着电力的转换。上述环节的连接需要做好各设备的协调工作，促进发电系统正常运转。

2 机组协调系统运行问题

2.1 主控气压响应缓慢

在该机组工作中，在提高目标负荷时应对调门开度进行调节。当指令强度增加时，整体机组延迟性发生变化，且锅炉燃烧需要一定时间，由此产生的延迟对热量的监控准确度产生不良影响，无法做到及时反馈，难以准确掌握实时燃烧状态；当升降负荷时，升速率会发生改变，负荷指令前馈输出固定值，如若单纯凭借汽轮机能量需求信号、热量信号差值改变燃料量，将导致压力响应速度降低，稳态偏差也很难被迅速消除，引发主控气压响应缓慢问题。

2.2 负荷响应缓慢

该机组内部汽轮机符合响应缓慢、机前压力波动量之间存在矛盾关系。当负荷提升时，应使负荷响应速度得到保障，这便要求提高调门的调节速度，并利用锅炉蓄热，但此举将致使主汽压力迅速降低。要想保障该项指标平稳，便无法使负荷响应速度达到标准，使锅炉燃烧与蒸汽量更加稳定。通常情况下，可通过适当牺牲负荷响应速度的方式，使主蒸汽压力稳定度得到保障。但是，在AGC投入运行后，网调更注重负荷响应速度，因此势必要对原本控制策略进行优化，不但使主蒸汽压力波动量得到保障，还要确保AGC与负荷响应速度相符[1]。

3 机组协调系统优化与调节措施

3.1 理论基础

该机组通过燃烧的方式，使燃料在化学反应下形成蒸汽驱动发电机运转，由此产生电能。在此过程中，燃煤在制粉系统的作用下变成煤粉，经过锅炉一、二次风系统配风后投入锅炉中燃烧，将低温的水转变为高温蒸汽，再在汽轮机内部驱动汽轮机，以3 000转/min的速度促进发电机旋转切割磁力线，实现动能与电能间的转换。在此过程中，对机组负荷调节性能具有决定性作用的因素为：制粉系统类型、汽包类型、主汽调门特点、炉内热量交换特点等等。在该机组中采用的是HP963型号的直吹式制粉系统，通过给煤机运送磨煤机磨成煤粉后，由一次风送入锅炉之中。锅炉的功能在于通过燃烧的方式，将煤从化学能变成热能，通过煤量与送风量的变化，对高温高压蒸汽数值进行调整。本文重点分析锅炉燃烧能量转换，用以下传递函数表示：

式中，Bm代表的是燃料量；Ts代表的是蒸汽流量。在该机组的汽机中，主要包括高中低压缸，其中高压缸为单缸，中低压缸为对缸设置。主蒸汽通过汽轮机主汽门、调门进入调节级后开始做功，排汽进入锅炉后再热器后进入中低压缸做功，最后排入凝汽器中冷凝成与环境温度相关的水、热量，并经过循环冷却水带走。在该机组中，可通过2台冷却水塔冷却，用汽设备流通阻力关系式为：

式中，Rt代表的是动态流通阻力系数；Kt代表的是调节阀静态放大系数；μt代表的是调节阀开度。

3.2 改进措施

3.2.1 缩小制粉系统延迟

根据上文分析可知，因蒸汽热量很快便可转变为电负荷，机组负荷对锅炉相应速度具有决定作用，属于延迟较大的高阶惯性环节，与锅炉类型、制粉系统息息相关。因该厂采用炉跟机为基础的协调控制模式，在调门快速响应AGC指令时，由主汽压力变化幅度对煤量增减进行动态掌控。在此基础上，制粉系统延迟对主蒸汽变化产生较大影响。在AGC投用后，负荷指令并非为平滑曲线，而是为锯齿状波动，在锅炉稳定状态下，如若过度调节制粉系统延迟，将使PID控制器积分作用提升，导致系统震荡。对此，可增加磨煤机热风门超调功能。在加负荷过程中，煤量迅速提升，此时超调开大磨煤机热风门，使设备内的存粉被迅速吹出，此时负荷指令降低没有明显变化。同样的道理，当负荷降低时，热风门超调关小，粉量由此降低。风量超调环节使锅炉负荷发生改变的基础上，迅速超调热风门，可使磨煤机出粉速度超过供粉速度[2]。

