1050MW超超臨界機組水煤比控制策略優化

神華福能發電有限責任公司 石獅 362700

1 機組概況

某2×1050MW機組的鍋爐采用東方鍋爐有限公司型號為DG3130/27.46-Π2型鍋爐。型式為高效超超臨界參數變壓直流爐，采用對沖燃燒方式、固態排渣，是單爐膛、一次中間再熱、平衡通風、露天布置、全鋼構架、全懸吊結構Π型鍋爐。在機組30%至100%負荷范圍內以純直流方式運行，在30%負荷以下帶爐水循環泵的再循環方式運行。汽輪機采用東方汽輪機有限公司型號為N1050-26.25/600/600汽機。采用超超臨界、一次中間再熱、單軸四缸四排汽、沖動凝汽式，八級回熱抽汽。汽機中、低壓缸均為雙流反向布置。通流級數45級，其中高壓缸為一個雙流調節級，8個壓力級；中壓缸為2×6個壓力級；低壓缸為2×2×6個壓力級。配置2×50%B-MCR調速汽動給水泵，旁路采用30%一級大旁路。

2 水煤比調節對過熱汽溫的控制

超超臨界直流爐運行過程中，為維持過熱汽溫的穩定，鍋爐的燃料量與給水量必須保持適當的比例。當給水量和燃料量的比例發生改變時，鍋爐受熱面中的汽水分界面就會發生變化，從而導致過熱汽溫發生變化。因此直流鍋爐主要以水煤比調節作為汽溫調節的基本手段，以噴水減溫作為過熱汽溫的“細調”手段。上述2×1050MW機組過熱汽溫調節的原控制策略遵循原設計方的控制思路，以屏式過熱器出口溫度作為水煤比控制的中間點溫度，來實現過熱汽溫的“粗調”。水煤比控制信號加到燃料控制回路中通過燃料指令的改變達到水煤比調整的目的。鍋爐水煤比例的平衡完全由給煤量來進行調節，通過改變給煤量來調節和控制屏式過熱器出口溫度，保證鍋爐的煤水平衡，對鍋爐主蒸汽溫度進行粗調，并由二級減溫水對主蒸汽溫度進行細調。 機組汽水流程見圖1。

圖1 1050MW機組汽水流程圖

3 水煤比調節的影響因素

直流鍋爐運行過程中，汽水是一次性循環，汽水沒有固定的分界點，水煤比調節作為基本的調溫手段，受到以下多種因素的影響。

3.1 給水溫度

當鍋爐給水溫度發生改變時，受熱面中汽水分界點將發生改變。例如，當高加解列時，鍋爐給水溫度降低，鍋爐受熱面中的汽水分界點將后移，在水煤比不變的情況下，過熱汽溫將隨之大幅降低，因此當給水溫度發生變化時，必將通過對水煤比的調節輸出，改變原來設定的水煤比，才能維持過熱汽溫的穩定。

3.2 爐膛火焰中心的高度

機組在實際運行過程中，不可避免需要改變磨煤機運行的組合方式，不同的組合方式，將可能導致爐膛火焰中心發生改變。例如，當火焰中心發生上移，將導致爐膛出口煙溫上升，給水在爐膛內的吸熱量減少，鍋爐受熱面中的汽水分界點后移，在水煤比不變的情況下，加熱段與蒸發段變長，過熱段縮短，過熱汽溫將降低。

3.3 煤質變化

煤質變化是不可避免的。當煤質發生改變時，在給水量和實際給煤量保持不變的情況下，燃料在爐膛內釋放的總熱量將發生改變，從而影響主蒸汽溫度。雖然協調控制系統中設計有BTU調節控制回路，根據設計煤種的熱值和實際煤種的熱值不同，對燃料進行修正，但在BTU投入自動調節時，由于其調節過程緩慢，具有較大的滯后性，無法真正起到調節汽溫的作用。

水煤比調節控制除了受給水溫度、爐膛火焰中心高度、煤質變化影響，還受爐膛過量空氣系統、煙氣擾動及受熱面清潔度等因素的影響。當上述條件發生變化時，只有及時地通過水煤比控制調節輸出，重新調整水煤比，才能消除這些外部條件變化對鍋爐主蒸汽溫度的影響。

4 原水煤比調節控制策略缺陷分析

該1050MW超超臨界機組原水煤比控制策略采用屏式過熱器出口溫度作為中間點溫度。由于屏式過熱器出口溫度在鍋爐汽水系統位置過于靠后，將它作為中間點溫度不能快速反映水煤比的關系，具有明顯的滯后性，導致整個主汽溫調節性能較差；加上由于一級減溫水的調節作用，在控制屏式過熱器入口汽溫的同時，對屏式過熱器出口溫度產生較大的擾動，導致水煤比調節效果不太理想，使機組的主蒸汽溫度波動非常大，整個系統穩定性不理想，嚴重影響著機組的安全、穩定運行，具體體現在如下幾個方面：

