基于330 MWCFB 鍋爐的AGC 控制策略分析優(yōu)化

高爾棟，董加福，李智華

（內(nèi)蒙古京海煤矸石發(fā)電有限責任公司，內(nèi)蒙古 烏海 016000）

為了進一步確保電網(wǎng)安全運行，同時促進電力市場的快速發(fā)展，華北能源監(jiān)管局于2019-10 重新修訂了“兩個細則”，即《華北區(qū)域并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務管理實施細則》和《華北區(qū)域并網(wǎng)運行管理實施細則》，隨后蒙西電網(wǎng)還出臺了《蒙西電力市場現(xiàn)貨交易規(guī)則》，細則和規(guī)則中明確要求火電運行機組要為電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻工作作出貢獻，此外在保證較高的供電質(zhì)量、保證電網(wǎng)頻率穩(wěn)定[1]等方面，兩個細則中也作出了明確要求。為了解決循環(huán)流化床鍋爐燃燒過程的大遲延、大滯后、非線性[2]等特性，同時保證機組能夠快速響應AGC負荷指令[3]，滿足“兩個細則”考核指標的要求，確保機組本身的安全穩(wěn)定運行，采用了先進的控制策略來優(yōu)化機組的協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)。

本文以內(nèi)蒙古京海煤矸石發(fā)電有限責任公司330 MWCFB 鍋爐為研究對象，通過分析原協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)控制邏輯及運行過程中存在的問題，圍繞CFB 鍋爐大滯后、大遲延的特性，在DCS 系統(tǒng)中重新設計并優(yōu)化了改進型直接能量平衡控制策略，同時有針對性地優(yōu)化了鍋爐主控前饋和汽機主控前饋控制。通過現(xiàn)場大量實驗，對協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)參數(shù)重新進行了整定，最終大幅提高了機組對電網(wǎng)AGC 響應的控制品質(zhì)，實現(xiàn)了機組安全穩(wěn)定運行的目標。

1 概述

1.1 基本概況

內(nèi)蒙古京海煤矸石發(fā)電有限責任公司一期工程2×330 MW 機組采用東方汽輪機有限公司生產(chǎn)制造的亞臨界、中間再熱、雙缸雙排汽、直接空冷凝汽抽汽式汽輪機，型號為CZK330/261-16.7//0.5/537/537。鍋爐為DG1177/17.5-II1循環(huán)流化床、亞臨界參數(shù)，單爐膛，一次中間再熱自然循環(huán)汽包爐。發(fā)電機為東方電機有限責任公司制造的QFSN-330-2-20 型三相隱極式同步發(fā)電機，冷卻方式為水—氫—氫。DCS 采用南京國電南自維美德公司生產(chǎn)的MAX DNA 控制系統(tǒng)。DEH 采用東方電氣自動控制工程有限公司的電液控制系統(tǒng)。

1.2 機組技改情況

2 臺機組自投產(chǎn)以后，先后進行了爐內(nèi)脫硝、爐內(nèi)噴鈣脫硫、一二次風機工頻改變頻、爐外超低排放、給水泵工頻改變頻等重大技術改造，這使得機組的運行工況和鍋爐的燃燒特性發(fā)生了很大變化。此外，隨著煤泥的大比例摻燒，燃燒過程中煤量波動大，煤質(zhì)硫分擾動大，主汽壓力跟蹤滯后等因素，也逐漸成為影響和制約協(xié)調(diào)控制調(diào)節(jié)指標的重要原因。

2 原機爐協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)中存在的問題

2.1 主汽壓力響應滯后

2 臺機組投產(chǎn)后的協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)一直使用間接能量平衡（IEB）控制策略，在機組快速升降負荷過程中，頻繁出現(xiàn)負荷響應慢、主蒸汽壓力響應滯后和給煤量波動大等情況，控制策略陳舊已經(jīng)成為了制約機組快速響應的主要因素，所以很長一段時間里AGC 變負荷速率只能設置在2 MW/min以下，KP 指標嚴重偏低，無法滿足電網(wǎng)“兩個細則”考核要求。

2.2 煤質(zhì)變化的影響

煤質(zhì)發(fā)熱量變化造成燃燒過程給煤量波動大，燃燒過程總風量響應滯后。此外，由于入廠煤煤質(zhì)變化較大，高硫煤、煤矸石、煤泥大比例摻燒，造成了煤的發(fā)熱量不均勻，所以在燃燒過程中特別是快速響應變負荷指令過程中，煤量波動較大，運行人員頻繁通過手動限制負荷速率方式來調(diào)整鍋爐燃燒，這也是造成主汽壓力跟蹤滯后的另一個主要原因。

