1000MW机组单台汽动给水泵全程自动给水控制策略研究

王 浩

（国能神华九江发电有限责任公司，江西 九江 332504）

随着国内电力事业的进步，火电机组的性能参数越来越高，自动化水平越来越先进，尤其是近几年投产的大容量机组，机组APS控制已成标配。但在国家过程自动化交流中心组织的“百万千瓦等级超（超）临界机组运行及控制技术研讨会”上，明确指出“实现APS最大的困难在于锅炉点火、投油和投煤粉过程，以及干湿态、旁路转换等的自动化”[1]。针对神华九江电厂单汽泵布置的特点，实现单汽泵的启动点火、干湿态转换、旁路转换过程中全程给水自动控制，更是在国内没有成功的经验可以借鉴。因此，神华九江电厂单汽泵全程给水自动控制的研究对于机组APS的顺利实施至关重要。

1 给水控制现状

近几年随着大容量热力发电机组蒸汽参数的不断提升，国内燃煤机组逐渐从汽包炉发展为直流炉，给水控制策略逐渐从单、三冲量汽包液位控制发展为以煤水比为基础的给水流量控制[2]。燃煤电站给水泵配置型式主要有两台汽泵一台电泵、两台汽泵、一汽一电动泵、单汽泵，随着设备制造质量的不断提高和基建造价的降低要求，慢慢趋向于单汽泵。单汽泵配置可提高泵的效率，节约厂用电率[2]，但当前配置单汽泵的直流炉仍旧占比较少。国内开展自动给水控制研究的机组主要为两台汽泵、一台电泵型式的直流炉和汽包炉。

新近投产的单汽泵配置直流炉，其自动控制主要在CCS投入后的煤水比控制以及汽泵转速控制、最小再循环阀的自动控制、给水旁路阀的自动控制等单个回路的自动控制，启动全过程尤其是启动初期的给水控制还需大量的人工手动操作，操作复杂，十分依赖运行人员的操作经验技能水平。启动全过程自动控制研究尚属国内首次。

2 研究对象

以神华九江电厂2号机组为例，锅炉为超超临界参数变压直流锅炉，一次再热、单炉膛、前后墙对冲燃烧方式；外置式汽水分离器，配置通流能力不小于25%BMCR流量的炉水再循环系统；给水泵汽轮机为单缸、末级双分流、单轴、双驱、冲动式、下排汽凝汽式、外切换型；给水主路通流能力100%，给水旁路通流能力30%并设计有旁路调节门；机组DCS控制系统为和利时MASC6系统。

神华九江电厂单汽泵全程给水自动控制研究对象是与锅炉给水流量相关的汽动给水泵、给水阀门和给水再循环3个系统；目的是建立3个系统的联合控制策略来实现机组冷态启动过程中以少量人工指令修正来配合的锅炉给水自动控制；重点是研究冷态清洗、热态清洗，锅炉点火，煤量变化，干湿态转换，给水主旁路切换6个工况变化较大的过程对分系统的影响，从而完善分系统控制策略和解决各分系统间自动配合的问题。

3 全程给水控制过程分析

采用机组启动至投入CCS阶段运行人员常规控制方式，以观察该过程各系统运行情况并记录相关参数，从而指导全程给水自动控制策略制定。

3.1 冷热态清洗阶段

由于给水泵临界转速约2750 rpm/m，运行操作建议避开范围2650 rpm/m～2850 rpm/m[3]，同时锅炉运行说明书推荐清洗流量不低于850t/h，因而启动过程常规操作中运行人员一般将给水泵汽轮机定速2400 rpm，控制清洗流量在900t/h左右进行机组清洗。

从冷热态清洗阶段的参数曲线（图1）来看，再循环流量与再循环泵出口调节门的线性相关度极高，同时整个过程中需要运行人员根据清洗状态多次调整再循环流量。因此，拟定再循环泵出口调节门采用单回路PID系统控制再循环流量，设定值可接受人工偏置修改。

