超超临界机组协调控制系统优化与AGC指标提升

常耀天

(山西兴能发电有限责任公司， 山西 古交 030206)

某厂600 MW超超临界直接空冷燃煤机组2018年投入商业运行，由于电网对供电质量的要求不断提高，华北网《华北区域发电厂并网运行管理实施细则》和《华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》简称“两个细则”实施后，考核力度不断加大，机组的负荷调节品质不佳的缺陷逐渐显现，不仅影响了机组的安全、稳定运行，同时电网考核结果的不理想也影响了公司经济利益。因此优化机组协调控制系统，提高机组的稳态运行性能和变负荷性能，同时提高机组的 “两个细则”盈利能力迫在眉睫。

1 机组协调控制系统主要问题

通过对机组运行状况的摸底、控制逻辑的审查梳理、运行曲线的分析研究，发现机组控制系统最突出的问题表现为运行过程中变负荷性能不佳、稳态时负荷偏差较大，造成“两个细则”的考核效果不理想。究其原因，主要是原机组的控制策略不适合超超临界直流锅炉的特点，DCS组态中存在大量不适应直流锅炉特点的控制逻辑，如作为直流炉最关键的给水控制设计不合理，制约了直流炉机组变负荷性能的发挥，并且其给水控制的设计存在严重漏洞，特殊工况下如堵煤现象发生时无法保证煤水比的匹配；又如机组变负荷性能关键的锅炉超调的设计完全是汽包炉的思路，过于依赖燃煤量的超调，变负荷过程中煤量波动相当大，变负荷效果却不理想。

机组优化前的变负荷曲线见图1. 由图1可见，机组的负荷调节品质较差，变负荷时负荷偏差较大，过热度波动也较为明显，最大幅度接近30 ℃，稳态时负荷调节的精度也不够理想，远超“两个细则”考核要求的1%死区范围。总体上来看，机组稳态及变负荷性能不理想，严重影响机组的经济性。

因此结合机组设备的情况，制定并实施合理的协调控制策略非常必要。优化机组的控制策略，提升机组变负荷的能力，在保证主要热力参数在可控范围内，尽可能地满足电网AGC的变负荷需求，达到AGC优化的效果。

2 华北网AGC考核细则

机组变负荷性能的优劣最终体现在电网“两个细则”对AGC性能的考核指标上，所以必须对AGC指令的形式及相应的AGC补偿考核办法进行分析，针对性地改进AGC控制回路，从而提高电网对机组的考核成绩，争取更大的奖励。

图1 机组优化前变负荷曲线图

2.1 华北网AGC考核补偿计算方法

华北网AGC考核补偿办法是根据“两个细则”定义的，从可用率和调节性能进行AGC的考核补偿，其中可用率反映了机组AGC功能良好可用的状态；调节性能从调节速率K1、调节精度K2和响应时间K3三方面进行量化计算与考核补偿，调节性能综合指标为：Kp=K1×K2×K3.

2.2 华北网AGC考核补偿分析

由“两个细则”可知，调节性能综合指标Kp越高，考核成绩越好。若K1、K2、K3某项小于1，都会被考核。机组若要K1>1,实际变负荷速率必须大于1.5%/min(9 MW/min). 若要K2>1，机组负荷处于不变时，机组负荷的稳静态偏差必须小于6 MW. 若要K3>1,必须使机组负荷变化开始的前1 min内负荷变化速率达到6 MW/min(即1 min内必须跨出机组额定功率1%的调节死区)。由此可见,“两个细则”的考核对综合指标Kp要求是很高的，尤其是K1和K3的值很大程度上决定着考核成绩的好坏。

3 基于智能化协调控制策略的设计

超超临界直流炉由于没有汽包，锅炉蓄热能力小、初始负荷响应速率慢，在AGC方式下要满足电网的控制要求存在一定的难度，且直流炉协调控制必须要求机组能量保持平衡，特别是入炉的燃料量和给水量之间的平衡关系，因此要达到AGC优化的目标，对机组协调控制策略的设计提出了更高要求。

3.1 直流炉的变负荷性能分析

与汽包炉机组相比，直流锅炉蓄热比较小。因此，在机组变负荷的过程中，当汽轮机高压主汽调节阀变化时，单位主汽压力变化引起的机组负荷变化量比较小，所以直流炉机组汽机主汽调阀调节机组负荷的能力比汽包炉机组差。汽轮机高压主汽调节阀变化时，机组可以利用锅炉的蓄热，快速响应负荷的变化，但只能维持1 min左右，无法满足AGC考核要求。

