火电机组深度调峰控制系统优化研究

李甲伟，刘新龙，梁祖雄，王申桂，张 红

(1.华能陇东能源有限责任公司,甘肃 庆阳 745000；2.西北电力设计院有限公司，陕西 西安 710075)

0 引言

从2014年到2020年，中国的“一带一路”项目中可再生能源投资占比提升了近40%，超过了化石能源投资。但中国煤炭消费占比仍超过50%[1]，单位能源的二氧化碳排放强度是世界平均水平的1.3倍，单位GDP的能耗是世界平均水平的1.4倍、发达国家的2.1倍[2]。中国提出的2030年前碳达峰、2060年前碳中和的“双碳”目标，仍需要大力发展新能源产业，积极推动电力产业结构调整，尽快建立低碳、零碳能源体系。

火电机组灵活性运行技术由丹麦于 1995 年开始推广，并扩展到德国、法国、英国、瑞典等欧洲国家。其灵活性改造较为成功纯凝机组，调峰深度可达额定负荷的20%～25%[3]。中国自2016年开始进行相关改造试点，各大发电集团均积极推进火电灵活性改造示范点以实现机组深度调峰运行，从而充分发挥火电机组调频调峰的灵活性和对电网的基础支撑作用[4-5]。

近年来，华能营口电厂、华能丹东电厂、大连庄河电厂等相继实施了灵活性改造。受机组原有设计和设备特性(尤其是脱硝入口烟温)的限制，这些电厂调峰深度约为35～40% 额定负荷，仅有部分机组达到 30% 额定负荷以下[4-6]。

结合火电机组深度调峰的基本要求，本文提出深度调峰模式下控制系统基本要求是灵活和深度两个方面：一方面要求机组具有更快的变负荷速率、更高的负荷调节精度以及更好的一次调频性能；另一方面要求机组具有更宽的负荷调节范围，从而实现负荷下限从原来的40%下调至30%，甚至更低。本文基于某典型电厂深度调峰方式下的各种试验数据，对机组深度调峰模式下的控制系统进行分析，指出火电机组深度调峰控制系统优化的关键点，同时给出机组深度调峰模式下的优化控制方案。

1 深度调峰模式下控制策略优化实施流程

火力发电机组深度调峰模式下的控制策略优化实施流程如图1所示。该流程可以分为工艺系统进行灵活性改造和不参与灵活性改造两种情况。

图1 深度调峰模式下的控制策略优化实施流程图

当机组工艺系统参与灵活性改造时，控制系统也应作相应的修改。一般情况下，此时发电机组锅炉、汽机负荷相对机组不参与灵活性改造的机组负荷要大。因此，这种改造方式对机组设备及控制方案的考验相对较小，往往较容易实现。其控制系统改造及优化过程与机组工艺系统不参与灵活性改造时的执行过程类似。

2 典型电厂深度调峰模式下试验数据分析

某装机容量为4×330 MW的燃煤电厂中，锅炉为北京巴布科克·威尔科克斯有限公司制造的亚临界数、自然循环单炉膛、一次中间再热、平衡通风、前后墙对冲燃烧、分隔式大风箱、固态排渣、全钢悬吊结构、紧身封闭布置的燃煤汽包炉。汽轮机采用北重机组，为亚临界。中间一次再热、三缸、双排汽、单轴、凝汽式，汽轮机具有七级非调整回热抽汽。为了明确该机组在深度调峰模式下各设备的适应性及控制系统的控制性能，2017年4月对该厂4#机组开展了机组深度调峰模式下的相关试验，分别进行了不同组合方式下的磨煤机运行、1.5%额定负荷/min升降速率的负荷变动、25%额定负荷下的一次调频试验等。图2所示为该机组以1.5%额定负荷/min降负荷速率从220 MW降至82 MW时各运行参数的曲线。

图2 各运行参数曲线

结合图2以及试验过程中运行人员的操作过程可知，深度调峰模式下机组控制系统应重点关注锅炉侧相关控制系统，主要有协调控制系统锅炉主控系统、给水控制系统、汽温控制系统、脱硝控制系统以及与深度调峰模式相关的其他控制系统。

