350 MW超臨界供熱機組協調控制系統優化

呂頡東，楊 康，祝建飛，陳顯輝，田際春，沈建峰，馬治元

(1.申能吳忠電廠有限責任公司，寧夏 吳忠 751100；2 上海明華電力科技有限公司，上海 200090；3 東方汽輪機有限公司，四川 成都 618000)

近年來，西北電網新能源裝機容量迅速增長，發電量占比超過40%，已成為全網第二大裝機電源，僅次于火電[1]。但新能源波動性大、隨機性強的特征給電力系統安全帶來了巨大挑戰[2]。為促進新能源消納，保障電網安全穩定運行，西北地區的供熱機組普遍參與電網調頻調峰服務。

在供熱機組參與電網調頻調峰方面，對調峰范圍、電熱特性及經濟性分析等研究較多。如文獻[3]根據等效熱降理論建立了熱力數學模型并依此確定了供熱機組的調峰范圍；文獻[4]介紹了不同類型供熱機組的電熱特性，提出了利用供熱蓄熱提高機組靈活性的方法；文獻[5-8]分析了高背壓熱電機組的運行特性及經濟性，提出了對供熱機組滑壓、背壓及熱網溫度進行優化的方法。但這些研究均屬于對供熱機組靜態特性的研究范疇，而在此基礎上對機組控制系統的優化研究及應用相對較少，并且其中多數僅利用供熱負荷對協調控制系統進行優化[9-10]，具有一定的局限性。

供熱機組采暖期與非采暖期的機組特性差異明顯，而控制系統自適應能力較差，采暖期機組煤水風配比失調問題較為突出，使滿足電網調頻調峰需求的壓力較大。此外，目前燃煤電廠普遍面臨嚴峻的降本增效形勢，為了節約燃料成本，配煤摻燒成為多數電廠的選擇。供熱機組采用多煤種配煤摻燒方式時，實際入爐煤熱值不僅與設計熱值偏差較大且波動頻繁，傳統熱值校正策略難以及時、準確調節，煤、水、風失調情況嚴重，控制系統調節品質不佳，金屬壁溫易超溫，影響機組安全穩定運行。

本文針對供熱機組控制系統存在的這些問題，提出一套適應供熱機組運行特性的協調控制優化策略，并成功應用在吳忠電廠兩臺350 MW超臨界供熱機組中。

1 協調優化控制策略的設計

1.1 分層熱值校正技術

傳統的BTU熱值校正僅設置一個總熱值修正系數，對于分層摻燒不同熱值煤種而言，不能及時應對熱值發生擾動的過程[10]。分層熱值控制策略充分利用各層磨組煤熱值、煤量等信息，使得熱值控制更加精細準確。分層熱值原理示意圖如圖1所示。

圖1 分層熱值原理圖

分層熱值控制與傳統的熱值校正并不沖突，從圖1中可以看出，最終的熱值校正系數REALCAR’=REALCAR×REALCAR_ave，REALCAR為原熱值校正系數，REALCAR_ave為平均熱值系數。平均熱值系數反映了各層磨組煤量及煤種熱值變化對實際入爐煤熱值的影響，其計算方法如下所示：

(1)

式中ma——A層煤量，kg；ra——A層熱值，MJ/kg，其他煤層以此類推；r0——分層熱值設計的標準熱值，(MJ/kg)，與鍋爐主控前饋函數對應的熱值一致。

1.2 供熱量及背壓修正技術

采暖期機組協調控制系統適應性較差的本質原因在于，供熱抽汽及高背壓使得機組的鍋爐負荷與電負荷不匹配，以電負荷為設計基準的協調控制系統無法實現機組運行過程中的煤量、給水量及風量的有效配比。因此，本文從該角度出發，利用供熱量及背壓參數對協調控制系統修正，解決采暖期鍋爐負荷與電負荷不相匹配的問題。

在采暖期，供熱抽汽導致汽輪機內做功蒸汽大幅減少，鍋爐負荷與電負荷偏差較大，此時將供熱抽汽量折算成供熱負荷，疊加到以電負荷為基準的協調控制上。供熱負荷折算方法為各級供熱抽汽參數下，假想供熱抽汽在汽輪機內的做功值，具體計算方法如下所示：

(2)

式中E——供熱折算負荷，MW；i——第i級供熱抽汽；Ki——第i級供熱抽汽折算負荷的線性修正系數；hi——第i級供熱抽汽焓值，kJ/kg；hp——排汽焓值，kJ/kg；Di——第i級抽汽流量(t/h)。

機組凝汽器背壓運行值在采暖期及非采暖期存在較大差異，相同入口蒸汽參數下的汽機效率、機組電負荷等指標偏差較大。根據凝汽器背壓變化對機組效率、電負荷的影響，對鍋爐主控、BTU及壓力設定值進行修正。現以供熱折算負荷及凝汽器背壓對爐主前饋的修正為例進行具體說明，如圖2所示。圖2中假設了原始負荷—爐主前饋曲線為簡單的線性函數，以便直觀說明。

圖2 供熱折算負荷及背壓修正示意圖

相同初始機組電負荷P1下，未經過修正的爐主前饋為BMFF1，經過供熱負荷及背壓修正后的爐主前饋為BMFF4。當機組電負荷從P1變化到P2時，經過修正后的爐主前饋變化至BMFF4′，即爐主前饋變化了△BMFF4，相較于修正前的前饋變化量△BMFF1更加準確，從而減輕了變負荷過程鍋爐主控PID的修正作用，避免了鍋爐主控輸出的大幅度波動，提高了機組變負荷性能。