3.2.2 超调功能优化

因该机组为直吹制粉系统，从客观角度来看具有较大负荷延迟，这就需要对煤量进行适量的超调，不但使AGC指令增加后的煤量得以弥补，还需要更多煤量回复主汽压力。超调的煤量增加，则持续时间缩短，主汽压力波动范围缩小，但对锅炉扰动程度增加；而超调煤量较小，持续时间应延长。在原本控制逻辑中，采用主汽压力的微分机组对压力变化进行控制。在加负荷状态下，调门开大，主汽压力与预定值相比差值为△P，当锅炉指令增加后，应适当对其超调，直到归路负荷大于电负荷后，主汽压力回升到预定值，即△P的数值为0，此刻超调量也清零。如若△P的数值与所需量相近，可适当缩小超调幅度。但因该机组处于429MW以内，负荷段可采取滑压运行的模式，在低负荷情况下，主汽压力应随着负荷变化而发生改变，且具备一定的耦合效应。对此，在本次优化中应在原本协调系统的基础上，采用与AGC负荷指令相对的煤量作为前馈信号。

3.2.3 负荷控制改进

协调系统的TM可对汽机调门开度进行控制，汽机侧PID调节单位输入It超过0时，TM调门开大，当It的数值小于0时，则TM调门关小，因此PID的调节作用较强，可加速系统平衡，也就是It的数值为0。在优化后的协调控制系统中，汽机侧控制模式间根据状态不同发生改变，即“加负荷”“稳定”“减负荷”三种。与常规炉跟机相比，稳态与原协调方式一致。在汽机加负荷状态下，当△P数值处于0到m之间时(m为常数，本文取0.4 MPa)，则N的数值与N0相同，其中N为电负荷，N0为负荷指令。可见，在加负荷状态下，主汽压力降低到特定数值时，电负荷与负荷指令具有正比关系，与电网加负荷速率要求相符；当△P的数值小于0时，则N>N0，说明如若主汽压力数值固定或者偏高，电负荷便会超过负荷指令，使负荷速率加快；当△P超过m时，则N

3.3 效果分析

针对原本方案中的不合理之处，在升降负荷过程中，通过负荷指令前馈作用与汽机主控指令相加的方式，使负荷得以改变；再利用PID对负荷进行细致调节，这样不但可提高负荷响应速度，还可节约更多超调时间。将热量信号重新校正后，使各项参数得到优化，热量信号也变得更为精准可靠。在优化完毕后，网调对该厂的一次调频进行验收。在一次调频验收中，将调频指令的最大值设置为±24NIW，对负荷响应速度、燃烧量、主汽压力等关键参数进行观测。优化结果为：在一次调频瞬间升降24NIW负荷中，主蒸汽压力波动的最大值为±25 MPa，燃料量变化值为±26，实际负荷响应速度加快，各项指标均与网调相关规定相符；在AGC验收中，投入AGC，分别开展升降40NI认负荷扰动试验，该试验速率为6NIW，对实际负荷响应速度、主汽压力、燃烧量等指标变化进行观察。优化结果为：与以往相比，各项指标经过优化后更加符合现实要求，有助于电力品质提升，促进供电系统的稳定运行。

4 结束语

综上所述，火力发电机协调系统具有发电率高、经济性强、安全稳定等特点，为了满足当前供电新要求，对该系统进行优化调节显得十分重要。在实际应用中，要求采用反偏差函数法对负荷压力耦合问题进行解决，减少不良因素对系统运行产生的干扰，最大限度的降低反应延迟，使反馈速度得以提升，数值更加精准可靠。将优化后的系统投入到工作中，可使供电品质更加良好，用户的供电需求得到充分满足。