1 100 MW超超臨界機組AGC功能優化及試驗

李友志，于明雙，張鵬

（1.華電萊州發電有限公司，山東萊州261400；2.山東中實易通集團有限公司，濟南250000）

1 100 MW超超臨界機組AGC功能優化及試驗

李友志1，于明雙2，張鵬2

（1.華電萊州發電有限公司，山東萊州261400；2.山東中實易通集團有限公司，濟南250000）

超臨界機組具有熱慣性大、遲滯性強、參數耦合關系強的特性，同時，單機負荷大的機組相對蓄熱能力小，導致機組自動發電控制功能投入存在較大困難。通過對國內首臺單機容量1 100 MW機組協調控制系統的優化，在重新設定機組滑壓曲線基礎上，對煤水比、負荷變化等環節進行調整優化，克服熱慣性對AGC造成的影響。在AGC模式下以15 MW／min的變負荷速率進行了100 MW的負荷變動試驗，能夠保證主蒸汽溫度變動范圍小于10℃；主蒸汽壓力變動范圍小于1 MPa；同時其它主要參數的變化在控制范圍之內。作為單機容量最大的機組，其AGC功能的投入對同類型機組的調試及運行有著重要的借鑒意義。

超超臨界鍋爐；自動控制；協調控制；自動發電控制；熱慣性

0 引言

電網對大型火電機組的自動發電控制負荷響應能力的要求越來越明確、嚴格。自動發電控制（AGC）負荷調度響應能力優秀的發電機組可以獲得更多的調峰電量，同時提高機組的AGC響應能力，將機組的主要運行參數保持在一個更為穩定的工作范圍，將有助機組的安全經濟運行［1］。

火力發電單元機組機爐協調控制系統的被控對象具有多變量強耦合、非線性、大慣性、大延遲和慢時變等特性［2］。鍋爐和汽輪機的動態特性差異很大，汽輪發電機組的負荷響應速度很快，而鍋爐則是一個具有蓄熱能力的大慣性環節，外部負荷響應與內部參數穩定之間存在固有矛盾［3］。新疆農六師煤電有限公司超超臨界1 100 MW空冷機組工程鍋爐采用哈爾濱鍋爐廠型號為HG-3200／27.46-HM3超超臨界變壓運行直流鍋爐，采用П型布置、單爐膛、一次中間再熱、低NOX主燃燒器和高位燃盡風分級燃燒技術、反向雙切圓燃燒方式；汽輪機設備采用東方汽輪機NZK1000－26.25／600／600型汽輪機。

1 原協調控制方案存在的問題

1.1 水煤比控制

機組在直流運行時過熱器采用水煤比作為汽溫調節的主要手段，配合三級噴水減溫作為主汽溫度的細調。控制方案為將分離器入口的蒸汽過熱度作為水煤比控制的被調量，其設定值為機組電負荷的折線函數。水煤比控制輸出值送到燃料指令回路，其調節范圍為－50～＋30t／h。

水煤比控制方案采用典型的煤跟水的控制策略，即中間點溫度的偏差通過煤量的附加增減來調整。

原水煤比控制超馳部分邏輯中當煙道后墻入口聯箱蒸汽溫度超溫或者二級過熱器入口溫度高時，則自動將水煤比控制量切為－50 t／h。實際運行中如果當前的水煤比調節量遠遠大于此值，這時超馳條件觸發后會導致燃料量大幅變化，對主汽溫度和主汽壓力都是一個很大的擾動。

水煤比控制邏輯系統整定時發現分離器壓力所對應的蒸汽飽和溫度函數有誤，在過臨界點后其飽和溫度值達到邏輯塊輸出上限，無法正確地計算出蒸汽真實的過熱度，嚴重影響過臨界后的主汽溫度控制。

1.2 熱值校正

熱值校正方法是將電負荷和鍋爐負荷（燃料量）的偏差信號作為熱值校正的基準信號。當機組穩定運行（實際負荷和主蒸汽壓力波動很小，且持續一定時間）時，總燃料量與實際負荷的比值代表了當前煤質的做功的能力。根據該比值對鍋爐主控進行調整，以增強協調控制系統抗煤質變化的擾動能力。但在原邏輯中發現未對測點品質進行相應的判斷，存在由于測點品質變差導致煤量波動的隱患。

1.3 滑壓曲線

機組在進行負荷擺動試驗時發現滑壓曲線無法滿足機組AGC負荷調節的需要，同時主汽壓力設定值定壓／滑壓切換時存在跟蹤的問題，機組定壓運行時，滑壓設定值跟蹤量不是定壓設定值而是實際壓力。需要更改定壓方式下滑壓設定值的跟蹤回路。

