600 MW超臨界機組協調控制系統的改進

付文龍,劉云杰

(淮滬煤電有限公司田集電廠,安徽 淮南 232082)

0 引言

電網為了確保發電機組的供電質量,根據電監會發布的《發電廠并網運行管理規定》(電監市場[2006]42號)和《并網發電廠輔助服務管理暫行辦法》(電監市場[2006]43號),分別制定了兩個區域發電廠并網運行管理實施細則,對自動發電量控制(AGC)和一次調頻的投入率、調節指標的考核標準,作出了嚴格的規定。從2010年5月份開始,華東電力調度中心要求皖電東送機組投運AGC,并明確表示AGC指令作為機組負荷指令(ULD),并依據電網“兩個細則”考核標準,對AGC和一次調頻進行考核。

淮滬煤電有限公司田集發電廠2臺600 MW超臨界機組鍋爐,為上海鍋爐廠生產的超臨界參數變壓運行螺旋管圈直流爐。燃燒系統按配中速磨冷一次風直吹制粉系統設計。DCS(分散式控制系統)為上海西屋控制系統有限公司研制的OVATION1.7分散控制系統。協調控制系統則采用智能化協調控制系統。

1 智能化協調控制系統

1.1 基本控制策略

超臨界機組負荷的調節手段,主要是調節給煤量(燃燒率)、給水量和汽機調門。根據機組負荷對這3個調節量的響應特性,智能化協調控制系統的變負荷基本控制策略是:初期(1.5 min前)由汽機調門來承擔;中期(0.5～2.5min)由給水量來承擔;后期(1.5 min后)由給煤量和給水量來承擔。

鍋爐側的變負荷基本控制策略,是基于準確的煤量、風量、水量與負荷的靜態函數關系。變負荷時,煤量、風量和水量快速按設定的函數關系,隨負荷指令變化的前饋控制和智能化的超調作為粗調。粗調使煤量、風量和水量快速地變化到預定值,使機組負荷的變化基本到位。以比例—積分—微分(PID)為基礎反饋控制作為細調,最終使負荷、主汽壓力和溫度的穩定趨于目標值。

1.2 協調控制策略

1.2.1 智能化調門控制策略

采用CBF(調門調節功率)方式,負荷調節性能好,但機組汽壓、汽溫等參數變化較大;采用CTF(調門調節汽壓)方式,負荷調節性能差,但汽壓穩定。常規的協調控制采用固定的協調方式,而智能化的汽機調門控制策略則根據變負荷、穩態、汽機調門開度,執行不同的控制方式。

汽機調門的節流,主要是滿足初期的變負荷要求,其數量是預支負荷對煤量、水量響應延遲時間內的變負荷要求。變負荷時,汽機側切到BF(爐跟蹤機)方式,在主汽壓力允許的變化范圍內,由汽機調門調節機組負荷;在加負荷過程后期,如主汽壓力上升且接近其定值或高于其定值時,切回TF(機跟蹤爐)方式。在減負荷過程后期,如主汽壓力下降且接近其定值或低于其定值時,切回TF方式。

1.2.2 智能化超調控制策略

智能化超調控制策略能根據負荷變化的方向、幅度和機組運行參數等預估給水和燃料的超調幅度,從而較好地解決了滯后、時變、非線性的鍋爐控制難點。

當汽機調門快速跟隨負荷指令變化,充分利用機組的蓄熱,提高機組初期的負荷響應性能時,給水量超前變化,機組電負荷會快速變化,但由于鍋爐熱負荷客觀上存在著較大的延遲,它總是滯后于電負荷的變化,蒸汽壓力和溫度會有較大的變化,所以必須適當地超調給煤量指令,才能減小蒸汽壓力和溫度的變化。

給煤量的超調分為兩部分:一是,用于補償汽壓變化時的消耗能量,使變負荷結束后主汽壓力恢復到其定值,采用鍋爐指令超調,使煤量和水量同步變化;二是,用于補償汽溫變化時的消耗能量,使中間點溫度(或焓)恢復到其設定值。