2.1 协调控制系统控制效果分析

试验过程中的机组蒸汽压力设定值与实际过程值、设定负荷值与实际过程值分别可见图2(a)和图2(b)。结合相关电力行业标准对各被控参数的基本要求[7-9]可知，在深度调峰模式时，协调控制系统机组功率控制效果良好，无论是动态过程还是稳态过程，均可满足规范要求；主蒸汽压力控制回路控制效果不十分理想，在动态过程中主蒸汽压力偏差最大达0.6 MPa，低负荷稳态过程中主蒸汽压力偏差最大达0.4 MPa，不能满足相关规程规范要求；协调控制系统不能很好地利用锅炉侧蓄热，并且在机炉能量匹配方面存在问题。

2.2 给水控制系统分析

结合试验过程中的运行数据及运行人员的操作过程可知，给水三冲量控制系统在高负荷阶段控制效果良好，汽包水位始终在合理范围之内波动。然而，在机组负荷低于50%额定负荷时，给水控制系统自动切除。经分析可知：一方面，给水流量测量装置在低负荷时测量误差较大；另一方面，给水控制系统单、三冲量切换以及低负荷时机组给水控制系统的控制逻辑不合理，不能完全实现给水控制系统全程自动。为了确保给水控制系统的控制效果满足机组深度调峰的要求，给水流量测量装置需要进一步检修，且需要改进计算修正逻辑；同时，给水控制系统的控制逻辑需要进一步优化改进，确保给水控制系统全程自动投入，以及控制效果满足深度调峰的要求。

2.3 汽温控制系统分析

机组功率变化与主蒸汽温度曲线如图3所示。

图3 机组功率变化与主蒸汽温度曲线

由图3可知，在负荷变动过程中，主蒸汽温度波动可达12 ℃；稳态过程中，主蒸汽温度总是较设定值偏低约9 ℃，偏差数值较大。一方面，汽温控制系统在低负荷时调节效果不好，需要对低负荷时的主蒸汽温度控制系统进行改造，使其满足深度调峰下的控制要求；另一方面，机组送风控制系统的控制对象为风压，未采用控制风量的控制方案。故在变负荷的过程中，风量波动较大，从而影响锅炉燃烧系统，进一步影响主蒸汽温度。因此，需要将目前的送风风压控制方案改造为送风风量控制，以更好地满足深度调峰方式下的机组运行和控制问题。

2.4 烟气脱硝控制系统分析

在低负荷及低负荷附近的负荷变动过程中，脱硝出口NOX达到73.3 mg/Nm3，超过排放量50 mg/Nm3。低负荷工况时：一方面，由于氧量的上升造成脱硝系统入口NOX升高；另一方面，因低负荷下锅炉炉膛出口烟气温度已经非常接近脱硝系统的投入临界条件，必须对脱硝控制系统进行优化改造，以确保脱硝设备的安全、稳定运行，从而满足环保要求。

机组功率变化及炉膛出口NOX变化曲线如图4所示。

事实上，不管是资产管理还是财务管理都归属一个问题，只是从不同方面来反映：前者反映的是后者的管理水平、后者反映的是前者的经营结果。因此，涉及两个内容的管理部门要加强合作，财务部门要参与到资产管理的每个环节，资产配置、使用、处置都要考虑财务管理的影响，充分与包括税务管理、成本管理等部门保持高度融合。高校应进一步转变管理观念，优化财务管理与资产管理模式，健全财务部门与资产管理部门协调工作机制，形成相互结合、相互制约的管理态势，提高财务管理与资产管理绩效，为学校事业发展提供支撑和保障。

图4 机组功率变化与锅炉出口NOX曲线

2.5 深度调峰模式下其他相关控制系统分析

①典型电厂机组凝结水泵为变频型，调节方式为：凝结水泵变频器调节凝结水母管压力；凝结水母管调节阀调节除氧器液位；凝结水再循环门确保凝结水泵在凝结水流量过低时不发生汽蚀。当机组负荷在50%额定负荷以下时，凝结水泵变频器保持50 Hz频率运行；当机组负荷在30%额定负荷时，因凝结水流量过低，凝泵再循环阀门打开，经济性较差。

