1 000 MW二次再热机组协调控制系统逻辑分析

崔凯峰, 许海雷, 张世伟, 李 勇

(国电泰州发电有限公司， 江苏泰州 225300)



1 000 MW二次再热机组协调控制系统逻辑分析

崔凯峰, 许海雷, 张世伟, 李 勇

(国电泰州发电有限公司， 江苏泰州 225300)

对某1 000 MW二次再热机组协调控制系统的构成和特点进行了分析，明确了锅炉风、煤、水子系统的协调以及机组与电网需求的协调关系，介绍了锅炉主控、燃料控制、给水控制和主汽压力设定等环节的组成和作用。

机组； 二次再热； 协调控制； 逻辑优化

随着发电技术的不断进步和节能减排要求的不断深化，二次再热超超临界机组在国内火电建设中得到了广泛应用。笔者以某1 000 MW二次再热机组为例，介绍了机组协调控制系统的组成和功能，并对机组调试期间协调控制系统的投运情况进行了分析。

1 机组运行方式

机组运行控制主要有四种方式：基本控制(BASE)、锅炉跟随(BF)、汽轮机跟随(TF)、协调控制方式(CCS)。

1.1 CCS方式

协调控制方式是机组的正常运行方式。单元机组的输出电功率与负荷要求是否一致反映了机组与外部电网之间能量供求的平衡关系；主汽压力反映了机组内部锅炉和汽轮发电机之间能量供求的平衡关系。协调控制系统就是为了完成这两种平衡关系而设置的，使机组对外保证有较快的负荷响应和一定的调频能力，对内保证主要运行参数稳定。把机组负荷指令送给锅炉和汽轮机，以便使输入给锅炉的能量和汽轮机的输出能量相匹配。汽轮发电机控制将直接跟随功率指令，锅炉输入控制将跟随经主蒸汽压力偏差修正后的功率指令。这种方式下机组能稳定运行，因为汽轮机调节门能快速响应功率指令，而且锅炉负荷也能快速改变，这种控制方式可以极大地满足电网的需求[1]。在协调控制方式下，包括锅炉主控、燃料主控、给水主控、焓值主控、风量和炉膛压力控制等在内的所有主要控制回路都应处于自动方式，汽轮机DEH在远方负荷限压方式。

1.2 BF方式

在协调方式下，将汽轮机主控切至本地负荷控制方式，机组运行方式将从协调方式切至锅炉跟随方式，在这种方式下，锅炉控制主汽压力，汽轮机控制负荷。由于机组机、炉动态特性存在差异，锅炉侧对汽压的调节作用落后于汽轮机侧调节功率时对汽压产生扰动，所以机组能比较快地响应电网负荷的要求；但汽压波动大。为了限制汽压变化，增加了压力限制回路，以降低功率响应性能来提高汽压控制的品质，因此这种方式是功率和汽压两方面性能指标的折中[2]。由于锅炉调节主汽压力的迟缓性，BF方式仅作为投入CCS方式之前的过渡方式，机组不宜在BF方式下变动负荷。由于汽轮机“孤岛”控制的特点，CCS只向DEH发送负荷设定值和主汽压力设定值，不能直接控制汽轮机调节门，DEH在负荷本地设定方式下(在BF或BASE方式时)没有克服锅炉内扰的能力。例如在煤质变化时，如果不手动改变锅炉输入或负荷设定值，汽轮机调节门将会单边关小(煤质趋好)或开大(煤质趋差)。机组正常运行时不宜运行在DEH负荷本地设定方式。

1.3 TF方式

在协调方式下，将锅炉主控切至手动或汽轮机控制方式切至初压方式，机组运行方式将从CCS方式切至TF方式。特殊情况下当机组发生RB时，协调将自动切至TF方式，这种方式下锅炉控制负荷，汽轮机控制汽压，适应电网负荷需求的能力较差而汽压波动小，不能充分利用锅炉的蓄热。

1.4 BASE方式

在机组启动和停炉过程中使用全手动方式，这种方式下锅炉主控处于手动方式，汽轮机控制方式处于限压方式。通过燃料量和水量控制主汽压力，配合汽轮机调节门开度，以达到控制负荷的目的。

