超临界机组智能化协调控制系统研究和实施

2011-04-12沈丛奇单英雷归一数程际云

电力与能源 2011年1期

沈丛奇,单英雷,归一数,程际云

(上海明华电力技术工程有限公司,上海 200437)

1 引言

随着国内电力装备制造业的跨越式发展,“上大压小”,节能减排,600 MW等级以上超临界机组在电网中的比重正在较快上升,电网要求超临界燃煤发电机组能调峰运行,其控制策略应保证机组良好的负荷响应性和经济稳定运行。

直流锅炉作为一个多输入、多输出的被控对象,由于是强制循环且受热区段之间无固定界限,参数间存在大量的耦合现象。而超临界参数的直流锅炉因调峰范围内热力特性变化较大,其动态特性所表现出的滞后、时变和非线性就更强;同时,由于超临界锅炉蓄能能力相对较小,发电负荷控制与锅炉参数控制的矛盾就更为突出。

目前,由于超临界机组仍沿用适用于汽包炉机组的协调控制系统,故难以满足超临界机组的运行要求,没能发挥出机组的变负荷性能。另外,数字化控制系统(DCS)虽应用至今已有二十多年,但控制系统的智能化程度较低。为此,本文介绍一些适合超临界机组的智能化协调控制策略,与目前的协调控制系统相比,有了较大的突破。

2 超临界机组主要对象特性分析

燃煤发电是一个把燃煤的化学能转换成电能的过程。超临界机组燃烧系统与汽包炉基本相同,其能量转换过程是一个延迟较大的高阶惯性环节。对于直流炉,煤量变化时,如给水流量、调门开度不变,燃烧产生的热量,慢慢转换成蒸汽比焓同向变化,机组功率、汽温、汽压随之同步变化。对于汽包炉,燃烧产生的热量,慢慢转换成锅炉蒸发量的变化,调门开度不变时,机组功率、汽压随之同步变化。

超临界机组与汽包炉机组的主要区别在于汽水系统。汽包炉给水只影响汽包水位,不会影响发电功率、汽压和汽温。而直流炉的锅炉蒸发量随给水量同步变化,所以给水会直接影响发电功率、汽压和汽温。调门开度变化通过改变蒸汽流量改变机组发电功率,由于直流炉的蒸汽流量与给水流量随动变化,所以调门变负荷与给水变负荷的本质相同,只是调门布置在汽机侧,能更快地改变机组发电功率。

当汽机调门变化时,由于机组蓄热变化,机组负荷会有正向瞬时变化,主汽压力反向惯性变化,但直流炉蓄热低于汽包炉,尤其在超临界工况下没有潜化蓄热,蓄热量更小。超临界机组的蓄热主要来自受热面的热能。

超临界机组汽机调门变化时,给水流量随蒸汽流量快速变化,如果给水指令不变,给水调节系统很快使给水流量和蒸汽流量恢复到原值,发电功率变化也快速恢复,可见,超临界机组采用调门变负荷方式好似昙花一现,其变负荷容量远远低于汽包炉。

通过以上分析,可以得出以下两式:

(1)汽包炉主要对象特性可以认为是机组负荷N,主汽压力P输出对汽机调门TM,燃料量FD输入的响应特性,可以表示为:

式中:N——机组负荷;P——主汽压力;W——给水量; TM——汽机调门开度;FD——燃料量。

(2)直流炉主要对象特性该特性可以认为是机组负荷N,主汽压力P和分离器出口比焓h输出,对汽机调门TM,燃料量FD,给水量WD输入的响应特性为:

式中:h——分离器出口比焓;WD——给水量指令。

3 传统协调控制系统

传统协调控制系统如图1所示,它是由汽包炉单元机组发展而来,主要有炉跟踪机(BF),机跟踪炉(TF)和协调(CC)三种控制方式。

图1 常规协调控制系统原理图

图1中,虚线上部为汽包的协调控制系统原理,BM是控制锅炉燃烧的指令,TM是控制汽机调节汽门的指令,F(X)为煤水比函数,W 2(S)为惯性环节,PID为调节运算。(1)当K 1和K 4取1,K 2和K 3取0时,系统为BF方式,此时汽机调门调节机组功率,锅炉燃烧率调节汽压,这种方式变负荷性能好,有利于电网运行,但机组汽压、汽温变化较大,运行稳定性差。

(2)当K1和K4取0,K2和K3取1时,系统为TF方式,此时汽机调门调节汽压,锅炉燃烧率调节机组功率,这种方式变负荷性能差,机组汽压、汽温变化较小,但运行稳定性好,有利于电厂运行。