有加負荷要求時,系統觸發給煤量超調,此時由于調門開大加負荷,而鍋爐熱負荷還沒有來得及增加,蒸汽壓力和溫度下降。由于給煤量超調,在加負荷過程的后期,鍋爐熱量會大于發電量,蒸汽壓力和溫度上升,當它們接近其目標壓力和溫度時,停止給煤量超調,由于鍋爐的蓄熱慣性,最終使蒸汽壓力和溫度恢復到目標值。減負荷的控制方法與加負荷的控制方法相同。

2 實施兩個細則后協調控制系統存在的問題

2.1 AGC調節響應滯后及調節速率低

1)調節響應滯后 AGC指令變化后,機組負荷響應滯后時間比較長,造成實際負荷考核曲線初始響應階段不合格點較多。為此,運行人員經常根據網調預給的計劃電量,在每個時間點提前加偏置的方式或手動修改爐側煤發熱量自動校準信號(BTU)的方法進行干預,取得一定的效果。但AGC指令不以調度計劃曲線變化時,運行人員手動提前干預常起到反作用,容易造成機組負荷大面積超點。

2)調節速率低 機組動態升負荷過程中,經常存在負荷響應速度較快,主汽壓力下降較大。當壓力偏差大于1M Pa時,負荷指令發生閉鎖負荷增的現象,減負荷則反之,這在很大程度上影響了變負荷的速率。雖然運行人員可以使用滑壓偏置進行干預,但還是多次發生影響負荷增減的現象。

2.2 AGC調節精度不夠

機組動態升負荷過程中,經常發生加負荷后期超溫和超壓的現象,特別是主汽溫度偏高時,一、二級減溫水流量經常突變30～40 t/h,30 t水相當于10 MW負荷的擾動量或者0.4 MPa的主汽壓力變化量,這種變化可能造成負荷、壓力調節耦合振蕩,直接導致整個調節系統失穩,短時間內調整不過來,負荷點連續被“考核”。磨煤機啟停擾動、制粉系統斷煤、堵煤以及磨煤機冷熱風調節“沖粉”,都將造成主汽壓力和主汽溫度較大波動,特別是低負荷階段影響更加明顯。

3 協調控制系統的改進措施

3.1 改進調節響應滯后和提高調節速率

3.1.1 采用實際負荷指令調節

對比AGC指令變化的歷史曲線發現,每天AGC初始動態響應值基本每次在5 MW左右,連續變化時間間隔為1～2 min,AGC電量考核原則是5m in的積分累計值,這樣給系統調節留下了一定的余度。雖然每天的AGC指令變化時間無法預測,但可以采取加大負荷響應量的辦法,使負荷有規律地在5min內提前變化的積分量達到考核要求。

例如:AGC一次加負荷量超過4MW或減負荷量超過5 MW,ULD以10 MW標準調整啟動煤量,以達到快速加負荷的目的;若AGC指令使負荷變化量小于該范圍,且大于2.5 MW時,超調量以正常數值調整;在2.5 MW以內,動態超調不啟動。

3.1.2 采用定壓—滑壓聯合調節

采用定壓方式運行時,可以不改變鍋爐的蓄熱能力,有利于負荷的快速響應。在需要穩定主汽壓力的前提下,滑壓定值在采用三階慣性的基礎上,增加動態的變壓速率回路。即,加負荷時,主汽壓力低于壓力設定值0.6 M Pa,滑壓壓變率為0MPa/min;主汽壓力高于壓力的設定值0.3 MPa,滑壓壓變率則為0.4 MPa/min。減負荷時則反之。也就是說,在時域上錯開負荷與汽壓偏差的最大值,匹配鍋爐固有的蓄熱慣性,避免因調功、調壓區間重合而造成過調,引起鍋爐相關調節量的劇烈變化,從而破壞直流爐脆弱的物料平衡。

