滑压运行汽包炉机组AGC控制策略研究

郝 欣，张 志，王 喆

(1．辽宁省电力有限公司电力科学研究院，辽宁 沈阳 110006;2．华电铁岭发电有限责任公司，辽宁 铁岭 112000;3．国电康平发电有限公司，辽宁 康平 110008)

辽宁电网风电机组大量接入，电网对大容量火电机组的调峰、调频能力及自动发电功能提出了更高的要求。与此同时，随着电煤供应的日益紧张，机组燃煤成本大幅度增加，发电企业为了节约燃料成本，在烟煤中大量掺烧热值低价格廉的褐煤，直接导致锅炉主汽压力迟延进一步加大，机组负荷响应能力显著下降［1］。火电机组在日益提高的电网AGC及一次调频性能要求和机组经济运行降低发电成本的双重压力下，必须优化机组控制策略及运行方式，将先进的现代控制理论应用于机组控制中，进一步挖掘机组潜力来面对电力市场的竞争。

1 问题的提出

机组运行AGC方式下时电网负荷指令变化频繁，大容量锅炉所固有的大迟延、大惯性、参数慢时变等特性造成机组负荷响应迟缓难以满足电网调度要求。同时，发电企业迫于经营压力和节能降耗，必须尽可能降低机组运行成本，实现上述两个目标，一是降低燃料成本，大量掺烧褐煤;二是机组经济运行，锅炉改定压运行为滑压运行。目前，多数火电机组都采取了AGC方式下滑压运行，机组负荷响应慢、锅炉参数波动大，如何在AGC方式下机组经济运行，已成为发电厂控制领域急需解决的一个问题。

a． 电厂为了节约燃料成本，大量购入热值低、水分大的褐煤代替设计煤种作为锅炉燃料，造成主汽压力控制通道纯滞后时间超过300 s，控制通道τ/Ti值大幅度增加，常规协调控制已无法满足机组运行要求。

b． 掺烧褐煤导致制粉系统出力减少，磨煤机干燥出力严重下降，中速磨煤机出口温度经常低于60℃，为了尽量避免磨煤机出口温度过低，运行时只好将磨煤机入口的冷一次风门全关、热一次风门全开，造成一次风风煤比无法保证，一次风控制子系统丧失了调节能力，加大了协调系统的控制难度。

c． 为了降低锅炉煤耗，锅炉由定压运行改为滑压运行。滑压方式下主汽压力控制回路的扰动除了负荷指令外又增加了主汽压力的定值扰动，对锅炉稳定运行产生了更大的不利影响。当负荷指令出现大幅度变动时，主汽压力设定值也相应变化，锅炉非常容易振荡，CCS只好进入机跟炉方式运行，导致AGC及一次调频均不能投入。

2 控制策略

2.1 基本设计思路

常规控制策略中采用实际负荷指令及其微分作为锅炉主控前馈输入变量，实际负荷指令与煤量的函数曲线是前馈的基本控制分量，变量动作波形如图1所示。由于锅炉的大迟延特性，当负荷指令前馈分量快速将燃料量 (图1中变量5)调整到负荷所对应的燃料值以后，燃料并不能转换成热量提供给汽轮机，汽轮机能量依旧要利用锅炉蓄热来平衡，锅炉表现为主汽压力波动，主汽压力波动必然引起压力校正调节器动作，调节燃料量产生波动来补偿主汽压力波动，燃料量非常容易过调，导致主汽压力 (图1中变量3)调整的过渡过程时间加长，衰减率达不到0.9以上，系统控制效果恶化。根据上述分化，新型控制策略采用分时错峰的控制方式，锅炉主控指令速率超过汽机主控指令速率N倍，其目的是锅炉主控改变燃烧率的速度大大高于汽机主控变负荷的速度，以克服锅炉滞后所造成的锅炉主汽压力波动。

新型控制策略基本架构为以炉跟机为基础的双向解耦协调控制方式，提高机组负荷响应速度的方法从两部分入手，一是更改锅炉前馈值的输入变量及修正静态前馈函数值的精度;二是对滑压运行方式下主汽压力定值的生成方式进行修改。优化后的控制方案用目标负荷指令函数替换实际负荷指令，并对负荷指令与燃料量的函数曲线进行修正。优化后前馈函数值小于其静态值，目的是减少由于锅炉响应滞后造成的压力校正环节产生燃料量过调。

2.2 设计与实现

图1 常规协调控制参数调节过程

锅炉主控指令模型由3部分构成:高速锅炉指令模型、基于分时滑压动态压力定值指令模型的主汽压力校正和基于预给煤方式的动态锅炉主控指令模型。

2.2.1 高速负荷指令模型

锅炉主控中静态前馈函数输入变量采用变速负荷指令LDCh代替传统策略中的实际负荷指令LDC，即目标负荷指令经过智能函数变换后的计算值。当机组负荷变动时，该指令根据负荷变化幅度及负荷变化率设定值调节燃料量，其变化速度高于实际负荷指令，即汽轮机功率回路设定值，以达到锅炉先于汽机动作的目的，借以弥补锅炉惯性过大的缺陷，提高机组负荷响应速度，满足电网AGC的要求。

