超超临界机组的AGC技术研究

李冰, 高宠博, 肖光皓

（辽宁华电铁岭发电有限公司,辽宁 铁岭112000）

0 引 言

我国电力行业已逐步形成大电网、大机组、高参数、高自动化的发展格局[1]。超超临界机组成为燃烧发电机组的主流。为保证热控设备和系统的安全、可靠运行，可靠的设备与控制逻辑是先决条件[2]，电网和发电机组的自动化程度都必须不断提高。

AGC（即自动发电控制）是电网调度中心的一项主要工作内容。它利用调度计算机、通道、远程终端、分配装置、发电机组自动化装置等组成的闭环控制系统，监视和调节电力系统的频率，控制所管辖多个发电机组的实际出力。从电厂发电机组的角度来看，是指在中高负荷段的机组运行全部由过程控制系统自动完成，负荷直接由电网调度中心进行控制。目前国内的火电机组普遍在AGC控制精度上受到来自电网的严格考核。

如果能够通过有针对性的各种控制优化手段提高超超临界机组的AGC控制精度，就可以尽量减少电网对发电机组AGC的考核损失，每年创造非常可观的经济效益，并提高机组日常运行的安全性和稳定性。本文结合铁岭公司两台600 MW超超临界机组的实际工作经验，对提高超超临界机组AGC精度的主要控制技术进行了汇总和探讨。

1 超超临界机组AGC控制的难点

由于超超临界机组只能采用直流锅炉，与汽包炉机组相比，直流炉的主蒸汽压力高达25～31 MPa,蒸汽温度高达593～610 ℃，在主蒸汽压力的控制上都只能选择滑压运行方式，必须确保炉侧分离器入口温度在对应的分离器入口压力饱和温度以上。

超超临界机组的汽水分界面具有不固定性。当超临界锅炉在转入干态后，是没有明确清晰的汽和水分界线的，该分界线将同时受给水流量和炉膛燃料量的影响，很容易进入失调状态威胁机组运行安全。因此水煤比的精细调整至关重要。

对于汽包炉，炉侧控制锅炉的燃烧率，机侧控制汽轮机调门开度，控制系统可以简化成一个两输入、两输出的控制对象。两个控制变量分别是机组的有功功率和主蒸汽压力。但超超临界机组同时还要考虑给水流量对功率和压力的影响，因此超超临界机组的控制系统可简化为一个三输入、两输出的控制对象，控制难度加大。

对于燃煤机组而言，磨煤机的启停也会对AGC的控制精度造成很大影响。当机组长期处于AGC方式下运行将会使控制品质频繁受到磨煤机投切的干扰。

2 改善AGC控制指标的7个关键技术

根据长期的摸索和实践，改善AGC控制指标存在以下7个必不可少的关键技术方法。

2.1 滑压曲线的优化

AGC的调节方式是全电网调节，因此根据机组性能试验拟合机组的最佳滑压曲线，减缓压力变化对负荷变化的影响是至关重要的。这里的滑压曲线是指：机组在变负荷过程及一次调频的变化量上具有足够的裕度，调门的开方向足够，关方向上不影响汽轮机的流量分配，同时保证汽轮机调阀的节流损失尽可能小。汽轮机工作效率较高的情况是节流损失尽可能小，蒸汽参数尽量高，这就要求结合机组不同的负荷点对滑压设定值进行相关的修正。此过程要注意性能试验过程给出的最佳数值，结合变负荷过程汽轮机的运行状况形成合理的滑压曲线。