采用滑壓方式運行時,鍋爐參數隨負荷的變化而變化,變化的方向與負荷需求相同。當需要增加負荷時,鍋爐同時需要吸收一部分熱量來提高參數,用以增加其蓄熱能力。反之,當需要下調負荷時,參數要降低,要釋放蓄熱,正好阻礙了機組對外界負荷需求的響應,降低了負荷的響應速率。

3.1.3 調整給水回路和修改組態邏輯

對于直流爐而言,負荷對給水量的響應遠比燃料快。在機組變負荷時,提前變化給水量,能有效改善機組的變負荷性能。綜合考慮變負荷性能、汽溫變化、調門節流損失等因素后,改進原控制系統。變負荷時,在減小給水變化延遲的同時,減小給水變化的超調幅度。采用這種調節策略負荷調節品質好,汽壓變化小,機組穩定性好。

由于汽溫對給水量響應快于煤量,加負荷時,分離器溫度有一段時間下降;減負荷時,分離器溫度有一段時間上升。分離器溫度的變化,可以通過燃料量的適當超調來減小,使分離器溫度的動態偏差控制在合理的范圍內。

改進原控制系統,在變負荷時減小給水量變化的延遲,同時減小給水變化的超調幅度。為此要修改組態邏輯。

1)由于加減負荷過程中鍋爐蓄熱慣性的不同,給水對煤量的響應過程也會不同,為此可以增加給水量加減區分阻尼曲線,根據實際情況調整阻尼時間,加負荷阻尼時間由原來的50 s調整為40 s,減負荷阻尼時間由原來的50 s調整為36 s。

2)根據實際工況修正煤水比曲線。基本原則是保證變負荷過程中,壓力超調始終與負荷變化同向。同時,通過對壓力微分參數的調整,使給水超調前期變化加大,后期回收加快,一般每點的給水量調整為5～20 t/h。

3)調整煤量超調二的參數,加大動態過程中煤量對溫度的補償。

3.2 提高AGC的調節精度

3.2.1 優化風量控制系統

3.2.1.1 修正風煤比參數

送風控制系統由氧量校正回路和送風控制系統組成,氧量校正器接受隨機組負荷變化的氧量定值信號和實際氧量測量信號,計算出風煤比系數K值,乘以風煤比函數值,所得為風量請求值。

煙氣傳熱量擾動下過熱汽溫的動態特性為,當燃料量、送風量或煤種等參數發生變化時,會引起煙氣溫度和流速的變化,使煙氣傳給過熱器的熱量發生變化,從而使過熱汽溫變化。這是因為沿過熱器的整個長度方向上,煙氣的傳熱是同時變化的,所以過熱汽溫變化很快,遲延很小,特別是對以對流吸熱為主的再熱器影響更大。

通過對調整前總風量擾動曲線的分析,發現再熱汽溫波動較大,導致再熱器經常超溫;其次是再熱器減溫水用量較多,其變化趨勢受風量調節影響較大,每一個負荷點的風量偏置均在4%以上,氧量修正系數K值經常為1.1,造成加減負荷過程中動態風煤比嚴重失調。

經過長期觀察分析和計算,對風煤比曲線和動態超調的風煤比系數作了調整,使每個負荷點都有準確的風量變化。

風煤比曲線調整參數如表1所示:

表1 風煤比曲線調整參數

3.2.1.2 修正氧量曲線

通過給定值擾動試驗,調整風量回路PI參數,P由0.12調整為0.2,I由90 s調整為110 s,減小被調量動態偏差,并根據運行要求,調整了氧量曲線。

通過分析調整后的總風量擾動曲線,發現風量調整效果得到明顯改善,特別是再熱汽溫變化量顯著降低,再熱器減溫水用量明顯減少,鍋爐蓄熱慣性降低,負荷調節合格率明顯提高。

3.2.2 汽機主控側變壓差回路

通過分析變壓差回路,發現機組穩態時采用CTF控制方式,調整燃料或燃料擾動引起的主蒸汽壓力變化,是由汽輪機主蒸汽壓力控制系統,通過調整汽輪機調節閥去控制的,控制系統有可能達到良好的主蒸汽壓力動、靜態控制品質。而機組功率由鍋爐控制系統通過對燃燒率的控制去保持,除控制對象慣性稍大外,機組運行中各種隨機擾動頻繁發生,使機組功率之靜態控制品質相對較差,特別是低負荷階段受汽壓的波動影響比較大,負荷容易超出電網調度考核范圍。采用不同負荷對應不同壓力偏差函數值方案,可以合理地分配機組主控側的負荷、壓力的加權系數,對減小低負荷階段的負荷調節偏差有一定作用。

