600 MW火力發電機組協調系統優化及合理調節研究

(山西漳電大唐塔山發電公司，大同 037001)

0 引 言

當前我國電網建設規模逐漸擴展，人們用電需求增加，電力企業更要重視電力輸送的品質，確保供電穩定安全。傳統的電力管控系統發展較為緩慢，無法滿足當前供電系統規模，這便需要對發電機組的協調系統進行優化，通過優化控制邏輯，改進負荷控制等方式，從而降低經營成本，確保供電安全穩定。

1 機組概況

以某地600 MW火力發電機組為例，鍋爐采用亞臨界中間再熱控制循環爐，配備六套正壓直吹式制粉系統；汽機采用四缸四排單軸凝汽式汽輪機；DCS的型號為INFI-90，具有DAS、FSSS、SCS等功能；ETS由西門子生產的S5PLC構成，汽機旁路采用AV6+控制系統。該機組的運行方式為：以燃煤為主要燃料，在制粉系統中將煤變成粉末狀，利用配風運送到鍋爐之中，再利用產生的熱能將水轉變為蒸汽，在蒸汽作用下驅動汽輪機使其高速運轉，由此推動發電機轉動，并反復切割磁力線形成電力，實現火力朝著電力的轉換。上述環節的連接需要做好各設備的協調工作，促進發電系統正常運轉。

2 機組協調系統運行問題

2.1 主控氣壓響應緩慢

在該機組工作中，在提高目標負荷時應對調門開度進行調節。當指令強度增加時，整體機組延遲性發生變化，且鍋爐燃燒需要一定時間，由此產生的延遲對熱量的監控準確度產生不良影響，無法做到及時反饋，難以準確掌握實時燃燒狀態；當升降負荷時，升速率會發生改變，負荷指令前饋輸出固定值，如若單純憑借汽輪機能量需求信號、熱量信號差值改變燃料量，將導致壓力響應速度降低，穩態偏差也很難被迅速消除，引發主控氣壓響應緩慢問題。

2.2 負荷響應緩慢

該機組內部汽輪機符合響應緩慢、機前壓力波動量之間存在矛盾關系。當負荷提升時，應使負荷響應速度得到保障，這便要求提高調門的調節速度，并利用鍋爐蓄熱，但此舉將致使主汽壓力迅速降低。要想保障該項指標平穩，便無法使負荷響應速度達到標準，使鍋爐燃燒與蒸汽量更加穩定。通常情況下，可通過適當犧牲負荷響應速度的方式，使主蒸汽壓力穩定度得到保障。但是，在AGC投入運行后，網調更注重負荷響應速度，因此勢必要對原本控制策略進行優化，不但使主蒸汽壓力波動量得到保障，還要確保AGC與負荷響應速度相符[1]。

3 機組協調系統優化與調節措施

3.1 理論基礎

該機組通過燃燒的方式，使燃料在化學反應下形成蒸汽驅動發電機運轉，由此產生電能。在此過程中，燃煤在制粉系統的作用下變成煤粉，經過鍋爐一、二次風系統配風后投入鍋爐中燃燒，將低溫的水轉變為高溫蒸汽，再在汽輪機內部驅動汽輪機，以3 000轉/min的速度促進發電機旋轉切割磁力線，實現動能與電能間的轉換。在此過程中，對機組負荷調節性能具有決定性作用的因素為：制粉系統類型、汽包類型、主汽調門特點、爐內熱量交換特點等等。在該機組中采用的是HP963型號的直吹式制粉系統，通過給煤機運送磨煤機磨成煤粉后，由一次風送入鍋爐之中。鍋爐的功能在于通過燃燒的方式，將煤從化學能變成熱能，通過煤量與送風量的變化，對高溫高壓蒸汽數值進行調整。本文重點分析鍋爐燃燒能量轉換，用以下傳遞函數表示：

式中，Bm代表的是燃料量；Ts代表的是蒸汽流量。在該機組的汽機中，主要包括高中低壓缸，其中高壓缸為單缸，中低壓缸為對缸設置。主蒸汽通過汽輪機主汽門、調門進入調節級后開始做功，排汽進入鍋爐后再熱器后進入中低壓缸做功，最后排入凝汽器中冷凝成與環境溫度相關的水、熱量，并經過循環冷卻水帶走。在該機組中，可通過2臺冷卻水塔冷卻，用汽設備流通阻力關系式為：