②深度调峰模式下，锅炉侧投入最底层两台磨煤机运行。此时，机组负荷较低，磨煤机负载量较少。经试验可知，当磨煤机在煤量处于20 t/h附近时，磨组振动剧烈，可靠性极差。

③原机组一次调频最低负荷限制在40%额定负荷，深度调峰模式下一次调频不能投入。修改了一次调频投入最低负荷后，当机组实际转速与额定转速的偏差大于6 转/min时，负荷下行对相关参数的影响较大，极易导致机组运行不稳定。

3 深度调峰模式下的优化控制方案

目前，火力发电厂控制系统性能优化，尤其是协调控制系统和汽温控制系统优化主要采用两种方案。一种是在现有分布式控制系统(distributed control system,DCS)的基础上，从软件算法上对控制方案进行优化，以实现控制性能的最优化[10]。此方案实现简单且后期维护方便。另一种是采用第三方“黑盒”设备[11]。此种方案不但初投资大，而且后期维护费用高昂。控制领域多个专家学者表示，火力发电厂大多控制系统可采用传统的比例积分微分(proportional ingeral differential,PID)控制方案以实现满意的控制效果。因此，本文的优化方案均是在原有控制方案的基础上进行的。这一方面可确保电厂深度调峰模式实施过程中的投资费用最小、维护方便，另一方面可确保机组在深度调峰模式下的安全、可靠运行。

3.1 协调控制系统锅炉主控方案优化

锅炉主控控制回路相关优化逻辑如图5所示。

图5 锅炉主控控制回路相关优化逻辑图

该典型机组为亚临界机组。结合国内目前电网对发电厂负荷响应的基本要求，该机组协调控制系统仍采用以锅炉跟随为基础的机炉协调控制方式。鉴于锅炉响应速度较汽机慢，逻辑设计时主要对锅炉设置多种前馈，从而较好地协调机炉之间的能量匹配问题。

①为了使机组在低负荷时能够满足电网公司以及规程规范对负荷响应的要求，需要对低负荷时机组协调控制系统中各控制器参数以及前馈量作较为细致、深入的调整。由图5(a)可知，在低负荷时对锅炉主控前馈相关参数进行修正，必要时可将几个主要前馈的相关参数设置为机组负荷的函数。当机组负荷较低时，可结合锅炉相应速度降低相关参数，以满足机组协调控制系统的具体要求。因低负荷时机组控制对象特性发生变化，如图5(b)中虚线框1所示，将锅炉主控PID控制器的相关比例、积分、微分参数修改为变参数方案(汽机主控相关优化类似)。相关的比例、积分及微分参数在低负荷时以保证机组运行稳定性为主，从而满足深度调峰条件下的控制要求。

②结合现有试验数据进行初步分析计算可知，机组滑压运行曲线在低负荷时合理性较差。因此，在下一步的控制系统优化过程中需要对机组滑压运行曲线进行优化改进。如图5(b)中虚线框2所示，将经过试验得出的最佳的机组滑压曲线写入图5中的函数中，以确保机组安全、稳定、经济运行。最佳滑压运行曲线需要经过相关试验结合机组热耗分析得出。该最佳滑压曲线为兼顾机组经济性和控制性能的折线函数。鉴于相关曲线优化过程比较成熟，此处不再赘述。

3.2 给水控制系统控制方案优化

深度调峰方式下给水控制系统优化控制方案如图6所示。图6中增加了多个PID控制器，以满足不同工况下的控制要求。当主蒸汽流量小于25%时，采用电动给水泵调节阀门前后差压，给水旁路调阀控制汽包水位。当主蒸汽流量为25%～40%时，给水旁路调阀控制汽包水位调节阀门前后差压，电动给水泵采用单冲量调节汽包水位。当主蒸汽流量为40%～50%时，给水旁路调阀控制汽包水位调节阀门前后差压，电动给水泵采用三冲量调节汽包水位。当主蒸汽流量大于50%时，给水旁路调节阀超驰全开，给水主路电动门逐渐开启，电动给水泵采用三冲量调节汽包水位。图6中，各PID控制器参数以及各控制方式切换点的选择需要在下一步的优化试验中作优化改进。