1.5 启动过程中机组的控制方式

机组点火至带初负荷阶段，机组处于BASE方式，风、煤、水由运行人员手动控制，该阶段机组按一定的速率升温升压，加煤、加水直至冲转参数。冲转前确保旁路有足够的开度，为并网带初负荷做好准备；机组逐渐带负荷，旁路为了维持压力不变会随着负荷的增加而慢慢关小至全关，待高旁全关后机组进入TF方式；压力由汽轮机调节门控制。负荷由锅炉控制，该方式下主汽压力稳定，有利于贮水箱水位的控制，运行人员手动加煤、加水升负荷，转态前控制好贮水箱水位，转态后控制好过热度；待负荷至500 MW机组各参数稳定后，依次投炉膛负压、风量(氧量可暂时不投)、给煤机、燃料主控、给水主控、焓值控制自动，最后投锅炉主控自动，机组控制方式将经BF方式过渡到CCS方式。

2 各回路控制策略

2.1 实际负荷指令

实际负荷指令的运算方案见图1。

图1 实际负荷指令运算方案

通过切换器T可以选择电网调度指令，或由运行人员手动输入负荷指令。所选中的目标负荷指令经限制器(负荷上限和下限)限制后送至负荷变化率限制器。负荷变化率可以手动设定，也可以根据锅炉、汽轮机热应力以及其他因素自动设定。DEH侧具有调频闭环回路，因此在CCS侧负荷指令中不增加一次调频的分量，但考虑到一次调频对机组的影响，增加一次调频时对锅炉的前馈量，以满足机组的能量需求。

2.2 锅炉主控

锅炉主控的运算方案见图2。

图2 锅炉主控运算方案

锅炉主控通过改变燃料量，改变锅炉的发热量，协调方式下调节机前压力，不仅要响应汽轮机负荷，还要消除由于汽轮机负荷变化造成的汽压扰动。图中加法器有三个输入量，锅炉主控前馈和一次调频分量是为了快速响应汽轮机负荷的要求，PID控制器的输出则是为了消除压力偏差(Δp是主汽压力设定值和实际值的差值)。锅炉主控M/A控制器在自动时，接受上级控制器的输出，在手动时只接受运行人员的操作指令。当机组发生特殊情况(燃料主控切手动)时，此时的锅炉主控跟踪校正后总燃料量对应的函数；当机组RB时，锅炉主控则是RB的目标负荷。

下列条件下，锅炉主控手动：

(1) 实发功率测点品质坏；

(2) 主汽压力测点品质坏；

(3) 主汽压力与设定值偏差大(1.4 MPa)；

(4) 燃料主控手动；

(5) 送风控制在手动；

(6) 给水主控在手动；

(7) 锅炉主燃料跳闸MFT；

(8) 实际功率<400 MW；

(9) 非直流模式；

(10) RB动作；

(11) 高旁快开动作；

(12) 焓值控制在手动；

(13) 初压模式或不在负荷遥控模式，延时10 s。

2.3 燃料主控

燃料主控的运算方案见图3。

图3 燃料主控运算方案

在不同负荷下锅炉输入的静态平衡是由相应子控制回路的指令信号维持的，如给水、燃料和风量指令信号，但是在负荷变动时，仅有这些是不够的。直流锅炉中锅炉受热面管内的内部流体受到外部烟气的加热，温度发生变化，其反应时间常数随燃料、给水、负荷等变化而变化，并且燃料系统中制粉、燃烧也存在大的延迟，因此在各负荷段中，即使严密地设定了给水、燃料、空气等锅炉输入量，负荷变化时蒸汽温度或蒸汽压力变化也是过渡性地跟进。因而负荷变化时，如果事先将各种锅炉输入量控制得比平衡时多些或少些，改善蒸汽温度或蒸汽压力的控制性能就会比较有效，这就是燃料主控方案中加入燃料BIR的初衷。

总燃料量指令的主体由锅炉主控指令对应的函数f(x)和燃料BIR组成，另外风量和给水流量对燃料主控起双重交叉限制作用。当再热器保护动作时，再热器保护对应的煤量起上限限制作用，当机组RB时考虑到锅炉蓄热，燃料主控对燃料量起反方向超调作用，以便锅炉蓄热释放。