1.4 負荷變動前饋控制

機組負荷微分變化量的各類修正作用在系統變化過程中的作用強度不合適，導致機組在負荷變動過程中出現主蒸汽壓力偏差大于2MPa、主蒸汽溫度最大波動范圍25℃。

對協調控制系統各子系統在變負荷時的前饋量邏輯進行了審查，發現預加量的函數設置不盡合理。為了提高機組在大負荷變動范圍、大負荷變化率情況下的跟蹤能力，需要對系統的負荷變化微分量的各個修正部分進行優化。

2 優化方案

2.1 水煤比控制優化

為了提高系統對汽溫調節的靈敏度，水煤比控制的前饋中考慮了汽水系統各段溫度變化給煤量設定的影響，當后煙道后墻入口聯箱蒸汽溫度或者一級過熱器出口蒸汽溫度超過設計值時將自動減少燃料指令；當二級過熱器溫度控制偏差或者三級過熱器的溫度控制偏差發生改變時將自動調整燃料指令，達到穩定主汽溫度的目的。

末級過熱器出口溫度控制偏差與中間點溫度控制偏差同時調節鍋爐燃料，兩者之間存在一定的權重分配關系。具體分配系數見表1。

表1 權重分配系數

水煤比控制器參數優化。為了提高燃料調節中間點溫度的響應速度，刻意削弱了比例和積分作用（比例系數0.3，積分時間為600 s），加強了其微分作用，微分系數由原來的2.0增強為3.5，微分時間60 s。

水煤比超馳控制邏輯優化。當出現水冷壁金屬溫度超溫報警時，邏輯中將自動鎖住當前水煤比控制量，并在當前的基礎上自動減去3 t／h燃料并保持180 s，180 s后如果超溫現象消失則恢復正常的水煤比調節，否則再重復上述的超馳控制指令；如果出現后煙道后墻入口聯箱蒸汽溫度超溫或者二級過熱器入口溫度高時，則自動將水煤比控制量按照每秒0.01 t／h的速率切到-50 t／h。

2.2 熱值校正優化

熱值校正（British Thermal Units，BTU），可以根據穩定負荷下負荷和設計煤量的對應關系把實際燃燒煤種自動校正到設計煤種上來。通過將實際煤量/功率比值與設計比值進行比較，并通過一個純積分控制環節自動計算出校正后的燃料量，校正后的燃料量用來控制風量指令同時改變風、煤、水交叉限制值。

考慮到機組負荷較低（負荷低于380 MW）、功率信號與煤量信號發生品質壞后若仍然進行BTU校正將會對系統調節產生不利的影響，因此在上述兩種條件下強制BTU校正功能切手動。優化后的系統邏輯見圖1。

圖中功能符號“QUAL”為品質判斷算法判斷塊，對輸入本算法塊的信號進行品質判斷，當信號的品質變壞后輸出開關量信號。功能符號“L”為低值判斷算法塊，當輸入信號低于設定值后輸出開關量信號。

圖1 BTU控制邏輯

2.3 滑壓曲線修正

機組原配置的滑壓曲線設定值處于30%~90%負荷區間內，且滑壓曲線設置不合理。協調投入后針對機組負荷偏低、滑壓曲線初始斜率較陡等情況對滑壓曲線進行了修正。為了和機組正常運行時800 MW左右負荷需求相匹配，滑壓終點設置為機組負荷的80%左右，同時為了滿足機組的負荷要求，對機組的滑壓曲線進行了優化。滑壓曲線修正見圖2。

圖2 滑壓曲線修正

2.4 負荷變動前饋控制回路優化

為了縮短機組變負荷過程中鍋爐熱負荷的波動時間，在協調控制各子系統（包括風量、燃料、給水、減溫水及二次風等回路）設計了各自獨立的“負荷變化前饋量”邏輯。為了克服大機組因相對蓄熱能力小使機組負荷響應速度降低而導致的協調控制難度［4］，根據各子系統的調節特性分別設置前饋量的大小和變化速度，最大限度地控制負荷變化過程中的主汽溫度及主汽壓力的調節品質。負荷變化前饋量能夠根據機組負荷變化范圍和電負荷變化速率及主汽壓力控制偏差自動改變，具有很強的自動適應能力。負荷變動前饋邏輯見圖3。圖3中各工功能符號“V≯”為速率限制模塊，用以實現對輸入數據按照設定的速率值輸出；功能符號“△”為比較模塊，完成兩路輸入數據的偏差計算；功能符號“H”為數值限制模塊，只有當輸入數據高于設定值時才完成輸出；功能符號“T”為切換模塊，可以根據外部條件實現選擇某一路輸入作為輸出；功能符號“D”為微分算法模塊，實現對輸入數據的微分計算；功能符號“×”為乘法模塊，實現各條輸入值相乘后的輸出。

