國際電站超大區間負荷變動試驗研究及分析

代增麗 徐文武 劉偉

摘 要：文章以國外某電廠項目超臨界燃煤機組負荷變動試驗為研究對象，總結和提煉25%Pe負荷變化范圍以上，實現CCS負荷指令3%升降變化速率成功經驗和方法，彌補我國較大負荷變動區間協調控制經驗和策略，提高協調控制系統調節品質和響應速度，突破超臨界機組大負荷變動技術瓶頸，充分證明我國在協調控制方面超高技術水平。

關鍵詞：協調;負荷率;負荷變動;模擬量

中圖分類號：TM714 文獻標識碼：A 文章編號：1671-2064（2019）18-0197-02

隨著國際電站高速發展，電網對供電質量要求越來越高，較大負荷變動范圍和較高負荷升降速率已經成為國際電站對協調控制系統一個硬性要求，但是，目前國內對超臨界機組協調控制仍處于火力發電廠模擬量控制系統驗收品質指標，超大變動區間和較高升降速率的工程實踐經驗缺少。

本文旨在以國外某電廠項目超臨界燃煤機組負荷變動試驗為研究對象，總結和提煉25%Pe負荷變化范圍以上，實現CCS負荷指令達到3%升降變化速率成功經驗和思路，彌補我國在較大負荷變動區間控制經驗和策略，提高協調控制系統負荷調節品質和響應速度，突破機組協調大負荷變動技術瓶頸，充分證明我國在協調控制方面超高技術水平。

1 國際電站與國家驗收標準的差異

M國某項目設計為超臨界燃煤電站，裝機容量1x350MW，2017年9月并網發電，屬于目前M國已發電的裝機容量最大機組;根據EPC合同規定，機組要在40%～100%負荷區間，以25%Pe最小變動范圍，實現3%Pe/min升降負荷率，然而我國《DLT657-2015火力發電廠模擬量控制系統驗收測試規程》驗收標準為在15%Pe變動范圍，實現負荷指令變化速率1.5%Pe/min，實際負荷變化速率大于1.2%Pe/min，這兩者要求和驗收標準存在較大的差異，尤其對蓄熱能力差的直流爐超臨界機組，沒有成功的案例和經驗，實施的難度是相當大的。

2 直流鍋爐與汽包爐的特性差異

直流鍋爐的蒸汽生產過程不同于汽包鍋爐，汽包鍋爐通過汽包將蒸發區和過熱區分開，其燃料控制、給水控制和汽溫控制系統相對獨立;而直流鍋爐燃料控制系統、給水控制系統和蒸汽溫度控制系是相互聯系、相互作用、相互影響，當任一控制發生變化，鍋爐的各段吸熱量都會發生變化，隨之蒸汽溫度發生變化，超臨界機組在控制系統相互配合、相互協調和煤水比平衡等方面提出更高的要求，尤其對于有超大負荷區間和超大速率變化的機組;因此，鑒于控制系統相互影響特性，防止控制失調情況下導致事故尤為重要;M國該項目采用負荷高低限幅、負荷變化率限制、壓力高低限制和指令增減閉鎖等手段，還根據直流爐的相互作用關系，優化各指令變化速率和合理選擇跟蹤參數，確保即使控制系統自動跳出，仍穩定在一個安全的平衡點，通過試驗也充分證明控制策略正確性。

3 試驗過程難點及優化措施

在國內外早前的機組，負荷變動試驗常采用調節汽輪機調門的開度，利用機組的蓄熱能力快速相應實現相關的要求，然而對于有較大負荷變動和較高變化速率要求的機組，是遠遠不夠的，需要調動各專業技術人員密切配合，不斷研究、分析和探討，提出解決思路，攻克試驗過程中一個個難點。

難點1：滯后性問題。

本項目采用直吹式制粉系統，從改變煤量到蒸汽流量發生變化存在較大的延遲，單從給煤指令至實際煤量動作滯后約20～30s，從給煤到鍋爐發生變化大約滯后1.5min～2min，嚴重影響負荷響應速度，因此，必須找到有效措施提高控制系統的快速性，降低燃燒系統的延遲，加速鍋爐側的動態響應速度。