2.3 閥門流量特性的影響

由于汽輪機高調(diào)門流量特性差，變負荷過程中，總閥位指令雖然已將變化輸出，但由于高調(diào)門重疊度大，致使實際負荷響應滯后，甚至出現(xiàn)閥位“反調(diào)”情況，嚴重影響機組的變負荷響應能力。此外，由于汽輪機汽流激振限制CV3開度等因素，同樣使得高調(diào)門負荷響應特性差，KP 指標偏低。

3 協(xié)調(diào)控制策略優(yōu)化

針對上述問題，通過設計新的改進型直接能量平衡協(xié)調(diào)控制策略和多變量鍋爐主控前饋回路，有效解決了鍋爐側燃燒大延遲、大滯后這一難題，同時提升了鍋爐快速、平穩(wěn)響應負荷指令的能力，保證了鍋爐燃燒系統(tǒng)與發(fā)電機負荷輸出的動態(tài)轉(zhuǎn)化相平衡。

3.1 改進型DEB 控制策略

改進型直接能量平衡（DEB）協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)采用能量平衡信號作為鍋爐主控能量需求信號，鍋爐燃燒釋放的熱量作為反饋信號，以機組的能量平衡為出發(fā)點，以“能量需求”和“能量釋放”作為控制信號的控制系統(tǒng)。改進型DEB 協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)是一種采用多變量前饋控制、以機爐協(xié)調(diào)控制為主的控制系統(tǒng)。

3.1.1 汽輪機能量需求

PS×P1/PT被稱為“能量指令信號”，反映了汽機對鍋爐的能量需求。PS為壓力給定值，P1/PT為汽輪機第一級汽壓與主汽壓力之比，線性代表了汽機的有效閥位。這個信號作為汽輪機和鍋爐之間的協(xié)調(diào)信號，也稱為能量平衡信號，控制鍋爐的輸入能量，保證任何工況下機組內(nèi)部能量供需的平衡。所以，改進型DEB 系統(tǒng)的鍋爐燃料調(diào)節(jié)器具有保持機前壓力等于其給定值的能力，其控制能力顯著優(yōu)于傳統(tǒng)控制策略中的壓力控制，實現(xiàn)了系統(tǒng)整體響應能力的相位提前[4]，且控制過程無需另加主汽壓力的積分校正環(huán)節(jié)，從而避免了引入壓力校正串級控制所帶來的問題。

3.1.2 鍋爐能量輸出

（P1+CB×dPd/dt）被稱為“熱量釋放信號”，或簡稱“熱量信號”，用第一級汽壓P1加上鍋爐蓄能變化（用汽包壓力Pd的微分）來表示，間接代表了進入鍋爐的燃料量[5-6]，其中CB為鍋爐蓄熱系數(shù)。當鍋爐和汽機穩(wěn)定運行時，鍋爐的能量輸出與汽輪機的能量需求兩者應達到平衡。實際運行過程中，DEB 熱量偏差信號和主汽壓力偏差信號的對比如圖1 所示，用DEB 熱量偏差信號來代表鍋爐能量響應要比主汽壓力偏差的遲延性更小。

3.1.3 蓄熱系數(shù)CB的整定

蓄熱系數(shù)CB通過調(diào)門擾動試驗來求取[7]，其中N為負荷，Pd為汽包壓力：

在額定工況下，300 MW 等級機組鍋爐蓄熱能力Kt一般為4 000 MJ/MPa。本廠額定負荷N為330 MW，對應的汽包壓力Pd為17.4 MPa，結合協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)中鍋爐汽包壓力微分環(huán)節(jié)得出理論蓄熱系數(shù)為4.0。實際調(diào)試過程根據(jù)主汽壓力與負荷響應速率關系進行對比優(yōu)化，最終作用于爐主控中的蓄熱系數(shù)為4.6～5.2 之間的非線性函數(shù)。

圖1 熱量信號與壓力偏差信號的相位對比

3.2 汽機主控前饋

重點分析汽輪機高調(diào)門流量特性，查找不同負荷范圍內(nèi)流量特性差的區(qū)間，加強汽機主控前饋在該區(qū)間范圍內(nèi)的作用，提高機組變負荷時突破死區(qū)能力。以實際負荷設定值除以主汽壓力設定值作為汽機主控制器的前饋信號，提高汽輪機調(diào)節(jié)汽門動作的準確性和快速性。