(1)水煤比控制回路穩定性差，中間點溫度經常大幅波動，即使在穩定負荷時，主汽溫波動仍然頻繁，加劇了受熱面的熱應力反復變化，容易導致氧化皮脫落，增加了鍋爐爆管的可能性。

(2)由于中間點溫度調節品質差,使機組的過熱減溫水量及減溫水閥開度無法維持在合理范圍，運行人員需要不斷地手動干預。

(3)在煤質變化、啟停制粉系統、機組大幅變負荷吹灰等擾動工況下，由于水煤比調節屏式過熱器出口溫度明顯的滯后性，經常導致屏式過熱器金屬壁溫超溫。為了防止超溫，有時不得不降參數運行，影響機組運行的經濟性。

經分析，由于選取的中間點溫度不合理，位置過于靠后，不能正確反映水煤比關系，水煤比調節具有明顯的滯后性；而且屏式過熱器出口溫度容易受一級減溫水調節的干擾，極易導致原有的水煤比自動控制失調，很難對中間點溫度進行有效的控制，使機組的調節能力差，主要參數的波動大。

5 水煤比調節控制策略優化

5.1 策略優化

為了解決上述問題，必須選取在系統位置盡可能靠前、能夠正確反映水煤比關系、并且能夠消除一級減溫水的調節對水煤比控制擾動的點作為中間點溫度。通過調試試驗，建立了以低溫過熱器出口溫度為水煤比調節最優控制目標，并結合給水溫度、爐膛火焰中心的高度及煤質變化等影響因素，對低溫過熱器出口溫度設定值進行自動偏置補償，與實際低溫過熱器出口溫度形成設定偏差，讓水煤比調節回路盡快動作調節輸出；同時將減溫水流量作為水煤比控制的前饋信號，實現水煤比和減溫水調節回路的解耦控制，以維持減溫水閥門開度在合適的范圍，保證有足夠的調節裕量，更好地克服機組深度調峰低負荷下分離器進入飽和區引發水煤比失調的問題。減溫水流量對水煤比控制的前饋見圖2。

圖2 減溫水流量對水煤比控制的前饋

如果水煤比失調造成溫度偏差，僅僅通過噴水減溫來維持過熱汽溫，將進一步加劇水煤比的失調，可能導致給水過多地被用來噴水減溫，造成流經水冷壁中的工質減少，引起水冷壁金屬壁溫超溫，影響鍋爐的安全運行。因此，在某些特殊工況下，為了避免這種情況的發生以保證水煤比有更好的調節性能，增加了中間點溫度設定偏置回路。運行人員根據實際情況，通過DCS畫面上的“中間點過熱度偏置設定”來調整當前的中間點溫度的設定值，從而更好地調節煤水比，避免了水煤比控制回路失調的問題。中間點溫度手動設定偏置見圖3。

圖3 中間點溫度手動設定偏置

5.2 水煤比調節優化效果

水煤比控制策略優化后，大幅提高了水煤比調節控制回路的穩定性，且具有更好的響應速度。由于中間點溫度不再大幅波動，在控制回路中增加了將減溫水流量作為前饋信號的環節，使得一、二級減溫水控制的調節性能得到間接地改善，減溫水閥能夠保持在合理的開度，從而有效提高主汽溫的控制品質；在機組變負荷時，主汽溫在設定值為603℃時，實際主汽溫最大值為606.3℃，最小601.2℃，主汽溫的最大動態偏差<5℃，無超溫或汽溫過低現象，主汽溫的波動幅度明顯變小；汽溫不再反復波動，大幅減緩受熱面的熱應力反復變化，提高了機組運行的安全性。

水煤比控制邏輯優化后，由于主汽溫波動小，運行人員可通過適當提高汽溫設定值等手段來提高機組主汽溫的平均值，從而降低機組的供電煤耗，提高機組運行的經濟性。在變負荷過程中運行人員的干預也少了，減少了操作量，自動調節控制的投入率和控制品質均得到了提升。

6 結語

水煤比控制作為協調控制系統中的一個重要控制調節回路，是機組實現良好控制的基礎。只有選擇一個合適位置并且能夠快速反應水煤比變化的溫度點作為中間點溫度來控制水煤比，才能夠完成水煤比的準確控制。對可能影響主汽溫的因素，通過對水煤比控制回路進行進一步優化，起到提前調節的作用，保持中間點溫度穩定，才能夠穩定、準確、快速地對鍋爐主蒸汽進行有效控制，保證機組安全穩定運行。