超超临界直流炉协调控制策略设计与应用

游勇华，龙 洋，万俊松，周世阳

（1.江西省电力科学研究院，江西南昌 330096；2.江西省水利水电学校，江西南昌 330013）

0 引言

最近五年，随着我国经济的快速腾飞，用电量需求急剧增加，电网容量也在不断扩大，用户对电能质量要求日益提高。电网负荷分配通常采用AGC控制方式，由中调统一分配，机组升负荷、降负荷均要达到电网的要求。对配备中间粉仓的中储式制粉系统的机组，达到相应速率指标难度不大，但对直吹式机组，由于其惯性大，要达到规定的升负荷、降负荷速率除与机组本身特性有关外，还与所设计的控制系统有关[1]。当负荷指令发生变化时，由于直吹式制粉系统锅炉燃烧存在极大的惯性，主汽压力不能及时随汽机调汽门变化而变化，容易造成主汽压力调节过调，偏差超过规定值，影响锅炉系统运行的安全性。要使机组在确保稳定性的前提下，具有更快、更灵活的负荷响应，就需要协调机组负荷适应能力和主汽压力稳定的矛盾，对协调控制系统的设计提出来更高的要求[2]。论文所设计的协调控制策略已在某电厂660 MW超超临界机组中得到应用，长时间的良好应用效果证明所设计的控制系统具有一定的适用性、代表性。

1 超超临界机组控制特点

1.1 机组动态特性[3][4]

机组在运行过程中要经过湿态与干态的转换，锅炉的加热区、蒸发区和过热区之间的界限是变动的，任何一种扰动都会使假想的分界线前移或后移，机组动态特性随负荷的变化而变化，呈现出很强的非线性特性和变参数特性，因而要求协调控制系统及时、准确、严格地保持机组的能量和物质平衡。

直流炉机组，采用直吹式制粉系统，从给煤、制粉、送粉到燃烧环节，具有大的纯迟延和滞后特性，因此，燃烧系统成为机组的一个控制难点。

机组蓄热差。在临界压力附近，随着汽压升高，蒸发段变短，过临界后蒸发段消失，热水直接转化为蒸汽，机组蓄热能力迅速减弱，对外界扰动响应速度加快，容易超温超压。

1.2 机组控制特点

燃水比控制要求高，中间点工质温度或焓值要得到保证。直流炉调节汽温的手段主要是保持燃料量和给水量之比恒定，比值的任何偏离都会使汽温发生变化[5]。

热量平衡是机炉协调控制策略的关键[6]。直流炉的给水流量在较短延时后将直接反映于蒸汽流量，而调门指令对耗汽量的影响反而要小，基于这种关系，锅炉吸热量与汽机耗汽量的平衡关系将转变为吸热量与给水量的平衡关系，因此，只要保持好变负荷过程中这一热量平衡关系，过热度将始终保持平稳，机炉处于协调平稳的受控状态。

大量采用前馈控制技术，加快各系统间响应速度。同时，采用变参数、变设定值、解耦技术以及自适应控制等技术[7]。

2 协调控制系统方案设计

2.1 协调控制系统方案

协调控制系统可分为以锅炉跟踪为基础(BF-CCS)和以汽机跟踪为基础(TF-CCS)两种协调控制系统。两种系统的本质区别在于反馈回路，BF-CCS系统采用锅炉调节压力,汽机调节功率的运行方式，TF-CCS系统则相反。BF-CCS协调控制系统,机组的负荷响应速度快、负荷控制精度较高,但机前压力波动幅度较大；TF-CCS协调控制系统则相反，机前压力波动较小，对机组的稳定运行有利，但由于锅炉的惯性和迟延都较大，机组的负荷响应特性较差，负荷控制精度也较低[8]。由于国内电网对机组的调峰能力要求较高，并对机组的AGC/一次调频的功能、指标提出了具体的要求，对负荷的响应时间及调节精度要求比较高。在这种形势下，采用以锅炉跟随为基础的协调控制方案，能更好的满足机组快速响应负荷、参与电网调峰的要求[9]。协调系统方案设计如图1所示：

图1 超超临界机组协调系统方案示意图

2.2 协调控制策略

机炉协调控制系统由负荷管理中心、锅炉主控、汽机主控三个功能区组成，是整个机组自动控制系统的核心。

2.2.1 负荷管理中心

负荷管理中心主要是对机组负荷指令、主汽压力设定值进行管理，包括机组目标负荷设定(包括AGC指令)、负荷变化率设定、负荷上/下限设定、增/减闭锁、一次调频、RB等功能。

2.2.2 锅炉主控

超超临界机组锅炉指令由四部分叠加而成：1）基本指令(由负荷管理中心产生)，即经过频差修正的机组负荷指令，使锅炉主控指令对应于负荷及频率的改变有一个绝对变化量，快速作用于送风、煤、水等控制回路，使这些量相对于负荷都有一个基本变化量，这是最基础、最直接、最快速的比例控制；2）主汽压力调节器输出信号；3）DEB(直接能量平衡信号[10])微分信号，能量平衡信号表示汽轮机向锅炉索取的能量需求，建立了汽轮机负荷与汽轮机调门之间的正确比例关系，且不受锅炉侧扰动的影响，能够快速反映机组负荷的变化(能量需求变化)；能量平衡信号=[11]，式中，PS为主蒸汽压力设定值，P1为汽轮机第一级后压力；PT为主蒸汽压力。4）主汽压力实际值、设定值(经速率限制后)的微分信号。锅炉主控回路示意见图2。