3.2.1 負荷設定值前饋

當AGC 指令發(fā)生變化時，新設計的設定值補償前饋和負荷設定速率補償前饋將產(chǎn)生作用。在AGC 指令變化的開始階段，多變量前饋將快速增加調(diào)節(jié)功能，提高實際負荷跨越死區(qū)的能力，之后相應減少調(diào)節(jié)速率，穩(wěn)定鍋爐的能量輸出。

3.2.2 速率設定前饋

采用AGC 指令減去限速后的機組負荷指令的一階微分信號作為速率設定前饋，提升機組負荷響應速率。根據(jù)限速前負荷指令的一階微分作用，判別出不同特性區(qū)間速率補償系數(shù)，同時重點考慮機組在高負荷期間，引風機動葉開度大于80%時引風機容易失速的運行特性，在該區(qū)間內(nèi)快速降低變負荷速率，確保機組安全穩(wěn)定運行。

3.3 鍋爐主控前饋

為了提高鍋爐控制品質(zhì)，采用了多變量鍋爐主控前饋指令來解決燃燒過程的遲延和主汽壓力響應的滯后，主要前饋由下列三部分內(nèi)容組成：①AGC 指令變化后，設計了提前增加給煤量的微分信號。目的是在變負荷初期的動態(tài)過程中，快速加強燃燒指令，提高鍋爐燃燒的響應速率；當變負荷過程完成，AGC 指令趨于穩(wěn)定后，煤量前饋作用減至0。該方法有效克服了燃燒過程中煤量的大幅擾動及變負荷后期主汽壓力的波動。②根據(jù)主汽壓力變化的微分作用提前增減給煤量。由于壓力偏差信號間接體現(xiàn)出汽輪機與鍋爐能量的偏差，所以壓力設定值與實際壓力的偏差能夠有效補償汽輪機能量需求和鍋爐能量輸出之間的能量偏差。③優(yōu)化主汽流量對應煤量的基礎函數(shù)?；A煤量是協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)中鍋爐主控指令的基準值，是影響鍋爐燃燒速率最為關鍵的作用量，直接關系燃燒過程、主汽壓力及二氧化硫排放的穩(wěn)定性，所以基礎函數(shù)的準確，有利于負荷響應速率的提升和主汽壓力的穩(wěn)定。優(yōu)化后的主汽壓力跟蹤趨勢如圖2 所示。

圖2 變負荷期間主汽壓力跟蹤趨勢

3.4 氧量自動優(yōu)化

機組投產(chǎn)以來，氧量無法投自動運行。優(yōu)化過程重新設計了氧量控制器的控制功能，優(yōu)化了“主汽流量-總風量”基礎函數(shù)，在此基礎上新構造了燃料量微分作用的風量補償功能。此外，機組經(jīng)過風機變頻改造后，受變頻器自身特性的制約，二次風機頻率低限為35%。當機組在165 MW 負荷范圍內(nèi)運行時，很容易出現(xiàn)“積分飽和”現(xiàn)象，鑒于此，采用了氧量控制抗積分飽和控制策略，防止風量調(diào)節(jié)過程中出現(xiàn)積分飽和。

4 優(yōu)化效果

引入改進型直接能量平衡控制策略后，當電網(wǎng)AGC 指令發(fā)生變化時，機組動態(tài)響應特性得以明顯改善，主汽壓力控制品質(zhì)也有所提升，機組在大幅度升負荷工況時協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)主要參數(shù)的動態(tài)特性趨勢如圖3 所示。

由圖3 可知，負荷由235 MW 增加到265 MW 過程中，速率由優(yōu)化前的1.6 MW/min 提高到了4.8 MW/min，超過了“兩個細則”對330 MW CFB 機組負荷變化率3.3 MW/min的考核要求。結合兩個細則考核數(shù)據(jù)進行對比，機組的調(diào)節(jié)速率（K1）由之前的0.368 提高到了現(xiàn)在的1.289，調(diào)節(jié)精度（K2）由之前的1.443 提高到了現(xiàn)在的1.797，響應時間（K3）由之前的1.161 提高到了現(xiàn)在的1.573，優(yōu)化后機組的運行品質(zhì)有了很大提高。

圖3 機組變負荷響應趨勢

綜上可知，優(yōu)化后機組協(xié)調(diào)控制水平有了很大提高，現(xiàn)階段本廠CFB 鍋爐的燃燒和機組協(xié)調(diào)控制已達到了蒙西電網(wǎng)同類型機組的領先水平。