表1为辽宁铁岭某电厂5号超超临界燃煤机组运行期间的滑压曲线对应情况。

表1 600 MW超超临界机组滑压曲线对应值

2.2 过热度函数曲线的优化

水和煤的比例是调节过热度的主要工具。控制水煤比首先要确保过热度函数的合理。超超临界机组的过热度函数通常以分离器入口温度来标定。它是分离器压力的函数，标定时以机组稳定负荷下的水冷壁温度及减温水的可控性为依据，具体体现在：水冷壁不超温、减温水的可控性好，阀门开度在30%～60%之间。过热度曲线的标定通常安排在滑压曲线确定之后。超超临界机组运行中存在亚临界和超临界两个阶段。在超临界参数后，饱和温度已经失去明确的物理概念，必须进行人工拟合，这样机组运行的过热度指示便存在一定的不确定性，而分离器入口温度是一个很明确且与分离器压力对应的参数，在控制上采用分离器压力对应的分离器温度来修正水煤比。

表2为辽宁铁岭某电厂5号超超临界燃煤机组运行期间的过热度函数曲线对应情况。该曲线即以分离器入口温度进行标定，通过与分离器压力一一对应的方式实现超超临界机组过热度的合理动态设定。

2.3 水煤比的控制

表2 600MW超超临界机组过热度函数曲线对应值

超临界直流炉的给水控制与汽包炉给水控制的最大区别在于直流炉汽水分界面的不固定性[3]。水煤比控制是超超临界直流炉控制的核心，直接关系到机组运行的安全性。水煤比必须保证给水和燃料量的配比在一个合理的范围内，通常稳态下的比值近似为7.5：1.0。而在机组升负荷、降负荷、不同的负荷段、不同的负荷变化率、RB等工况下，这一比值将发生一定的变化，主要由锅炉的蓄热、汽水特性变化等因素引起。无论在控制上采用水跟煤、煤跟水或水煤同时变化来控制中间点温度，都必须保证给水和燃料的比例在一个范围以内。合理的水煤配比体现在中间点温度的控制偏差上，同时需要保证水冷壁不超温，主蒸汽温度的可控性良好。通常前馈部分给水与燃料的比例在2.5：（1.0～4.1）之间，给水延时时间30～60 s, 具体需要依照变负荷过程的过热度控制偏差来修正。

表3为辽宁铁岭某电厂5号超超临界燃煤机组运行期间的煤水比曲线。

表3 600 MW超超临界机组煤水比曲线对应值

2.4 风煤比的精确控制

风煤比是影响燃烧效率的关键因素。超超临界机组的风煤比控制直接关系到机组运行的经济性，通常以变负荷过程的氧量变化进行参照。在变负荷控制中，前馈的煤量所匹配的风量与炉主控设定的燃料量所配的风量有所差别，因为变负荷前馈的燃料量作为总燃料量设定的一个分支，包含在总风量的设定上。而变负荷前馈的风量仅是按照变负荷过程氧量的变化以及富氧燃烧的原则来进行风量设定的补充，具体做法为加负荷过程先加风、减负荷过程也加风，只是加得少一些，存在比例上的差异，减负荷过程前馈增加风量较少，如表4所示。

表4 600 MW超超临界机组负荷氧量曲线对应值

2.5 磨煤机风粉比控制

磨煤机风粉比是锅炉出力变化的标志，直接决定动态过程燃料量进入炉膛的速度，决定整个机组负荷变化速率的快慢，磨煤机的响应速度快慢直接决定机组的AGC考核指标好坏。煤粉细度直接关系到煤粉的燃尽程度，决定锅炉的经济性。磨煤机风粉比控制的决定因素在于一次风机的出力是否足够及一次风机出力的变化速度。在控制上合理的一次风压设定，磨煤机入口一次风量函数曲线决定着风粉比的变化过程，同时应参考变负荷过程过热度、主蒸汽温度、再热蒸汽温度的变化幅度来予以修正，这是一个非常复杂的控制过程。在机组变负荷过程中，给煤机煤量的变化并不代表进入炉膛燃料量的快速变化，这与磨煤机的制粉速度、磨煤机内的蓄粉、磨煤机一次风量的快速变化直接相关。