图6 给水控制系统优化控制方案

3.3 汽温控制系统方案优化

机组深度调峰模式下主蒸汽温度控制系统优化控制方案如图7所示。鉴于深度调峰方式下机组对象特性变化较大，在控制方案中选择了随锅炉负荷变化的主、副控制器的变参数逻辑；同时，结合机组主蒸汽温度控制系统大滞后、非线性的特性，分别对主、副调节回路的设定值以及输出指令增加了修正及前馈回路，确保机组主蒸汽温度控制系统的控制性能和响应速度，实现深度调峰方式下机组的安全、稳定、经济运行。修正以及前馈回路的具体实施方案需要在进一步的改造过程中依据机组实际情况来确定。

图7 主蒸汽温度控制系统解决方案

3.4 脱硝控制系统方案优化

结合机组低负荷运行状况，深度调峰方式下SCR脱硝控制系统优控制方案如图8所示。该方案采用新的烟气量动态测量及稳态校正，保障合理的喷氨量计算；增加氨逃逸控制修正回路，实时检测逃逸的氨量，对喷氨量进行修正；设置氨逃逸及脱硝参数限值，通过限值控制脱硝装置的吹扫。

图8 SCR脱硝控制系统优控制方案

动态测量的烟气量作为喷氨量的计算基础，在喷氨量计算中根据所需喷氨量进行估算。在喷氨控制中，根据所需喷氨量转换为所需喷氨控制指令信号，结合DCS送来的当前脱硝反应器入口和出口NOX浓度，计算脱硝效率。根据NOX浓度或脱硝效率指标，利用PID控制器生成喷氨控制指令后，控制喷氨调节阀，调整流入氨-空气混合器的氨流量，进而调整进入喷氨格栅并喷入烟道的氨-空气混合物的浓度与总的喷氨量。同时，动态测量得到的烟气量被送入氨逃逸处理模块，根据DCS送来的氨逃逸测量数据与预先设置的氨逃逸限值进行比较，在超出给定条件下的氨逃逸限值时，向脱硝吹扫控制模块输出脱硝吹扫指令，启动吹扫装置。

3.5 其他控制系统方案优化

①在低负荷时，机组工艺系统其他凝结水用户所需凝结水压力降低。对此，可通过系统运行试验确定最佳的凝结水母管压力设定值及凝结水泵变频器最小运行频率，减小凝结水母管调节阀的节流损失以及凝结水再循环流量，以进一步节约厂用电、提升机组经济性。

②为了确保磨煤机设备的安全、稳定运行，优化方案将机组磨煤机最小煤量调整为21 t/h。

③原机组一次调频最低负荷限制在40%额定负荷，深度调峰模式下需要在逻辑中修改相关一次调频投入的最低负荷；同时，鉴于机组深度调峰模式下所带负荷非常低，机组已经或者即将处于临界状态，而相关规范对此时的一次调频能力并没有明确规定。为了确保机组深度调峰模式下的安全稳定运行，优化方案将调频负荷下行时的转速差限制为6转/min。

4 结论

通过对典型亚临界机组深度调峰模式下的相关试验数据分析可知，发电机组深度调峰模式下应该重点关注锅炉侧相关控制系统的控制性能，而汽机侧相关控制系统仅需作简单的适应性修改即可。本文结合典型亚临界机组实际情况，提出了该类型机组协调控制系统锅炉主控回路、给水控制、汽温控制、烟气脱硝控制等系统在深度调峰模式下的优化控制方案。各优化方案的实施无需增加硬件，仅需在现有DCS中对相应组态算法进行修改即可。所有优化过程开放化，优化实施以及后期维护费用较低。本文所述相关控制方案对超临界发电机组应有所调整，但相应的处理过程和方法类似。

基于传统PID控制器的火力发电厂各控制系统优化方法多种多样。本文提出的深度调峰模式下的基本优化实施思路和优化的控制方案，可为国家“双碳”战略下的火电机组深度调峰运行提供技术支持。