(3)目前系统一般采用CC控制方式,此时汽机调门和锅炉燃烧率调节机组功率和汽压的综合偏差。K 1-K 4采用不同的设置,可以产生不同的协调效果。例如:K 1/K2数值大,说明汽机侧重调节负荷;K 4/K 3数值大,说明锅炉侧重调节主汽压力。可见,TF和BF控制方式是两种特殊情况。

不管采用哪种调节方式,都设计了功率指令到锅炉指令(BM)的前馈,通过“PD”环节使锅炉燃烧率准确、快速地随功率指令变化。由于锅炉蒸汽热负荷对燃料量响应较慢,在变负荷时锅炉燃烧率应有适当的超调,这是因为在加快机组变负荷速率的同时,增大锅炉的蓄热变化。图1中K 5的作用是变负荷时加快调门的变化,提高机组功率的调节性能。

目前,超临界机组在传统协调控制系统上增加了图1所示的给水控制部分,f(x)是煤水比函数,f(t)是多阶惯性环节。通过这两个环节,可以控制合适的静态和动态煤水关系,减小变负荷时的汽温变化。这种控制系统难以满足超临界机组的运行要求。

如果采用TF协调控制方式,机组能稳定运行,汽压汽温变化也较小,但功率的调节性能很差,根本达不到电网运行的要求,所以许多电厂采用BF协调控制方式。由于给水在变负荷时有较大的延迟性,使得机组变负荷性能达不到电网的运行要求,加之汽压变化较大,导致机组不能稳定运行,甚至会危及机组的安全。

4 智能化协调控制策略

机组变负荷时应采用有利电网运行的控制策略,根据对超临界机组的特性分析,汽机调门、给水量和给煤量(燃烧率)同时协同变化能发挥出最快的变负荷性能。汽机调门主调功率,给水快速变化,协助调门控制功率,给煤量(燃烧率)控制实现总能量的平衡,初期变负荷主要依靠汽机调门,中期变负荷主要依靠汽机调门和给水量,后期变负荷主要由给煤量和给水量来承担。

机组稳态时应采用有利机组的控制策略,汽机调门侧重调节汽压,给水调节汽温,给煤量(燃烧率)侧重调节功率。直流炉智能协调控制系统原理图如图2所示。

图2 直流炉智能协调控制系统原理图

4.1 协调方式的智能化控制

通过以上分析可以得出:BF方式的变负荷性能最佳,TF方式则有利于机组运行。目前采用的协调方式,从控制策略上讲,如果有利于机组运行,则电网不满意;如果有利于电网运行,则机组运行不佳。

解决上述问题的方法是采用智能协调控制系统,通过“协调方式控制”功能判断机组加负荷、减负荷、稳定工况,并在变负荷工况时使控制系统切换到BF方式,此时汽机调门在保证机组安全运行的前提下控制功率,发挥机组最快的变负荷性能,及时满足电网的AGC变负荷要求。完成变负荷后过渡到 TF或有利于机组的协调方式,汽机调门平滑地过渡为主调汽压,使机组在稳定工况下,处于最稳定、最经济的运行方式。

4.2 直流炉智能化给水控制

通过对超临界机组的运行特性分析,汽机调门变化只能满足电网初期和较小幅度变负荷要求,只有给水随调门同步变化,才能满足较大幅度的持续变负荷要求。而给水对汽温的响应远比燃料快,通过给水调节负荷,变负荷性能好,汽压偏差小,但汽温偏差较大。反之,给水调节汽温,则汽温变化较小,但变负荷性能差,汽压偏差大。可见,超临界机组的给水控制负荷与汽温是有矛盾的。目前,给水一般用于控制汽温,造成变负荷性能差,汽压控制偏差大。

如图2所示,通过“协调方式控制”功能,使给水和减温水控制系统在变负荷时,切换协助汽机调门控制功率,适当放弃汽温的控制,使机组有较好的持续变负荷性能,完成变负荷后平滑过渡到控制汽温,这样,既提高了超临界机组的负荷调节性能,也将汽温的变化控制在合理的范围内。

4.3 智能化的变负荷策略

电网是一个要求发电和用电及时平衡的系统,经常会出现上下来回的变负荷要求。例如:在加负荷过程中突然会出现反向减负荷要求,由于功率指令有速率限制,在一段时间内机组功率仍低于功率指令,而目前的控制系统仍会朝着加负荷的方向变化,造成负荷反向变化的延迟,同时也浪费能源。通过智能化的变负荷策略,可以随功率指令同步反向减小汽机调门、锅炉燃料和给水,使机组功率马上从当前值开始下降,随电网要求同步变化。