为提高锅炉的响应速度，改善锅炉的燃烧率，希望给煤机煤量的变化迅速反映在进入炉膛的燃料上，需要通过磨煤机一次风量的改变迅速改变所携带的煤粉量。这在控制上需要增加一个变负荷前馈来改变一次风量和一次风压的变化，从而实现磨煤机风粉混合物的速度变化尽可能维持在25 m/s附近。此外，在不同的变负荷幅度上，风粉比的瞬时变化会带来不同程度的影响，简单来说：负荷变化的范围越大，风煤比的瞬时变化尽可能小。

2.6 减温水与给水的比例控制

减温水量的变化幅度从另一方面表征了水煤比例的变化，减温水占给水的比例通常为7%，如果减温水偏多，标志着给水量偏少，而负荷在恒定的情况下，调节级压力对应的主蒸汽流量将是恒定的，这样就造成减温水越多，流经水冷壁的给水就越少，导致过热度上升进一步增加减温水量，最终使整个汽水系统存在超温的风险。因此，必须在逻辑上限制这种工况的发生，减温水量偏大时，直接增加给水来避免水冷壁超温;反之减少给水流量。

表5为辽宁铁岭某电厂5号超超临界燃煤机组运行期间喷水量占总给水流量的百分比与修正温度关系曲线。

表5 600 MW超超临界机组喷水量占总给水流量百分比与修正温度关系曲线对应值

2.7 一次风与二次风流量比例

在机组的整个变负荷过程中，一次风与二次风的流量比例近似为1:4，一次风的主要作用是干燥并携带煤粉，提供锅炉带负荷所需要的燃料量；二次风量主要是助燃，保证合理的氧量，保证锅炉运行的安全性；两者的刚度主要是指磨煤机入口一次风压与炉膛差压、二次风箱压力与炉膛差压。如果一次风刚度偏高，将使燃烧滞后，并可能导致过热段超温；而两者皆可控制炉膛内火焰的位置，在高低负荷段可用于主蒸汽温度、再热蒸汽温度的辅助调节。

3 提高主汽压力响应速度的方法

3.1 使用变负荷前馈

直流锅炉巨大的惯性导致主汽压力经常得不到快速响应，这种情况下可以使用变负荷前馈来实现超前调节。变负荷前馈信号在变负荷过程中迅速改变燃料量、总风量和给水流量，而给水流量的变化和燃料量的变化都能对锅炉的主蒸汽压力产生影响，其中给水流量的作用要比燃料快一些。因此，可将前馈的给水流量经过一个较短的延时时间进入锅炉，从而尽快响应主蒸汽压力的要求，但给水的变化会对中间点温度产生一定的影响，待进入炉膛的燃料量改变后，最终保证过热度及主蒸汽压力的变化。这要注意前馈量中给水量与燃料量的配比。此外，变负荷前馈给水流量的延时时间应独立于总给水流量的延时之外单独设置，其延时时间应当是负荷变化率的函数。

3.2 增加磨煤机一次风量的前馈

利用直流炉主控指令的前馈信号改变燃料量的同时改变磨煤机一次风量的设定，充分利用磨煤机内的蓄粉来快速响应负荷需要，也就是快速改变磨煤机的风粉比例。也可在磨煤机入口一次风量的设定上增加一个微分环节，在变负荷时，进一步改变风粉比。

3.3 一次风母管压力的设定

在变负荷过程中，一次风母管压力随进入磨煤机的燃料量的变化幅度也非常重要，不仅能够防止堵磨的发生，更能够保证磨煤机内的煤粉能够及时地进入炉膛。在磨煤机运行台数不同的情况下，设置相应的一次风压曲线来保证一次风压设定变化的斜率。

4 结 论

超超临界机组在AGC投入情况下必须对滑压曲线和过热度曲线进行针对性优化，对水煤比、风煤比、磨煤机风粉比、减温水给水比、一次风二次风流量比进行持续优化调整，才能有效改善AGC控制指标。同时在主蒸汽压力响应速度慢时，可以通过使用变负荷前馈，增加磨煤机一次风量前馈，改变一次风母管压力设定值的方法来提高主蒸汽压力的响应速度。