1.3 鍋爐燃燒率控制優化

針對吳忠電廠優化前機組協調控制系統存在的前饋函數不準確，熱值校正、氧量自動控制回路缺失及給水控制回路調節品質不佳等問題分別進行了優化。

1.3.1 前饋函數優化

機組進行多煤種摻燒后，實際燃用煤的熱值與原設計熱值偏差較大，協調控制系統中鍋爐主控、給水控制及送風控制回路中的前饋函數均需根據實際熱值進行調整優化，以確保變負荷過程中前饋量的相對準確。通過不同負荷段機組穩態工況時的煤量、給水量、送風量及當天煤質熱值信息對前饋函數重新進行了設置。

1.3.2 熱值、氧量及給水控制子回路優化

機組熱值校正回路參照圖1中的分層熱值校正控制策略進行設計，其中機組負荷-燃煤量函數關系與鍋爐主控前饋函數一致，標準熱值與鍋爐主控前饋函數對應的熱值一致。

氧量控制回路的優化根據當前煤質下的機組特性重新設置了機組負荷-氧量曲線，并通過控制參數的調整，實現氧量校正系數對總風量的自動修正。

給水控制子回路根據不同負荷段的變負荷特性，對給水慣性時間進行了優化，兼顧過熱度、主汽壓力波動及機組負荷響應能力。同時，在分離器出口溫度(即過熱度)調節方面，適當弱化變負荷時過熱度修正對水、對機組負荷響應造成的反向效應。在此基礎上，另增加了減溫水對過熱度設定值的自動修正作用，使過熱度調節與爐內熱量分配相匹配。

1.4 智能化超調控制技術

鍋爐側的變負荷超調采用了智能化的處理方法，不以單一因素決定變負荷超調量的大小，而是綜合考慮了變負荷速率、變負荷幅度、負荷指令、實際負荷及主汽壓力等因素的影響。通過參數的變化趨勢判斷鍋爐蓄熱情況，經過智能計算后得出最終的變負荷超調量，并結合不同負荷段煤水風配比特性將超調同步送至給煤、給水及送風控制子回路中。智能超調控制策略的示意圖如圖3所示。

圖3 智能超調控制策略示意圖

智能變負荷超調不僅及時平衡了動態過程中的鍋爐蓄能盈虧，并且實現了動態煤、水、風的合理配比，從而確保機組變負荷過程中參數的安全穩定。此外，變負荷時的超調持續時間根據機組負荷、汽溫、汽壓等熱力參數的變化進行智能判斷，保證了變負荷結束后機組能量的相對平衡。

2 實施效果

經過控制邏輯設計、組態實施及參數調優，實現了適應供熱機組運行特性的協調控制優化策略在吳忠電廠350 MW超臨界供熱機組上的成功應用。新控制策略實施后，機組AGC變負荷參數控制品質明顯提升，也減少了運行人員手動干預，提高機組自動控制性能。

在機組快速響應AGC指令變化的同時，需要關注汽溫、汽壓、過熱度、金屬壁溫等重要參數的變化趨勢。圖4及圖5分別對比了優化前后非采暖期、采暖期兩個時期的機組參數變化趨勢。

圖4 非采暖期機組參數對比

圖5 采暖期機組參數對比

圖4(a)優化前非采暖期大幅度變負荷過程中，機組負荷從238 MW降至130 MW，主汽壓力最大偏差為2.9 MPa，接近壓力閉鎖限值(3.0 MPa)；主汽溫波動幅度在14℃內；再熱汽溫波動幅度在24℃內；過熱度在2℃～61℃之間變化；圖4(b)優化后非采暖期大幅度變負荷過程中，機組負荷從275 MW降至208 MW，主汽壓力最大偏差為2 MPa；主汽溫波動幅度在12℃內；再熱汽溫波動幅度在14℃內；過熱度在13℃～44℃之間變化；屏過后最高壁溫為578℃，未超過報警值。對比來看，優化后非采暖期機組變負荷過程中的主汽壓力偏差、過/再熱汽溫、過熱度的波動幅度明顯減小，且金屬壁溫未出現超溫現象。

圖5(a)優化前采暖期大幅度變負荷過程中，機組負荷從309 MW降至240 MW，主汽壓力最大偏差為2.18 MPa；主汽溫波動幅度在17℃內；再熱汽溫波動幅度在22℃內；過熱度在20℃～41℃之間變化；圖5(b)優化后采暖期大幅度變負荷過程中，機組負荷從312 MW降至228 MW，主汽壓力最大偏差為1.61 MPa；主汽溫波動幅度在8℃內；再熱汽溫波動幅度在15℃內；過熱度在20℃～48℃之間變化。對比來看，優化后采暖期機組變負荷過程中的主汽壓力偏差、過/再熱汽溫等參數的波動幅度明顯減小。

綜合圖4及圖5可見，優化后機組在非采暖期及采暖期的參數穩定性大幅度提高，AGC投運效果明顯，變負荷性能得到了明顯提升。

3 結語

供熱機組進行多煤種摻燒及參與電網調頻調峰服務已成為必然趨勢，本文針對其控制系統存在的問題，提出了一套適應供熱機組運行特性的協調控制優化策略，并成功應用在吳忠電廠兩臺350 MW超臨界燃煤供熱機組中。優化策略實施后，機組在非采暖期及采暖期均能實現煤、水、風的有效配比，汽溫、汽壓等參數穩定性提高，運行人員對煤量、給水量及送風量的干預明顯減少，機組AGC變負荷性能明顯提升，取得了令人滿意的效果。該控制策略對于同類型供熱機組的協調優化起到較好地示范指導作用，有著廣泛的市場應用前景。