图2 锅炉主控回路示意图

锅炉主控生成的锅炉指令BD，分别送往燃烧控制、水煤比控制、给水控制、总风量控制、一次风压控制、过热汽温控制、再热汽温控制等控制系统，完成整个锅炉的控制。

2.2.3 汽机主控

在协调控制方式下，功率控制由汽机主控完成，汽机主控接收功率控制器的输出，设定值由经过速率、高低限制的机组负荷指令，一次调频的指令，压力拉回回路三部分叠加而成，为了加强动态调节效果，最大限度的利用锅炉蓄热，加快机组初期响应负荷的执行速度，使用了经过速率、高低限制的机组负荷指令作为前馈，使汽机调门提前动作。方案中同时考虑了汽压限制的作用，因为在炉跟机控制方式下，负荷变化时机前压力会有较大的波动。一旦机前压力偏差值超出锅炉主控回路的预测范围时，汽机主控回路不再调功，而参与调压，二者共同作用使机前压力调整到允许范围内，使得汽机主控回路功率调节不再受压力控制的影响，从而实现快速响应动态过程，并稳定锅炉输入和汽机输出的平衡。

在汽机跟随TF或RB发生，汽机主控控制主汽压力，汽机主控接收压力控制器的输出，设定值为经过速率限制的主汽压力设定值。

汽机主控在协调方式下的PI调节器和在TF方式下的PI调节器采取分别设置的方式，以便适应不同状况的调节，改善调节品质。汽轮机主控回路示意见图3。

图3 汽机主控回路示意图

2.3 燃水比控制

燃水比是直流炉控制的重点和难点，控制效果的好坏直接影响到机组的主汽温度稳定，对机组的安全和经济运行至关重要。国际上流行燃水比控制方式主要有以下两种。

1）燃料修正中间点温度。中间点温度调节器输出加入到燃料控制回路，对燃料指令进行修正，调整燃料量，从而有效调整燃水比，保证锅炉出口汽温的稳定。

2）给水修正中间点温度。中间点温度调节器输出加入到给水控制回路，对给水指令进行修正，调整给水量，从而有效调整燃水比，保证锅炉出口汽温的稳定。

用燃料修正中间点温度调整燃水比其优点是对机组负荷和主汽压的影响平缓，机组主要参数的稳定性大大提高，缺点是对象特性响应慢。用给水修正中间点温度调整燃水比其优点是可以较为快速、有效地调整燃水比，进而保证锅炉出口汽温，缺点是对机组负荷和主汽压的动态影响比较大，机组稳定性变差。方案中，燃水比控制采用“水跟煤”为基础的燃料修正中间点温度调节方式，维持主汽温度稳定。

2.4 前馈控制

广泛采用并行前馈控制，方案中将锅炉主控指令并行送到各子系统（如：燃料、送风、给水等）建立前馈设定值，改善锅炉对负荷指令变化的快速响应性。通过前馈控制可以充分利用超超临界机组惯性和延迟相对较小的特点，较好地克服外扰时参数波动大的不利因素，满足机组的变负荷需求。

静态前馈。由锅炉负荷主指令(BD)，根据各子系统的特点，通过单独的函数发生器形成稳态的前馈信号，建立一个稳态工作点。

动态前馈。直流炉锅炉侧的大滞后和纯时延是影响机组负荷变化时动态响应的关键因素。为此，控制策略中采用MWD信号(比BD更早)来生成一组动态前馈信号——锅炉动态加速信号(BID)，分别作用到燃料、送风、给水等系统，使锅炉对负荷指令的响应速度得到加快，从而起到先动作、早控制的作用。BD指令在变负荷时具有强化微分环节的作用，而稳态负荷下，BD指令不发生作用。

3 实际应用

某电厂新建2×660 MW超超临界机组，锅炉由哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计，型号为：HG-2035/26.15-YM3，采用П型布置、单炉膛、改进型低NOX分级送风燃烧系统、墙式切圆燃烧方式，炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、带再循环泵的启动系统、一次中间再热。汽轮机为东方汽轮机有限公司制造的超超临界压力汽轮机，型号为：N660-25/600/600，超超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、凝汽式汽轮机。发电机为东方电机股份有限公司生产的发电机。DCS与DEH均采用北京日立控制系统有限公司提供的HI⁃ACS-5000 M集散控制系统。

试运期间从机组实际运行负荷340 MW开始，投入机组协调控制，在450 MW~660 MW之间以9 MW/min的负荷爬坡速率进行了负荷扰动试验，试验曲线如图4所示。

图4 15%负荷扰动试验曲线

由试验曲线分析可知，机组负荷初始响应较快，过程变化平稳，最大动态偏差5.02 MW,实际负荷变化率超过9 MW/min；燃料与给水之间匹配良好，煤与水全过程实现动态平衡，过热度没有大的波动，变化较平缓。主汽压力最大动态偏差为-0.56 MPa，主汽温度的最大动态偏差4.1℃，均符合要求，说明设计的控制系统可靠。

4 结论

大型超超临界机组协调控制系统设计要统筹全局，合理解耦，采用静态、动态前馈，充分利用锅炉蓄热，才能提高机组的负荷适应性和运行稳定性。本文设计的协调控制策略，在没有安排专门试验的条件下，随机组启动进行参数在线整定。机组投运后经过长周期运行考验，调节品质较好，主汽压、主汽温、功率、过热度等参数波动均符合部颁标准。进一步证明协调控制系统设计合理，适合机组运行特性，能够满足电网AGC的要求。为新建大型火电机组纳入电网AGC控制提供借鉴、参考。

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