基于内模与PD技术的两级过热汽温协同控制

杨大贤

(国能智深控制技术有限公司,北京 100761)

0 引言

目前，火力发电机组大多进行过超低排放燃烧器改造，配风方式与设计工况偏离较大，导致机组吸热原理发生根本性改变，过热汽温波动幅度大，超温现象频发，汽温自动投入率低，运行人员操作干预很频繁，监盘压力很大。常规过热汽温采取串级PID控制策略居多，稳态工况下控制效果尚可，但遇到变负荷工况、启停磨、AGC-R等工况，对象特性变化大，积分饱和现象明显，控制效果欠佳。

常规机组一、二级过热汽温给定值独立控制，在某些工况下容易出现一级过热汽温设定不合理造成二级汽温欠温或者超温现象。本文采用内模与PD控制相结合的技术，同时构建了煤量、主蒸汽流量与一、二级喷水减温精准前馈控制策略。该控制策略已于2020年10月投入稳定运行，与原有基于串级PID控制效果进行对比，新的控制策略提高了过热器自动投入率，减小了汽温波动幅度和超温现象，提高了机组运行的安全性和经济性指标。

1 过热汽温控制

1.1 过热汽温控制对象

本项目低温过热器布置在炉膛尾部烟道，通过烟气对流进行换热；一级过热器布置在炉膛水平烟道中，通过辐射和对流方式实现换热；二级过热器布置在水平烟道上，通过对流方式实现换热。从燃烧角度来看，一级过热器出口汽温受到给煤量、总风量、主蒸汽流量、减温水流量和燃烧方式等多方面因素的影响；二级过热器出口汽温除受到上述因素影响之外，还受到一级过热器出口汽温的影响。综上可知，影响一、二级过热汽温的因素很多，从控制角度来说又是大惯性、大迟延、强耦合、非线性的系统，因此对主汽温度的精准控制是现阶段火电机组的普遍难题。本项目330 MW亚临界火电机组一、二级过热器出口汽温控制对象系统结构如图1所示。

图1 一、二过热器出口汽温控制对象系统结构示意图

1.2 过热汽温控制策略

某电厂330 MW亚临界机组一、二级过热器出口汽温控制策略如图2、图3所示。

图2 某电厂330 MW亚临界机组一级过热器出口汽温优化控制策略

图3 某电厂330 MW亚临界机组二级过热器出口汽温优化控制策略

过热器出口汽温设定值以运行人员手动给定为基础，二级过热器对象对一级过热器出口汽温设定值进行自动修正(由F(X)来修正)。修正规则如下：

(1) 增负荷时，二级过热出口汽温高并且阀门位置大于50%，降低一级过热器出口汽温设定值。

(2) 降负荷时，二级过热出口汽温不高并且阀门位置小于20%，提高一级过热器出口汽温设定值。

(3) 稳态时，阀门位置大于50%时，降低二级过热器前温度设定值；阀门位置小于10%时，提高一级过热器出口汽温设定值。

通过二级过热器对一级过热器汽温设定值进行联动修正来实现基于多变量预测控制算法的控制策略。运行过程中经常出现二级减温水调阀全开或者全关状态导致二级过热器出口汽温缺乏调节裕度，而此时一级减温水调阀还具备较大调节裕度，因此本文将二级减温器的给定值作为前馈引入一级过热器出口汽温控制回路中，结合减温水流量和过热器出口汽温设计相应的算法对一级过热器出口设定值进行修正，实现汽温联动控制。同时控制前馈中加入了减温器温度的四阶惯性(LAG)前馈和设定值的微分环节，减少了由于管道长度导致的控制滞后。

2 控制效果对比

上述基于多变量广义预测控制算法的主汽温优化控制策略于2020年5月在某电厂330 MW亚临界机组中进行了应用。图4、图5分别为常规PID控制与多变量广义预测算法在机组稳态运行工况下的对比数据，时间窗口为3 h。由图4可见，稳态工况下PID控制的二级过热器出口汽温最大偏差为7.1 ℃且减温水流量波动较大。图5为采用了优化控制策略的控制结果，最大偏差为1.8 ℃且减温水调节比较平稳。

图4 稳定负荷工况下的PID控制效果

图5 稳定负荷工况下的优化控制效果

图6、图7分别为常规PID控制与多变量广义预测算法在机组变负荷工况下的对比数据，时间窗口为3 h。由图6可见，变负荷工况下常规串级PID控制的汽温最大偏差大于18 ℃且需要人工频繁干预。图7为采用了优化控制策略的控制结果，最大偏差小于8 ℃且长期处于自动状态，调节效果明显改善。

图6 大范围变负荷时PID控制曲线

图7 大范围变负荷时优化控制曲线

3 结语

实践结果表明：基于多变量广义预测控制算法的汽温优化控制策略提高了该厂的经济性，通过对比过热汽温优化控制投入前后一个月的主汽温度小时均值、减温水用量的数据并进行了统计计算。过热汽温优化控制策略投入后，超温次数和超温时长降低80%以上；主蒸汽温度小时平均值达到539.5 ℃，较优化前提高5.4 ℃；减温水使用量平均值为31 t，较优化前降低17 t；日平均自动投入时长由18 h提升至23 h，有效降低了发电成本，提高了经济效益。