1050MW超超临界机组水煤比控制策略优化

神华福能发电有限责任公司 石狮 362700

1 机组概况

某2×1050MW机组的锅炉采用东方锅炉有限公司型号为DG3130/27.46-Π2型锅炉。型式为高效超超临界参数变压直流炉，采用对冲燃烧方式、固态排渣，是单炉膛、一次中间再热、平衡通风、露天布置、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。在机组30%至100%负荷范围内以纯直流方式运行，在30%负荷以下带炉水循环泵的再循环方式运行。汽轮机采用东方汽轮机有限公司型号为N1050-26.25/600/600汽机。采用超超临界、一次中间再热、单轴四缸四排汽、冲动凝汽式，八级回热抽汽。汽机中、低压缸均为双流反向布置。通流级数45级，其中高压缸为一个双流调节级，8个压力级；中压缸为2×6个压力级；低压缸为2×2×6个压力级。配置2×50%B-MCR调速汽动给水泵，旁路采用30%一级大旁路。

2 水煤比调节对过热汽温的控制

超超临界直流炉运行过程中，为维持过热汽温的稳定，锅炉的燃料量与给水量必须保持适当的比例。当给水量和燃料量的比例发生改变时，锅炉受热面中的汽水分界面就会发生变化，从而导致过热汽温发生变化。因此直流锅炉主要以水煤比调节作为汽温调节的基本手段，以喷水减温作为过热汽温的“细调”手段。上述2×1050MW机组过热汽温调节的原控制策略遵循原设计方的控制思路，以屏式过热器出口温度作为水煤比控制的中间点温度，来实现过热汽温的“粗调”。水煤比控制信号加到燃料控制回路中通过燃料指令的改变达到水煤比调整的目的。锅炉水煤比例的平衡完全由给煤量来进行调节，通过改变给煤量来调节和控制屏式过热器出口温度，保证锅炉的煤水平衡，对锅炉主蒸汽温度进行粗调，并由二级减温水对主蒸汽温度进行细调。 机组汽水流程见图1。

图1 1050MW机组汽水流程图

3 水煤比调节的影响因素

直流锅炉运行过程中，汽水是一次性循环，汽水没有固定的分界点，水煤比调节作为基本的调温手段，受到以下多种因素的影响。

3.1 给水温度

当锅炉给水温度发生改变时，受热面中汽水分界点将发生改变。例如，当高加解列时，锅炉给水温度降低，锅炉受热面中的汽水分界点将后移，在水煤比不变的情况下，过热汽温将随之大幅降低，因此当给水温度发生变化时，必将通过对水煤比的调节输出，改变原来设定的水煤比，才能维持过热汽温的稳定。

3.2 炉膛火焰中心的高度

机组在实际运行过程中，不可避免需要改变磨煤机运行的组合方式，不同的组合方式，将可能导致炉膛火焰中心发生改变。例如，当火焰中心发生上移，将导致炉膛出口烟温上升，给水在炉膛内的吸热量减少，锅炉受热面中的汽水分界点后移，在水煤比不变的情况下，加热段与蒸发段变长，过热段缩短，过热汽温将降低。

3.3 煤质变化

煤质变化是不可避免的。当煤质发生改变时，在给水量和实际给煤量保持不变的情况下，燃料在炉膛内释放的总热量将发生改变，从而影响主蒸汽温度。虽然协调控制系统中设计有BTU调节控制回路，根据设计煤种的热值和实际煤种的热值不同，对燃料进行修正，但在BTU投入自动调节时，由于其调节过程缓慢，具有较大的滞后性，无法真正起到调节汽温的作用。

水煤比调节控制除了受给水温度、炉膛火焰中心高度、煤质变化影响，还受炉膛过量空气系统、烟气扰动及受热面清洁度等因素的影响。当上述条件发生变化时，只有及时地通过水煤比控制调节输出，重新调整水煤比，才能消除这些外部条件变化对锅炉主蒸汽温度的影响。

4 原水煤比调节控制策略缺陷分析

该1050MW超超临界机组原水煤比控制策略采用屏式过热器出口温度作为中间点温度。由于屏式过热器出口温度在锅炉汽水系统位置过于靠后，将它作为中间点温度不能快速反映水煤比的关系，具有明显的滞后性，导致整个主汽温调节性能较差；加上由于一级减温水的调节作用，在控制屏式过热器入口汽温的同时，对屏式过热器出口温度产生较大的扰动，导致水煤比调节效果不太理想，使机组的主蒸汽温度波动非常大，整个系统稳定性不理想，严重影响着机组的安全、稳定运行，具体体现在如下几个方面：