直流鍋爐由于循環倍率等于1，水冷壁管子直徑小，沒有較大蓄熱容器，蒸發系統蓄熱能力很小，而汽包爐循環倍率大于1，汽包容積和質量較大，下降管和水冷壁管直徑較大，蒸發系統熱慣性很大，兩者相比是幾何倍數關系，因此，對于超臨界機組單靠挖掘蓄熱能力是遠遠不夠的，必須從設備配置、機組運行特性出發，在現有的基礎上充分挖掘、利用設備能力，首先，根據鍋爐熱力特性，當煤量達到一個足夠量的階躍時，爐內煤量快速改變超出爐體的蓄熱而產生富余熱量，鍋爐的響應時間大大縮短，因此，足夠煤量的超調量是有助于縮短鍋爐響應時間，現場通過不斷試驗，確定了不同負荷變化速率與煤量超調量對應線性關系;其次，根據一次風攜帶煤粉的作用，通過一次風量快速變化，充分利用磨煤機蓄粉能力快速響應負荷，大大降低了制粉系統滯后性，同時，為了防止堵磨事件的發生，根據磨煤機運行狀況、煤量、風量與風門特性匹配關系，對風量速率、閥門開度做了一定限制，確保在安全的前提下，充分發揮和挖掘制粉系統的能力;再次，根據直流爐一次流經各級受熱面的特性，利用給水快速相應帶動汽壓變化，優化給水變化速率，進一步提高了鍋爐的響應時間;經過以上優化措施，鍋爐整體滯后性降至50s以內，取得了相當不錯的效果。

難點2：變化速率低問題。

開始變化階段，負荷變化速率低，由于給煤量投入不足影響了鍋爐產熱能力，即開始第一分鐘內投入煤量較少，鍋爐不能迅速產生足量的蒸汽，致使負荷響應速度低，因此，選擇合適的超調量，是開始變化速率達到的基本條件;從第3分鐘后負荷變化率存在下降趨勢，主要是由于第二分鐘后煤量出現了回調式波動現象，初步認為由于給煤機存在滯后性和慣性原因，即當給煤指令達后，實際給煤量反饋仍未到，指令與實際給煤量存在偏差，不斷調整造成了給煤量波動，但通過參數變化趨勢分析判斷，認為由于大量煤粉投入后，實際壓力升速較快，然而壓力升速率指令偏低，從而限制給煤速率，致使相互影響，出現了回調現象，現場通過采取放寬壓力波動允許值，優化壓力變化指令速率，減弱壓力拉回控制作用，確保給煤量指令與反饋一致性。

變化中間階段，負荷變化速率下降問題，試驗過程中發現開始5分鐘后，負荷變化速率有一定下降趨勢;初步認為，雖然給煤量有足夠的超調量，但是后續給煤量或者給煤速率仍不能滿足負荷變化的要求，因此，充足的給煤速率或給煤量是確保變化速率維持的重點，但鑒于各指令和反饋匹配性較好，優先采取修改負荷變化率指令方式，將負荷率3%Pe/min設定改成3.15%Pe/min，成功解決了該問題。

變化結束階段，負荷變化率變緩問題，試驗過程中發現，在最后10MW負荷區間，負荷變化率平緩，持續時間約3分鐘左右，有時更長，初步認為，由于給煤量達到要求給定值后，提前將超調量進行了回調，造成后勁不足，致使結束階段的負荷率變化率低，因此，對將回調進一步優化;另外，經過觀察在負荷波動過程中，真空隨著機組進汽量變化而變化，升負荷時由11Kpa升至13Kpa左右，降負荷時從12Kpa降至10Kpa左右，由于真空變化對汽輪機發電有一定的影響，現場通過優化空冷島背壓控制回路，將背壓維持在12Kpa左右，有效解決了該問題。

難點3：超溫問題。

在試驗初期，當負荷變化速率達到1.7%Pe/min時，鍋爐垂直水冷壁和過熱器局部出現超溫現象，其中，針對垂直水冷壁超溫，由于四角切圓鍋爐存在偏燒以及煤水比匹配問題，現場進行了燃燒優化和煤水比速率修改，針對屏式過熱器超溫，主要通過汽溫調節控制系統優化，成功解決了超溫問題。

4 試驗結果

M國該項目按照合同規定，分別驗證了5次升/降負荷率，試驗共持續6小時左右，從220MW至340MW，升負荷變化率約10.69～11.09MW/min;從340MW至220MW，降負荷變化率約10.60～11.01MW/min，達到了合同規定要求，如表1所示。

5 結語

本項目通過深入研究協調控制系統動態特性及控制策略，優化關鍵系統控制回路和參數匹配，成功實現超臨界機組超大負荷區間和超高變化速率試驗要求，提高了機組負荷響應速度，滿足當地電網的要求，得到業主及監理的高度認可，同時也充分體現了我們在國際電站協調控制方面水平;通過總結協調控制系統經驗和思路，從實際試驗過程出發，分析和研究試驗過程難點和提出解決方案，為同等以及更高負荷變化速率試驗要求的機組，積累了寶貴的經驗，而且，對不同類型機組協調控制系統也具有一定的參考和推廣價值，如表1所示。