图1 冷热态清洗参数曲线Fig.1 Curve of cold and hot cleaning parameters

这一阶段，汽动给水泵为定速状态，再循环调节门控制再循环流量，给水流量的调节只能依靠给水旁路调节门。但冷态清洗阶段，低流量过程中，尽管旁路门开度维持不变且其余两个系统也处于稳定状态，给水流量波动幅度依然较大。此问题应为流量孔板的测量问题而非系统不稳定，葛朋在《超临界机组锅炉给水控制系统的研究》中对此问题从测量回路、就地仪表两方面进行了分析，并提出了测量滤波的方案改善波动问题。从实际应用上看，有缓解的效果，尤其是波动峰值大幅降低，但未能根除[4]。倘若旁路门此时采用PID控制流量会导致操作系统的不稳定，甚至容易触发流量低MFT保护。因此，旁路门在此阶段采用保持定开度的控制方式较好。

综合上述分析，冷热态清洗阶段，拟定的自动控制策略为：汽动给水泵投入转速自动，设定值2400 rpm；给水泵最小流量调节阀投入自动回路，维持汽泵出口最小流量要求保证给水泵安全；给水主路阀门全关，旁路调节门定开10%；再循环门采用单回路PID控制策略控制再循环流量，定值由运行人员设定的给水流量（清洗流量）计算得出且可人工增加偏置；361阀投入自动，控制策略为锅炉厂推荐的储水罐液位开环调节。

3.2 煤量变化过程分析

从图2可以看出，煤量增加后，由于汽水蒸发量增加，使储水罐液位大幅下降，在启动磨煤机等煤量快速变化期间，液位下降甚至逼近再循环泵跳闸值，危及系统安全运行，并且运行人员需频繁调整再循环流量与给水旁路门，监控和操作强度大。

图2 煤量变化影响曲线Fig.2 Impact curve of coal volume change

为减轻煤量变化对系统的扰动，拟在再循环流量设定值中增加给煤量的四阶函数[5]。通过邹少军的仿真优化结果看，煤量不断增加后，再循环流量逐步减少，给水设定值中增加给煤量的四阶函数可作为启动前期煤水比的依据，有效弥补锅炉蒸发增加造成的循环水量损失，从而降低储水罐液位的波动幅度。同时，在设定值中增加储水罐液位偏离值对应的流量修正值[6]，在液位偏差较大时进一步修正再循环流量，保证系统安全。

再循环流量的减少引起给水流量的下降，为维持所需给水量，运行人员需频繁操作给水旁路门控制给水流量。从图2中观察到，锅炉点火且给水流量增加至900t/h以上时，随着流量的增大，流量孔板的测量缺陷排除，给水流量测量平稳，制约给水旁路门自动投入的条件已消除，可以使用自动控制代替手动控制。

综合上述分析，对3.1节的控制策略优化为：再循环流量设定值中加入给煤量的四阶函数“差”运算，在冷态清洗阶段，由于给煤量为0，不影响前述冷态清洗阶段的自动控制过程，锅炉点火及煤量增加时，可自动修正流量定值，及时调节再循环流量，平衡储水罐液位波动。

锅炉点火且流量大于850t/h后，延时10min，确保给水平稳后，自动将给水旁路调节门投入单回路PID控制，维持给水流量在设定值范围，设定值拟定为900t/h且人工可修正。

3.3 干湿态过程分析

随着煤量逐渐增加，机组负荷达到28MW以上，再循环流量降低至80t/h左右，机组具备干湿态转换条件。从机组运行的参数曲线可看出，转换过程中给水量基本保持不变，煤量平稳增加，再循环泵停运过程中对给水量影响也较小。整个过程给水控制可维持前述控制策略不变。

3.4 给水主旁路切换过程分析

神华九江电厂给水旁路管道容量为30%BMCR，干湿态转换后机组负荷接近30MW，旁路调节门基本已无调节余量，需进行给水主旁路切换，将给水控制交由汽动给水泵控制。

从改过程参数曲线看，干湿态转换后旁路调节门开度为60%，开至70%后给水流量增加100t/h，再开至100%后给水流量基本无增加。为避免系统扰动，尤其是避免机组因切换过程给水量增加使机组再次回到湿态，主、旁路切换操作前应将旁路门开至70%以上。

