蕪湖發(fā)電公司超超臨界機組協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)優(yōu)化

李志

（安徽華電蕪湖發(fā)電有限公司，安徽蕪湖 241300）

蕪湖發(fā)電公司超超臨界機組協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)優(yōu)化

李志

（安徽華電蕪湖發(fā)電有限公司，安徽蕪湖 241300）

以安徽華電蕪湖發(fā)電有限公司＃1，＃2機組為例，針對機組調(diào)試過程中的遺留問題及運行中存在的問題，給出了具體優(yōu)化策略，實施后機組運行安全、穩(wěn)定，社會和經(jīng)濟效益明顯。

超超臨界機組；協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)；控制策略優(yōu)化；效果

0 引言

安徽華電蕪湖發(fā)電有限公司（以下簡稱蕪湖發(fā)電公司）一期工程＃1，＃2機組鍋爐為HG-2060／26.15-YM2型超超臨界變壓運行直流鍋爐，采用П型布置、平衡通風(fēng)、固態(tài)排渣、低NOx型PM主燃燒器和MACT型低NOx分級送風(fēng)燃燒系統(tǒng)、墻式反向切圓燃燒方式、擺動式燃燒器，燃用淮南、淮北煙煤。汽輪機系TC4F-40型（25MPa／600℃／600℃）超超臨界一次中間再熱、三缸四排氣、單軸、雙背壓、凝汽式汽輪發(fā)電機組，默認(rèn)采用中壓缸啟動，也可以采用高壓缸啟動。每臺機組配2個高壓主汽門（TV）、4個高壓調(diào)門（GV）、2個中壓主汽門（RSV）和2個中壓調(diào)門（ICV）。機組熱工分散控制系統(tǒng)（DCS）及汽輪機數(shù)字電液控制系統(tǒng)（DEH）均采用ABB公司SYMPHONY系統(tǒng)，構(gòu)成一體化控制系統(tǒng)。

為解決項目調(diào)試過程中存在的遺留問題及機組投運以來不能滿足調(diào)度及運行要求的突出問題，對系統(tǒng)進行了適當(dāng)優(yōu)化。

1 機組運行中存在的問題

1.1 煤質(zhì)變化及配煤方式的影響

機組投產(chǎn)后，煤質(zhì)變化很大，采用摻燒方式后，A，B磨煤機的煤質(zhì)較好，C，D磨煤機的煤質(zhì)略差，E，F(xiàn)磨煤機的煤質(zhì)最差，此種配煤方案雖有利于燃燒的穩(wěn)定，但在運行中由于機組負(fù)荷及磨煤機運行組合方式不同，導(dǎo)致單位煤的發(fā)熱量不同，這樣單位煤量對應(yīng)的給水流量便發(fā)生改變，使機組的水煤配比出現(xiàn)偏差，甚至失衡。在大幅度負(fù)荷變動、一次調(diào)頻頻繁擾動、啟／停磨煤機、給煤機斷煤等惡劣工況下，機組主蒸汽溫度出現(xiàn)大幅度的變化（有時下降超過50℃）。運行人員必須降負(fù)荷、退出協(xié)調(diào)手動干預(yù)，導(dǎo)致自動發(fā)電控制（AGC）及一次調(diào)頻的投入率受到影響，嚴(yán)重影響機組的安全、經(jīng)濟、穩(wěn)定運行。

1.2 機組協(xié)調(diào)控制策略存在的問題

（1）變負(fù)荷前饋不適應(yīng)AGC方式運行。原機組前饋采用與機組變負(fù)荷速率、變負(fù)荷幅度相關(guān)的預(yù)估控制，但變負(fù)荷幅度存在30MW的死區(qū)，在投入AGC方式后，機組負(fù)荷通常以10～20MW的幅度連續(xù)變化，原有邏輯的變負(fù)荷前饋基本不起作用，只依靠鍋爐主控調(diào)節(jié)，不僅影響機組的負(fù)荷變化率，而且前饋量直接影響鍋爐動態(tài)過程燃煤與給水的比例（升負(fù)荷1∶6，降負(fù)荷1∶8，鍋爐主控的燃煤與給水比例為1∶7），這對水煤的配比關(guān)系影響很大。