机组负荷的变化本质上是依靠给煤量变化来实现的，而该机组制粉系统配置的是6台直吹式磨煤机，对于该类制粉系统，从给煤机转速的变化改变给煤量到磨煤机把煤加工成煤粉，最后通过一次风把煤粉送到炉膛燃烧转化成热量需要经过约3 min，因此单纯靠改变给煤量，机组很难取得理想的变负荷性能。

直流炉的给水特性相对汽包炉存在较大差异，对于直流炉改变给水量能迅速改变机组的主蒸汽压力，此时进入汽轮机的蒸汽量能快速变化，因此机组能快速响应负荷变化，在变负荷初期给水量对负荷的响应远比煤量快。但是给水量变化过快会引起机组主蒸汽温度大幅波动，因此需要保持给水与燃烧率有比较好的动态和静态匹配，所以在变负荷时给水量的变化速率不易过快且变化量也要适中。因此直流机组协调控制系统的给水控制是最关键的子回路，也是提高机组AGC性能的核心控制系统。

综合考虑直流炉给煤量、给水量和汽机调门对机组负荷的响应特性，最佳的协调控制策略：变负荷的前期(1.5 min前)主要由汽机高压主汽调门来承担，中期(0.5～2.5 min)主要由给水量的变换来响应负荷的变化，后期(2.5 min)主要由给煤量和给水量共同响应负荷的变化。

3.2 汽机主控的优化设计

汽机调门调负荷的本质是利用锅炉的蓄能。虽然直流炉的蓄热能力相对较小，但变负荷初期必须要充分利用这部分蓄能。因此合理利用机组的蓄能可以提高机组在变负荷初期的响应速度。利用锅炉蓄能快速响应机组的负荷变化就要允许主汽压力有适当的变化，这是因为对于滑压运行的直流锅炉，主汽压力主要是由给水压力(给水泵出力)决定的，汽机调门只是在负荷动态调节、在利用或释放锅炉蓄热的过程中暂时改变了主汽压力，当机组能量平衡达到稳态后，主汽压力自然会恢复。

为了快速响应AGC指令，对协调方式下的汽机主控TM回路控制策略进行重新设计，汽机主控先是完全根据负荷偏差进行调节，允许主汽压力在一定范围内波动，以快速响应AGC指令的变化，保证负荷控制的效果。在压力偏差较大时，汽机调门兼顾主汽压力的控制，并且主汽压力偏差越大，主汽门兼顾压力的权重也越大，如果主汽压偏差超过设定值，将会闭锁机组负荷的变化，主汽门完全兼顾主汽压力。通过主汽压力偏差智能化处理的设计，最大程度地发挥机组负荷调节的能力。机组协调控制原理见图2.

图2 机组协调控制的原理图

3.3 锅炉主控的优化设计

锅炉主控的控制策略是以负荷指令前馈为主导，炉主控指令同步作用于给水、燃料和风量回路，通过设置准确的BM—给水量、BM—燃料量及BM—风量F(x)函数关系，使得变负荷时,前馈作用使给水量、煤量和风量的变化能基本一步到位，变化到预定值，从而保证了机组负荷也随前馈基本到位。前馈起到粗调的作用，再以PID调节为反馈起细调作用，最终使机组的负荷达到其定值，并使主汽温度和压力稳定于目标值。

在变负荷过程中，当汽机调门响应负荷指令充分利用锅炉蓄能时，主汽压力若波动较大超出合理范围，一方面通过汽机调门的压力拉回作用，限制调门继续拉大压力偏差，另一方面在锅炉前馈环节上叠加一预定的量，以加快锅炉主控的调节作用，通过锅炉和汽机协同作用，使主汽压力快速回稳，并恢复被利用了的锅炉蓄能。

3.4 给水主控

在直流锅炉变负荷的过程中，通过改变给水量的大小能快速改变机组的负荷。但由于直吹式制粉系统从煤量变化到转化成锅炉热量的过程(燃烧率)有较大的延迟，为了保证锅炉的给水与炉内的热量在变负荷的动态过程中也同步变化，在煤量变化延迟一段时间后,给水量才能跟随变化，因此通过改变给水量快速响应机组负荷变化这一重要控制策略需要被合理抑制。

机组在变负荷的过程中，提前变化给水量，可以提高负荷变化速度，维持主汽压力的稳定，这对机组运行是有利的；但是提前变化给水量也会造成锅炉分离器出口温度(过热度)的动态变化增加：机组在加负荷时，锅炉给水量增加要比燃烧率的变化快，因此过热度有一段时间会下降；减负荷时，锅炉给水量增加要比燃烧率的变化快，因此过热度有一段时间会上升，同时主汽温和再热汽温也会有较大的变化，所以通过调节给水量的变化快速响应负荷变化在一定程度上要允许过热度和主汽温度有适当的波动。