(1)水煤比控制回路稳定性差，中间点温度经常大幅波动，即使在稳定负荷时，主汽温波动仍然频繁，加剧了受热面的热应力反复变化，容易导致氧化皮脱落，增加了锅炉爆管的可能性。

(2)由于中间点温度调节品质差,使机组的过热减温水量及减温水阀开度无法维持在合理范围，运行人员需要不断地手动干预。

(3)在煤质变化、启停制粉系统、机组大幅变负荷吹灰等扰动工况下，由于水煤比调节屏式过热器出口温度明显的滞后性，经常导致屏式过热器金属壁温超温。为了防止超温，有时不得不降参数运行，影响机组运行的经济性。

经分析，由于选取的中间点温度不合理，位置过于靠后，不能正确反映水煤比关系，水煤比调节具有明显的滞后性；而且屏式过热器出口温度容易受一级减温水调节的干扰，极易导致原有的水煤比自动控制失调，很难对中间点温度进行有效的控制，使机组的调节能力差，主要参数的波动大。

5 水煤比调节控制策略优化

5.1 策略优化

为了解决上述问题，必须选取在系统位置尽可能靠前、能够正确反映水煤比关系、并且能够消除一级减温水的调节对水煤比控制扰动的点作为中间点温度。通过调试试验，建立了以低温过热器出口温度为水煤比调节最优控制目标，并结合给水温度、炉膛火焰中心的高度及煤质变化等影响因素，对低温过热器出口温度设定值进行自动偏置补偿，与实际低温过热器出口温度形成设定偏差，让水煤比调节回路尽快动作调节输出；同时将减温水流量作为水煤比控制的前馈信号，实现水煤比和减温水调节回路的解耦控制，以维持减温水阀门开度在合适的范围，保证有足够的调节裕量，更好地克服机组深度调峰低负荷下分离器进入饱和区引发水煤比失调的问题。减温水流量对水煤比控制的前馈见图2。

图2 减温水流量对水煤比控制的前馈

如果水煤比失调造成温度偏差，仅仅通过喷水减温来维持过热汽温，将进一步加剧水煤比的失调，可能导致给水过多地被用来喷水减温，造成流经水冷壁中的工质减少，引起水冷壁金属壁温超温，影响锅炉的安全运行。因此，在某些特殊工况下，为了避免这种情况的发生以保证水煤比有更好的调节性能，增加了中间点温度设定偏置回路。运行人员根据实际情况，通过DCS画面上的“中间点过热度偏置设定”来调整当前的中间点温度的设定值，从而更好地调节煤水比，避免了水煤比控制回路失调的问题。中间点温度手动设定偏置见图3。

图3 中间点温度手动设定偏置

5.2 水煤比调节优化效果

水煤比控制策略优化后，大幅提高了水煤比调节控制回路的稳定性，且具有更好的响应速度。由于中间点温度不再大幅波动，在控制回路中增加了将减温水流量作为前馈信号的环节，使得一、二级减温水控制的调节性能得到间接地改善，减温水阀能够保持在合理的开度，从而有效提高主汽温的控制品质；在机组变负荷时，主汽温在设定值为603℃时，实际主汽温最大值为606.3℃，最小601.2℃，主汽温的最大动态偏差<5℃，无超温或汽温过低现象，主汽温的波动幅度明显变小；汽温不再反复波动，大幅减缓受热面的热应力反复变化，提高了机组运行的安全性。

水煤比控制逻辑优化后，由于主汽温波动小，运行人员可通过适当提高汽温设定值等手段来提高机组主汽温的平均值，从而降低机组的供电煤耗，提高机组运行的经济性。在变负荷过程中运行人员的干预也少了，减少了操作量，自动调节控制的投入率和控制品质均得到了提升。

6 结语

水煤比控制作为协调控制系统中的一个重要控制调节回路，是机组实现良好控制的基础。只有选择一个合适位置并且能够快速反应水煤比变化的温度点作为中间点温度来控制水煤比，才能够完成水煤比的准确控制。对可能影响主汽温的因素，通过对水煤比控制回路进行进一步优化，起到提前调节的作用，保持中间点温度稳定，才能够稳定、准确、快速地对锅炉主蒸汽进行有效控制，保证机组安全稳定运行。