（2）調(diào)節(jié)器參數(shù)需要整定。由于直流鍋爐是三輸入兩輸出的控制對象，在維持良好主蒸汽壓力偏差的情況下，水與煤的配比至關(guān)重要，而水與煤對鍋爐溫度、壓力的影響速度并不相同，在煤質(zhì)發(fā)生改變的情況下，原有調(diào)節(jié)參數(shù)必須重新整定。

（3）機組主蒸汽溫度控制上的問題。原控制策略上缺少控制器的抗積分飽和功能，在減溫水調(diào)節(jié)閥全開或全關(guān)的情況下，無法避免反向溫度變化的快速調(diào)節(jié)，造成主蒸汽溫度控制偏差較大。

（4）水煤比的影響。直流爐控制的核心問題是保證合理的水煤配比，這樣才能保證其他控制參數(shù)（給水偏置、水煤比修正）在合理的范圍，進而影響到主蒸汽溫度的控制。原控制策略是水煤比調(diào)節(jié)通過對煤量的改變來控制分離器入口及各過熱段溫度，修正較慢。特別是三菱公司給出的控制函數(shù)曲線，在煤質(zhì)大幅改變的情況下已經(jīng)失去意義，必須重新修正。

（5）磨煤機出口一次風(fēng)溫控制存在的問題。磨煤機煤量改變時，出口溫度變化較大，缺少單臺磨煤機煤量對出口溫度控制上的前饋。

（6）送風(fēng)控制存在的問題。送風(fēng)量變化較大，會對再熱蒸汽溫度產(chǎn)生較大影響，同時也通過排煙熱損失影響鍋爐的熱效率。

2 具體優(yōu)化策略

2.1 防止主蒸汽低溫的優(yōu)化控制策略

（1）增加給水偏置邏輯。將控制策略由煤跟水優(yōu)化為水跟煤，即：中間點的溫度控制由修正煤量改為修正給水；原水煤配比控制的修正煤量用于控制主蒸汽溫度，在斷煤時中間點溫度用于減溫水，主蒸汽溫度控制加煤。

（2）增加斷煤判斷邏輯。磨煤機正常運行120 s后，給煤機指令與反饋信號的偏差大于20 t／h，延時30 s后發(fā)斷煤信號，用于減弱斷煤過程中鍋爐主控的調(diào)節(jié)速度，切換壓差的修正系數(shù)由1.0調(diào)整為0.2，減少因斷煤造成壓力快速下降導(dǎo)致的鍋爐指令大幅度上升，避免給水大量增加。

（3）變負(fù)荷過程的策略優(yōu)化。取消變負(fù)荷前饋30MW死區(qū)，提高變負(fù)荷速度的同時合理分配動態(tài)水與煤的比例（變負(fù)荷前饋的煤水比為1∶4，鍋爐主控產(chǎn)生的煤水比為近似1∶7）。

（4）優(yōu)化一次風(fēng)壓控制策略，用于斷煤發(fā)生時提高鍋爐的燃燒率。一次風(fēng)壓控制由負(fù)荷設(shè)定的一次風(fēng)壓曲線改為運行磨煤機最大給煤量對應(yīng)的一次風(fēng)壓曲線，當(dāng)斷煤發(fā)生時，每臺磨煤機的煤量必然上升，導(dǎo)致一次風(fēng)壓的設(shè)定值快速增加，通過提高進入爐膛的煤粉量提高鍋爐的燃燒率，既能保證爐膛的溫度，又能保證主蒸汽壓力及負(fù)荷的穩(wěn)定。

2.2 協(xié)調(diào)控制的優(yōu)化

（1）應(yīng)對一次調(diào)頻所進行的優(yōu)化。變負(fù)荷前饋邏輯中，將設(shè)定負(fù)荷邏輯進行修改，去掉一次調(diào)頻疊加量，只保留相應(yīng)AGC指令的目標(biāo)負(fù)荷信號。

（2）鍋爐主控、燃料主控參數(shù)的優(yōu)化。對鍋爐主控調(diào)節(jié)器的參數(shù)進行優(yōu)化，提高微分作用，以適應(yīng)負(fù)荷變化拐點的要求。

（3）汽輪機功率回路控制的優(yōu)化。為滿足大負(fù)荷變動及一次調(diào)頻變化幅度的要求，主蒸汽壓力偏差大導(dǎo)致壓力回路與功率回路的切換，由調(diào)功方式自動轉(zhuǎn)化為調(diào)壓方式，將限值由1.1MPa改為分段函數(shù)（594MW以下的壓差放大至1.5MPa，594MW及以上的壓差仍為1.1MPa），盡最大可能滿足電網(wǎng)負(fù)荷的要求，同時防止機組在高負(fù)荷下超壓運行。