在频繁的变负荷过程中,时常会出现加负荷时汽温和汽压偏高于其定值或减负荷时汽温和汽压偏低于其定值的情况。例如:加负荷过程中突然反向减负荷,此时汽温和汽压一般低于其定值,智能化的变负荷策略会加速关小汽机调门和降低给水量,使变负荷速率优于电网要求,这样做既有利于电网,也有助于恢复机组的汽温和汽压。

4.4 智能化的超调控制策略

当汽机调门和给水快速跟随功率指令变化,充分利用机组蓄热,实现机组快速变负荷时,由于锅炉热负荷客观上存在着较大的延迟,必须适当地超调煤量和给水,减小蒸汽压力和温度的变化。过大的超调造成负荷过调,过小的超调达不到变负荷速率要求。超调不当,机组参数变化较大,会影响机组运行的稳定性和经济性。而常规的协调控制采用固定的超调,当机组工况变化时,控制性能会变差。

超调的总量应是变负荷时机组蓄热的变化量,对应于一定量的燃煤量和适当的给水,是超调幅度与超调持续时间形成的面积,如图2所示的“锅炉超调”模块控制超调的触发、停止和幅度。超调幅度根据机组负荷、变负荷幅度和速率预估,并根据机组的运行参数等来修正,使机组有较好的变负荷性能,完成变负荷任务后能量基本平衡,蒸汽压力和温度恢复到额定值。

给水超调的主要作用是加快机组的变负荷速度,及时平衡汽机对锅炉蒸发量的要求,并根据汽压的变化修正给水超调量,减小汽压的变化幅度,最终使汽压恢复。燃料量的超调主要是及时补充锅炉的储能变化,平衡机组的能量,并根据蒸汽温度(或比焓)的变化修正燃料量的超调,减小汽温的变化,最终使汽温恢复。

锅炉热负荷对煤量的响应有较大的延迟,超调应“早动早停”,超调在变负荷前期较大,并在蒸汽参数接近目标时就结束,利用热惯性,使蒸汽压力温度恢复。

4.5 智能化协调控制系统稳态控制策略

超临界机组是1个多变量强耦合的复杂系统,控制系统之间相互影响,机组较难稳定运行。通过解耦,消除或减弱调节系统间的相互影响,机组才能稳定运行。

如图1所示,只要合适地设置K 3和K 4,CO1对E2的影响可以消除或减弱。如E3为分离器比焓偏差,调门变化时由于没有热交换变化,CO1对E3没有影响。F2(t)和F 2(x)构成输出解耦功能,其作用是使给水按一定比例和动态过程随煤量变化,在稳态时保持蒸汽的比焓不变,则CO2对E3没有影响。CO2可视作锅炉指令,通过它控制锅炉热负荷,功率和汽压随CO2同步变化,只要正确设置K 1,K 2,E1不随CO2变化,即实现了CO2对E1的解耦。CO3可作给水指令,给水变化相当于锅炉蒸发量,功率和压力在一段时间内同步随给水变化,故E1基本不随CO3变化,但E2随CO3显著变化。

由PID1,PID2和PID 3构成协调控制系统的3个主要调节系统,其输出(调节量)为CO1,CO2和CO3,其输入(被调量)为E1,E2和E3。

通过对以上解耦策略的分析,可以将协调控制系统的对象特性用式(3)来表示,由此可见,上述解耦策略消除和减弱了大部分耦合环节,可以消除由于系统耦合引起的协调控制不能达到稳定的情况。

4.6 基于优化运行的协调控制

全面的机组优化调整是智能协调控制系统良好投运的基础,制粉系统、燃烧器、一次风、二次风等锅炉燃烧优化调整,确定最优的磨煤机风量定值、温度定值,一次风压定值,确定最优的燃烧器风门控制函数、氧量函数、风煤比函数,达到最经济燃烧,合理的烟气热量分布,保证局部不过热,消除或减小烟温偏差,两侧过热器的汽温相近。汽水系统优化,确定合理、经济的滑压曲线,分离器温度和各级温度的目标定值函数。只有这样,才能有效地保证控制系统能维持机组运行接近最佳工况。

从一个负荷点过渡到另一个负荷点的变负荷过渡中,煤量、风量和水量快速按设定的函数关系随负荷指令变化的前馈控制和智能化的超调作为粗调,粗调使煤量、风量和给水量快速地变化到正确的预定值,使机组负荷的变化基本到位。以PID为基础反馈控制作为细调,细调最终使负荷、主汽压力、温度稳定于目标值。变负荷时,各调节量和相关参数的变化也能保证经济损失接近最小,以尽量减小变负荷成本。