3.2.3 增設抗磨煤機啟停擾動的前饋回路

由于磨煤機有初始負荷要求,在啟停時會對總燃料量產生13～17 t/h的大幅擾動,運行人員一般采用提前改變主蒸汽壓力設定值,或提前對給煤量控制站增減偏置的方法來克服。這種操作方式既增加了運行人員的操作強度,也無法保證調節參數的質量。

經過研究,在協調控制系統增加了抗磨煤機啟停擾動的前饋回路。當機組處于協調控制系統(CCS)模式,且實際負荷大于40%、無快速減負荷(RB)信號發生時,該前饋信號有效。在磨煤機運行臺數發生變化時,控制邏輯自動產生一個反向微分信號,經函數處理和邏輯切換后,疊加在鍋爐主控制器的前饋回路。

增設抗磨煤機啟停擾動的前饋回路后,2010年7月14日對此回路進行啟停磨煤機擾動測試:1號爐負荷為385MW穩定后保持運行20min,切除抗擾動回路,啟停B磨煤機,主汽壓力最大偏差為0.8 MPa,分離器出口溫度最大偏差為9℃。

在負荷穩定后,投入抗擾動回路,啟停B磨,主汽壓力最大偏差為0.3 MPa、分離器出口溫度最大偏差4℃。

試驗結果表明,抗擾動回路可以大大降低磨煤機啟停時對機組參數的影響,運行人員提出,停磨煤機只發生在減負荷階段,停磨煤機超調不利于快速減負荷,沒有必要投入停止磨煤機超調回路。因此,現在只投入了啟動磨煤機超調回路。

3.2.4 磨煤機風量控制優化

1)優化風量控制回路 磨煤機風量控制回路采用熱風控制風量,冷風控制溫度,熱風到冷風有前饋,冷風參與風量控制,且煤量到熱、冷風均有前饋。采用前饋粗調,PID細調的策略。

因為冷、熱風門對一次風量的特性不好,風門開、關本身的特性不好,指令和反饋跟蹤的好,被調量卻沒有反應,在積分長時間作用下,風門經常帶動風量突然變化,造成系統振蕩,嚴重時還會造成磨煤機沖粉,汽溫、汽壓大幅上升,負荷超調較多。

由于兩臺鍋爐D、E磨煤機風門特性不好,運行人員一般不投自動,這在一定程度上影響了機組的加減負荷響應速度。

根據以上情況,采取了通過增大風量調節死區的方法,在一定偏差范圍內,PID回路不參與調節,既可以減少穩態時的風門晃動,還不影響升降負荷時的風量跟蹤響應過程,同時對回路的PID參數進行了整定。

2)熱風超馳邏輯調整 調整前采用的熱風控制邏輯為單角風速低于18 m/s,強開熱風門,造成磨煤機沖粉。分析認為,運行時單角堵粉造成風速偏低的可能性不大,因此現在先調整為“四取二強”開熱風門;其次,對風速測量信號進行濾波處理,減小高頻信號本身抖動可能造成的影響,用以提高風門調節的穩定性。

4 結語

協調控制系統經過多次優化后,實際考核效果每個月均有所進步,從2010年7月份開始,我廠AGC考核指標為皖電東送機組考核第一名,機爐主要參數運行穩定,滿足了運行指標的要求,從而提高了機組的經濟效益。

[1] 林文孚,胡 燕.單元機組自動控制技術[M].北京:中國電力出版社,2007.

[2] 朱北恒.火電廠熱工自動化系統試驗[M].北京:中國電力出版社,2005.