（4）協(xié)調(diào)投入邏輯中取消水煤比自動投入后允許投入?yún)f(xié)調(diào)。

2.3 給水控制策略的優(yōu)化

（1）增加給水偏置邏輯，具體見2.1第（1）條。

（2）給水設(shè)定回路增加慣性環(huán)節(jié)，適應(yīng)變負(fù)荷過程水對煤量變化的滯后；此外，對給水的反饋值減去50%減溫水流量，適應(yīng)斷煤時下層燃料量偏大導(dǎo)致的水冷壁超溫。

（3）給水設(shè)定值上下限函數(shù)重新設(shè)置。

2.4 送風(fēng)控制策略的優(yōu)化

（1）氧量調(diào)節(jié)對送風(fēng)量的修正由系數(shù)關(guān)系改為加法關(guān)系，可以使氧量對風(fēng)量的修正由定性改為定量（輸出1%對應(yīng)7000m3／h）。

（2）變負(fù)荷過程送風(fēng)量變化前饋由1改為-5，送風(fēng)的設(shè)定增加25 s慣性，減緩變負(fù)荷過程風(fēng)量的變化。

2.5 其他優(yōu)化調(diào)整

在進行上述控制優(yōu)化的同時，對其他相應(yīng)系統(tǒng)進行跟隨性優(yōu)化，以適應(yīng)優(yōu)化后的運行參數(shù)，從而達到設(shè)定的運行指標(biāo)。由于調(diào)試過程進行了較大改動，特別是一些控制邏輯未能真正投入，使邏輯特別混亂，因此，將＃2機組邏輯與＃1機組邏輯修改一致，同時對＃2機組參數(shù)重新整定。

3 優(yōu)化后達到的效果

（1）高負(fù)荷運行（大于420MW），穩(wěn)定負(fù)荷狀態(tài)，主蒸汽溫度變化±3℃。

（2）高負(fù)荷運行（大于420MW），變動負(fù)荷狀態(tài)，主蒸汽溫度變化±5℃。

（3）低負(fù)荷運行（300～420 MW），由于F磨煤機不運行，爐膛火焰靠下，主蒸汽溫度偏低，單獨依靠水煤的配比來調(diào)節(jié)溫度，減溫水通常處于全關(guān)狀態(tài)，主蒸汽溫度最低590℃，溫度波動。

（4）機組負(fù)荷變化幅度大于100MW、啟／停磨煤機、斷煤狀態(tài)下，主蒸汽溫度短時間最低580℃。

（5）優(yōu)化策略投入后，沒有發(fā)生因主蒸汽溫度控制不好導(dǎo)致主蒸汽溫度偏低退出協(xié)調(diào)方式及影響一次調(diào)頻投入；主蒸汽壓力及負(fù)荷變化滿足運行要求。

4 結(jié)束語

優(yōu)化策略投入后，保證了協(xié)調(diào)及一次調(diào)頻的投入率（一周時間保持100%），滿足了機組安全、穩(wěn)定運行的要求，減少了電網(wǎng)的考核；主蒸汽溫度比優(yōu)化前平均提高1.3℃，單位煤耗下降1.5 g／（kW·h）；低負(fù)荷階段的再熱蒸汽溫度由于控制排煙熱損失而有所下降，也會產(chǎn)生一定的經(jīng)濟效益。但由于優(yōu)化控制邏輯投入時間較短，需在運行過程中認(rèn)真觀察、調(diào)整，使其更加完善。

［1］羅萬金.電廠熱工過程自動調(diào)節(jié)［M］.北京：水利電力出版社，1990.

［2］李遵基.熱工自動控制系統(tǒng)［M］.北京：中國電力出版社，1997.

［3］林文孚，胡燕.單元機組自動控制技術(shù)［M］.北京：中國電力出版社，2003.

（本文責(zé)編：白銀雷）

TK 323

：B

：1674-1951（2015）01-0049-02

李志（1979—），男，山東濟南人，工程師，從事熱控技術(shù)方面的工作（E-mail：tiger_1220＠163.com）。

2014-06-03；

2014-09-18