高速负荷指令数学模型:

式中:LDCh为高速负荷指令;ΔL为变负荷幅度;Rr为变负荷速率设定值;λ为修正系数。

2.2.2 滑压定值指令模型

常规滑压方式下主汽压力定值是机组实际负荷指令的单值函数ps=f(LDC)，其中，ps为主汽压力设定值，LDC为机组实际负荷指令。新型策略将负荷指令和主汽压力指令错峰调节、通过对实际负荷指令和主汽压力指令分时处理来充分利用锅炉蓄热满足电网的功率需求，并减小对锅炉主汽压力的扰动。新型控制策略中滑压方式下主汽压力定值ps=f(LDC，ep，LDCD，RL)为实际负荷指令等多个变量的单值函数:

式中:ps为主汽压力设定值;LDC为机组实际负荷指令;LDCD为机组目标负荷指令;ep为主汽压力偏差;E为主汽压力偏差限值。

分时控制使CCS在负荷变动时保持在定压方式下运行，当负荷变动结束后，主汽压力达到相对稳定时，主汽压力指令开始变化，时间上错开了变负荷时的锅炉扰动阶段，从而实现了滑压过程中负荷与主汽压力之间的解耦控制。

2.2.3 动态锅炉主控指令模型

修正锅炉预给煤中的“正踢”与“反踢”功能，根据目标负荷指令和实际负荷指令的差值，对负荷变化增量值进行预测。针对AGC负荷指令的特点，预测规则为当增量较小时，取消预给煤功能，以减小对锅炉风烟系统扰动，有利于锅炉控制中减小过渡过程时间;当负荷增量较大时，投入预给煤功能。

锅炉主控中动态前馈指令的形成方案如图2所示，程序根据目标负荷指令与实际负荷指令自动识别负荷变动的方向、增量值及负荷变化率，并以此为输入变量，计算出锅炉主控动态指令。在具体实现过程中，采用升负荷与降负荷分开实现的方式，由于大量掺烧褐煤，CCS在一定程度上存在着升负荷困难、降负荷相对容易的特点，因此在实际调试过程中采用了多模式参数整定方式。

图2 锅炉动态指令方案框图

3 算法参数整定与优化

整个控制策略的参数整定过程分50%～70%Pe、70% ～90%Pe和90% ～100%Pe 3个负荷段进行，在不同时间对每个负荷段进行多次变负荷试验，采用数据挖掘技术对数据进行处理，取得负荷所对应煤量的数学期望值作为锅炉主控单向解耦控制的静态数据，同时也就确定主汽压力调节器的静态工作点，力求快速准确响应AGC负荷指令。

在变负荷过程中，机组负荷在50% ～70%Pe时，锅炉开始进入滑压运行模式，主汽压力调节器增益为1.9，主汽压力调节器积分时间为700 s，铁岭电厂4台机组差别不大;机组负荷在70%～90%Pe时，锅炉开始滑压运行，主汽压力调节器增益为2.1，主汽压力调节器积分时间为500 s，铁岭电厂的4台机组差别不大;机组负荷达到90%Pe以上时，锅炉进入定压运行阶段，主汽压力调节器增益为2.2，主汽压力调节器积分时间为400 s，铁岭电厂的4台机组差别比较大。

通过变负荷试验确定变速负荷指令的速率，首先，采用3倍于实际负荷指令速率进行3～5次试验，根据变负荷试验结束后主汽压力超调量及过渡过程时间确定速率是否合适。综合多次试验结果表明，铁岭电厂1、2号机为2.5倍速率，3、4号机为3.5倍速率，主汽压力控制的超调及过渡过程时间明显减小。

燃料量测量的数据处理，由于机组投运时间超过了15年，设备老化现象非常严重，给煤机的燃料测量值波动范围达到7～10 t/h，对燃料闭环投入自动影响很大，在实际调试过程中，分别对每台给煤机的测量值进行滤波平滑处理，保证燃料闭环投入的稳定性。每台给煤机控制回路增加动态增益调节功能，根据磨煤机出口温度及给煤量，综合计算出本台磨煤机煤质的相对热值，动态调整控制回路增益。

4 结束语

新型控制策略在铁岭电厂的4台300 MW机组进行了调试和运行，新型方案所采用的压力定值分时错峰调节及变速锅炉主控指令模型保证了掺烧褐煤机组在AGC模式下以滑压方式安全稳定运行，改变了此类机组只能定压运行的历史，显著提高了AGC模式下掺烧褐煤机组运行的经济性。

［1］ 郝 欣．掺烧褐煤直吹式汽包炉机组AGC控制技术研究［J］．东北电力技术，2011，32(6):9－12．