式中，Rt代表的是動態流通阻力系數；Kt代表的是調節閥靜態放大系數；μt代表的是調節閥開度。

3.2 改進措施

3.2.1 縮小制粉系統延遲

根據上文分析可知，因蒸汽熱量很快便可轉變為電負荷，機組負荷對鍋爐相應速度具有決定作用，屬于延遲較大的高階慣性環節，與鍋爐類型、制粉系統息息相關。因該廠采用爐跟機為基礎的協調控制模式，在調門快速響應AGC指令時，由主汽壓力變化幅度對煤量增減進行動態掌控。在此基礎上，制粉系統延遲對主蒸汽變化產生較大影響。在AGC投用后，負荷指令并非為平滑曲線，而是為鋸齒狀波動，在鍋爐穩定狀態下，如若過度調節制粉系統延遲，將使PID控制器積分作用提升，導致系統震蕩。對此，可增加磨煤機熱風門超調功能。在加負荷過程中，煤量迅速提升，此時超調開大磨煤機熱風門，使設備內的存粉被迅速吹出，此時負荷指令降低沒有明顯變化。同樣的道理，當負荷降低時，熱風門超調關小，粉量由此降低。風量超調環節使鍋爐負荷發生改變的基礎上，迅速超調熱風門，可使磨煤機出粉速度超過供粉速度[2]。

3.2.2 超調功能優化

因該機組為直吹制粉系統，從客觀角度來看具有較大負荷延遲，這就需要對煤量進行適量的超調，不但使AGC指令增加后的煤量得以彌補，還需要更多煤量回復主汽壓力。超調的煤量增加，則持續時間縮短，主汽壓力波動范圍縮小，但對鍋爐擾動程度增加；而超調煤量較小，持續時間應延長。在原本控制邏輯中，采用主汽壓力的微分機組對壓力變化進行控制。在加負荷狀態下，調門開大，主汽壓力與預定值相比差值為△P，當鍋爐指令增加后，應適當對其超調，直到歸路負荷大于電負荷后，主汽壓力回升到預定值，即△P的數值為0，此刻超調量也清零。如若△P的數值與所需量相近，可適當縮小超調幅度。但因該機組處于429MW以內，負荷段可采取滑壓運行的模式，在低負荷情況下，主汽壓力應隨著負荷變化而發生改變，且具備一定的耦合效應。對此，在本次優化中應在原本協調系統的基礎上，采用與AGC負荷指令相對的煤量作為前饋信號。

3.2.3 負荷控制改進

協調系統的TM可對汽機調門開度進行控制，汽機側PID調節單位輸入It超過0時，TM調門開大，當It的數值小于0時，則TM調門關小，因此PID的調節作用較強，可加速系統平衡，也就是It的數值為0。在優化后的協調控制系統中，汽機側控制模式間根據狀態不同發生改變，即“加負荷”“穩定”“減負荷”三種。與常規爐跟機相比，穩態與原協調方式一致。在汽機加負荷狀態下，當△P數值處于0到m之間時(m為常數，本文取0.4 MPa)，則N的數值與N0相同，其中N為電負荷，N0為負荷指令。可見，在加負荷狀態下，主汽壓力降低到特定數值時，電負荷與負荷指令具有正比關系，與電網加負荷速率要求相符；當△P的數值小于0時，則N>N0，說明如若主汽壓力數值固定或者偏高，電負荷便會超過負荷指令，使負荷速率加快；當△P超過m時，則N

3.3 效果分析

針對原本方案中的不合理之處，在升降負荷過程中，通過負荷指令前饋作用與汽機主控指令相加的方式，使負荷得以改變；再利用PID對負荷進行細致調節，這樣不但可提高負荷響應速度，還可節約更多超調時間。將熱量信號重新校正后，使各項參數得到優化，熱量信號也變得更為精準可靠。在優化完畢后，網調對該廠的一次調頻進行驗收。在一次調頻驗收中，將調頻指令的最大值設置為±24NIW，對負荷響應速度、燃燒量、主汽壓力等關鍵參數進行觀測。優化結果為：在一次調頻瞬間升降24NIW負荷中，主蒸汽壓力波動的最大值為±25 MPa，燃料量變化值為±26，實際負荷響應速度加快，各項指標均與網調相關規定相符；在AGC驗收中，投入AGC，分別開展升降40NI認負荷擾動試驗，該試驗速率為6NIW，對實際負荷響應速度、主汽壓力、燃燒量等指標變化進行觀察。優化結果為：與以往相比，各項指標經過優化后更加符合現實要求，有助于電力品質提升，促進供電系統的穩定運行。

4 結束語

綜上所述，火力發電機協調系統具有發電率高、經濟性強、安全穩定等特點，為了滿足當前供電新要求，對該系統進行優化調節顯得十分重要。在實際應用中，要求采用反偏差函數法對負荷壓力耦合問題進行解決，減少不良因素對系統運行產生的干擾，最大限度的降低反應延遲，使反饋速度得以提升，數值更加精準可靠。將優化后的系統投入到工作中，可使供電品質更加良好，用戶的供電需求得到充分滿足。