圖3 負荷變動前饋量生成邏輯

負荷指令前饋由3部分組成。

負荷指令經過微分環節D后作為負荷指令前饋的主要部分。負荷變化率經過函數FG1后輸出作為對微分環節的修正。

目標負荷經速率限值算法塊后與負荷指令的差值經過限值H的限制，若兩者差值高于定值，則限制值算法塊輸出為真值1，若兩者差值低于定值，則限制值算法塊輸出為真值0。若真值為1，則切換算法塊T的輸出接通Y引腳；若真值為0，則切換算法塊T的輸出接通N引腳。

BI（Boiler Input）輸出經過速率限制后與BID進行比較后經過修正函數FG2、FG3后輸出。BI為鍋爐輸入模式，在這種模式下機組負荷的改變是由操作人員通過改變BI模式的輸出來完成的。BID（BoilerInput Demand）為鍋爐輸入指令。

為了增強變負荷過程中的動態調整能力，增強了負荷指令的微分作用強度，微分時間由原來的30 s修改為60 s，同時將各類對機組負荷微分量的修正函數進行了細調，優化后的負荷變化率對負荷指令微分量的修正FG1見圖4。偏差較小/較大時對負荷指令微分量的修正函數FG2／FG3分別見圖5、圖6。

圖4 負荷變化率對負荷指令微分量的FG1修正曲線

圖5 BI輸出小偏差時對應的FG2修正曲線

圖6 BI輸出大偏差時對應的FG3修正曲線

3 優化后的控制效果

優化方案投入運行后，對機組的控制參數進行了整定并完成了基于AGC指令的變負荷試驗，在變負荷速率15 MW/min的前提下進行了負荷變動試驗，機組的實發功率與負荷指令的偏差在變負荷過程中保持在較好的水平，機組的負荷指令與實發功率的偏差小于10 MW，同時機組的實際變負荷能力達到14 MW／min，滿足電網調度對大容量直吹式機組AGC負荷變動率的要求，成功完成了AGC負荷變動試驗。相關曲線見圖7、圖8。機組在變負荷過程中的主要參數如下：機組負荷變化范圍為630~730 MW，總風量變化范圍2 650~3 400 t／h，給水流量變化范圍1 870~2 300 t／h，壓力偏差最大1 MPa，主蒸汽溫度在575~585℃之間；主要運行參數滿足機組運行的要求。

圖7 機組變負荷過程曲線（負荷、風量、水量）

圖8 機組變負荷曲線（壓力、溫度）

4 結語

經過對農六師1 100 MW機組的協調控制、BTU、煤水比控制邏輯的優化和相關控制系統調節器參數的優化整定，提高了機組的協調系統的控制品質。

大型超超臨界單元機組進行AGC負荷的難點在于如何降低爐側的滯后性，通過對協調控制系統的優化尤其對機組變負荷過程中的動態超調能力的匹配，使得機組順利完成了AGC負荷擺動試驗。結果表明，優化后的協調控制系統各項指標能夠滿足新疆電網AGC功能的要求，在15 MW／min的負荷變化率設定的情況下AGC實測的負荷變化率為12.5MW／min，機組主要參數滿足運行要求。

［1］趙志丹，陳志剛，王曉勇，等.DEB能量平衡在協調控制中的應用［J］.熱力發電，2008，37（4）：1-6.

［2］于達仁，徐志強，翁一武，等.DEB的新認識—增益調度控制［J］.熱能動力工程，1999，14（5）：379-381.

［3］房方，劉吉臻，譚文.火電單元機組協調控制系統的多變量IMCPID設計［J］.動力工程，2004，24（3）：360-365.

［4］李衛華，王玉山.600 MW火電機組AGC運行方式下的控制特性分析［J］.華北電力技術，2004（11）：1-4.

AGC Function Optimization and Experiment for 1100MW Supercritical Units

Supercritical units have the characteristics of non-linear，delay and large inertia，strong coupling relationship among main variables.The larger the capacity of the single unit，the harder to put the unit into AGC because of its relatively smaller heat storage.Optimization of the coordinate control system was carried out on a 1 100 MW supercritical unit.Based on re-design sliding pressure curve，coal-water ratio and load change feed forward was optimized to overcome the difficulty of AGC due to thermal inertia.The scale of 100 MW load change have been achieved in the condition of load changing rate 15MW/min.We can ensure that steam temperature variation was less than 10℃，steam pressure change was less than 1 MPa，and variation of other main parameters was also in the control range.As the largest capacity single unit of 1 000 MW class，operation of AGC function has the important significance for the same type units.

supercritical units；automatic control system；coordinate control system；auto generation control（AGC）；thermal inertia

TK323

：B

：1007－9904（2014）06－0026－05

2014－07－10

李友志（1975），男，工程師，從事火力發電廠技術管理工作。