下列条件下，燃料主控切手动：

(1) 校正后总煤量测点品质坏；

(2) 非RB下的煤量偏差大；

(3) 给煤机自动台数<2；

(4) 一次风机均手动；

(5) 送风机均手动。

2.4 给水主控

给水主控的运算方案见图4。

图4 给水主控运算方案

为了保持总的蒸汽流量不变，在给水主控中去除了过热器减温水总量，削弱了减温水对汽压的影响，这样导致省煤器进口给水流量随过热器减温水量有较大的波动，从而造成过热度较大幅度的波动，可以通过对过热器减温水总量系数的修正来缓解。

焓值控制将调节过热器入口焓，修正干态给水流量设定值；正常情况根据减温水流量修正焓值设定；锅炉负荷经函数生成减温水指令，若实际的减温水流量低于指令，说明过热器出口温度偏低需要的减温水少，这样就可通过焓值修正控制增加过热器入口焓设定值，减少给水提高过热器出口温度，达到粗调；反之，减少过热器入口焓设定值，增加给水，降低过热器出口温度。焓值控制上限：3 150 t/h(100%)减去给水流量设定值(校正前)；焓值控制下限：-438 t/h。

下列条件下，给水主控切手动：

(1) 2台汽动泵均手动；

(2) 直流模式下过热器入口焓值故障；

(3) 非直流模式下，分离器水位故障。

下列条件下，焓值控制手动：

(1) 非直流模式；

(2) 给水主控手动；

(3) 过热器入口焓故障。

2.5 氧量及风量指令

氧量及风量指令的运算方案见图5。

图5 氧量及风量运算方案

省煤器出口烟气含氧量(三取中)作为炉膛内烟气氧量的表征。氧量定值为机组负荷指令的函数，遵循低负荷高氧量、高负荷低氧量的原则，运行人员还可通过调节氧量设定的偏置来微调氧量定值。氧量控制器的输出是一个在0.8～1.2变化的微调系数，它送到送风控制回路去修正其风量设定值，从而实现将炉膛内氧量维持在一定合理范围内。当燃料风量互相交叉限制或者RB时氧量控制器不作用，保持不变。风量指令为锅炉主控指令的函数，通过校正后燃料总量的交叉限制后与氧量校正系数的乘积，风量指令始终大于最小风量1 200 t/h。

2.6 主汽压力设定值

主汽压力设定值的运算方案见图6。

图6 主汽压力设定值

该机组是全滑压运行机组，主汽压力设定值由负荷指令经函数发生器产生，RB时主汽压力设定值由锅炉指令经函数发生器产生,滑压后的压力设定值不能低于汽轮机要求的冲转压力。滑压速率为0.8 MPa/min，RB时滑压速率要大。另外，滑压曲线经速率限制后要经过三阶惯性环节(模拟燃料由热量转换为蒸汽压力的惯性时间)，惯性时间由负荷指令的函数产生，并设有一偏置模块，运行人员可以少量修正压力设定值。当机组在BASE方式时主汽压力设定值跟踪实际主汽压力，RB动作发一个脉冲迫使主汽压力设定值跟踪主汽压力。

3 结语

通过对某1 000 MW超超临界二次再热机组协调控制系统构成、特点分析，明确二次再热协调控制策略，为今后同类型机组的启动提供了借鉴。针对不同机组的协调控制在实际运用过程中还存在着不少问题，但是可以根据机组的具体特性对协调进行合理优化，从而提高机组的控制水平。

[1] 王宏生, 吕春华. 1 000 MW超超临界直流锅炉的协调控制方法[J]. 电站系统工程, 2009, 25(4): 57-58.

[2] 边立秀, 周俊霞, 赵劲松. 热工控制系统[M]. 北京: 中国电力出版社, 2012.

Logic Analysis of Coordinated Control System in a 1 000 MW Double Reheat Unit

Cui Kaifeng, Xu Hailei, Zhang Shiwei, Li Yong

(Guodian Taizhou Power Generation Co., Ltd., Taizhou 225300, Jiangsu Province, China)

An analysis is conducted on the composition and features of the coordinated control system in a 1 000 MW double reheat unit, including a discussion on the coordinated relations among the boiler air, coal and water subsystem, as well as the coordination between the unit output and power grid demand, together with an introduction to the composition and function of the boiler control, fuel control, feed water control, main steam pressure setting, and so on.

unit; double reheat; coordinated control; logic optimization

2016-06-20；

2016-08-10

崔凯峰(1984—)，男，工程师，主要从事火电厂集控运行管理工作。E-mail: cuikf@gdtz.com.cn

TK223.7

A

1671-086X(2017)03-0162-04