为了使机组快速响应负荷的变化，在锅炉过热度和主汽温度变化允许的前提下，必须适当加快给水流量的变化，通过给水的快速响应提高机组负荷的响应速度。基于此思路，优化后的干态方式下给水指令前馈主导部分由基准的BM-给水量关系得出，给水的惯性时间尽量缩短，以强化给水流量的变化对负荷的响应；以给水来主调机组的煤/水比，分离器出口温度用于给水流量的PID反馈修正。

给水控制的智能化处理体现在分离器出口温度的智能化调节上，如加负荷时，为了提高变负荷性能，要求给水快速增加，分离器出口温度一般会下降，此时温度的调节作用会降低负荷，为了保证变负荷性能，实现先变负荷再恢复汽温的策略，分离器出口温度下降在安全范围内闭锁减少给水流量的调节作用。在加负荷结束或温度偏差过大时，恢复分离器出口温度的调节作用。变负荷过程中允许分离器出口温度在一定范围内波动，在一定程度上避免给水的温度修正对负荷响应的反作用。

3.5 智能超调的设计

机组在变负荷过程中，汽机调门快速动作，可以提高变负荷初期的负荷响应性能，再通过给水量的提前变化，机组发电功率会持续较快变化，但由于锅炉从煤量变化到热量的变化客观上存在着较大的延迟，总是滞后于发电功率的变化。因此在变负荷过程中必须对燃料量进行超调处理，加快和加大锅炉的热量供给，这样就可以补充汽机调门利用了的蓄热，同时也可以使因给水量快速变化而引起的锅炉蒸汽温度恢复到正常值。

优化后的超调采用了智能处理的方法，用于变负荷过程中主汽压力的恢复和补充锅炉的蓄能。变负荷时的锅炉超调量与变负荷速率、实际负荷指令等有关，设置的变负荷速率越快，超调的量也越大；机组负荷指令越高，超调的量也越大。超调持续时间不同于常规超调仅在负荷指令变化的过程中存在，而是根据机组主汽压力、温度等热力参数的变化而智能判断的。通过这种超调持续时间的智能判断，可以使机组在整个变负荷过程中，不仅可以快速响应负荷的变化，还可以减小机组主汽温度和压力的变化幅度，使机组安全稳定运行，满足机组滑压的运行要求。锅炉超调信号生成后叠加到炉主控指令上，作用于给水、煤量等调节回路，其逻辑原理图见图3.

4 基于两个细则的针对性优化

4.1 增大调节速率，提高K1值

为了使实际变负荷速率达到甚至超过9 MW/min(1.5%/min)，机组变负荷速率的设置不得不抬高，在优化调试过程中变负荷速率逐步提高，目前机组速率都设置在15 MW/min.

变负荷速率提高后，更多更快地利用了锅炉的蓄热，这就必须提高燃烧率的超调量，需要足够量的煤量、给水的超调来及时补充蓄热。目前采用的是智能超调，煤量、给水的超调量都与变负荷速率有关。

4.2 加强汽机主控对负荷的响应，提高K3值

分析AGC投用期间的考核结果，K3指标的提升尚有余量，为了使机组在变负荷前1 min内可靠跨出1%的调节死区，减小变负荷的响应时间，在汽机主控逻辑中增加负荷指令的微分环节，利用汽机调门对负荷瞬时快速反应，提高机组在变负荷初期的响应速率，从而能够提高响应时间K3的值。

5 优化后AGC投运效果

通过定期跟踪观察AGC的投用情况，对机组运行曲线和数据进行分析，进一步细化调整控制逻辑及参数，机组的变负荷性能有了一定程度的提高。目前机组的变负荷速率设置为15 MW/min(2.5%)，在AGC方式下实际负荷已经基本能够贴合负荷指令，且机组的主要运行参数都控制在正常范围内，完全能够满足电网AGC运行的需求。

机组优化后的实际运行曲线见图4，允许负荷变化速率都设置为15 MW/min. 机组在各种工况下实际负荷都能完全贴合15 MW/min变化的负荷指令，过热度、主汽温度和再热汽温等都在合理范围内波动，变负荷结束后的稳态性能良好。

图3 锅炉超调逻辑原理图

图4 机组AGC方式下频繁三角波变负荷曲线图

6 结 论

优化后,该机组协调控制系统各项指标表现优异，机组在变负荷的过程中主汽压力最大变化幅度在0.7 MPa，主汽温度变化幅度在15 ℃以内，接近能够达到的理论值。锅炉水冷壁没有出现超温现象，减缓了锅炉水冷壁氧化皮的生成，减少了锅炉爆管次数。同时“两个细则”的考核实现了由亏转盈，机组“两个细则”的盈利能力达每月100万元，增加了机组在华北网的竞争力。