由于给水泵临界约2750 rpm/m，根据运行规程需避开范围2650 rpm/m～2850 rpm/m，为使切换后给水泵在安全范围内调速，切换前应将给水泵转速提升至3000 rpm/m。

拟定自动切换过程如下：运行人员点击切换操作按钮后，给水定值匀速提升至1200 t/h并将给水定值折算为一个偏置值增加到给水泵最小流量调节阀定值中（运行人员可手动修正，以保证旁路门开度大于70%），旁路门开度大于70%延迟1min后，给水泵转速设定值匀速提升至3000 rpm/m，此过程保持旁路门控制给水量。

给水泵转速达到3000 rpm延迟5 min后，旁路门退出自动，给水泵给水量自动投入，之后旁路门开度指令平稳增加至100%，旁路门全开后，发出主给水门全开指令。此过程由汽动给水泵控制给水流量，给水流量指令来自锅炉主控，同时该过程中燃料主控可增加一前馈信号，避免给水泵向下调节进入临界区。

至此再循环系统已停运，主、旁路门全开，汽动给水泵调节给水流量且给水泵转速脱离临界区，自动控制交回锅炉主控，本控制系统任务完成。

4 控制策略设计

综合前述过程，设计全程给水自动控制策略SAMA图如图3。

图3 再循环泵出口调节门控制器原则性SAMA图Fig.3 Principle SAMA diagram of recirculation pump outlet control valve controller

5 系统投入条件及过程

运行人员启动汽动给水泵，且运行平稳后，即可投入本系统实现冷态清洗至投入CCS阶段的全程给水自动控制。为防止系统投入后出现较大调节扰动，系统投入前需做如下检查和调整：

1）给水流量、给水再循环流量、给水泵入口流量、储水罐液位测量正常。

图4 给水泵转速指令切换器原则性SAMA图Fig.4 Principle SAMA diagram of feed pump speed command switch

图5 给水调节门控制器原则性SAMA图Fig.5 Principle SAMA diagram of water supply control valve controller

2）给水泵最小流量调节阀、再循环流量调节阀、给水主路阀门、给水旁路调节阀、储水罐液位调节阀动作正常。

3）锅炉上水完成，除氧器液位控制回路正常，储水罐液位调节阀投入自动。

4）汽动给水泵已启动，转速控制回路正常，投入前汽泵转速在2400rpm左右。

5）再循环泵已启动，再循环流量调节正常，疏水系统运行正常。

运行人员点击全程给水投入按钮，系统调用冷态清洗功能组，投入汽泵转速回路自动，给水泵最小流量阀自动，再循环流量调节阀自动，给水旁路调节阀跟踪状态，跟踪值10%。自动保持900t/h冷态清洗流量，上述自动设定值由给水流量自动计算得出。之后按照前述控制策略实现至CCS投入阶段的全程给水控制。

给水操作所涉及的其它疏水门、排气门和再循环泵过冷水门，其操作要求在锅炉运行说明书中已明确：“锅炉上水完成，当储水罐压力≥981kPa，联锁关闭所有锅炉疏水、排气阀；在锅炉转直流运行，再循环泵再循环管路关闭”[7]。因此，采用联锁条件关闭相关阀门，减轻运行人员操作要求和本系统的复杂度。

6 结束语

本控制策略是配置单台汽动给水泵的超超临界直流火电机组启动阶段的全过程给水自动控制的首次实现。过程中运行人员根据实际工况通过人工修正再循环流量设定值、给水流量设定值和操作给水切换按钮控制切换时机，即可达到较为理想的给水控制效果，降低了启动阶段运行人员给水控制的监盘强度和操作强度，尤其是湿态升温中需兼顾储水罐液位、再循环流量、给水流量的控制强度和给水切换过程中频繁操作给水阀门、汽泵转速、给煤量的操作强度，并对同类电厂实现给水自动控制有较强的借鉴意义。