百萬千瓦發電機組協調控制策略分析與優化

吳 吉 王偉哲 金國強 吳炳輝 郭 航 呂映斌

1.神華福能發電有限責任公司 福建泉州 362700 2.西安熱工研究院有限公司 西安 710003

1 系統概況

某電廠3號、4號機組為1 050 MW超超臨界一級再熱單軸四缸四排汽凝汽式直流汽輪發電機組,鍋爐為超超臨界一次中間再熱平衡通風對燃方式固態排渣露天布置全鋼骨架式變壓直流鍋爐,屬于單爐。汽輪發電機首尾串聯,有一臺單流高壓缸、一臺雙流中壓缸、兩臺雙流低壓缸,采用分散控制系統控制。

爐水墻分為上下兩部分。下部水冷壁采用全焊螺旋向上膜管板,螺旋水冷壁管采用內螺紋管。上部水冷壁采用全焊豎直向上膜管板,螺旋水冷壁與上部水冷壁通過過渡段水冷壁連接,中間混合過渡段為水冷壁區集箱。過熱器受熱面布置為輻射對流方式,由四部分組成:① 天棚四墻、豎井后煙道、豎井后隔墻;② 布置在尾軸后煙道內的水平對流過熱器;③ 位于爐上部的屏式過熱器;④ 位于火焰折角上方的末級過熱器。再熱器受熱面采用純對流方式布置,包括位于尾部前煙道的水平對流低溫再熱器和位于高溫過熱器后方的高溫再熱器。再熱蒸汽溫度由尾部有兩個煙道的平行煙氣擋板調節。省煤器布置在后豎井水平低溫過熱器下方,后豎井省煤器和水平低溫過熱器通過省煤器吊管吊至梁上。

采用低氮旋流HT-NR3煤粉燃燒器,應用前后墻對沖分層燃燒技術,布置在爐前、爐后三層,每層有8臺燃燒器,全爐共48臺燃燒器。上燃燒器上部設有20個燒盡風噴嘴。每臺燃燒器配備一臺機械霧化油槍,用于啟動和維持低負荷燃燒。

2 協調控制系統

協調控制系統將鍋爐和汽輪發電機作為整體來進行控制,協調鍋爐控制系統與汽輪發電機控制系統的工作,以消除鍋爐和汽輪發電機在動態特性方面的差異,使機組既能夠適應電網的負荷變化,又能夠保證安全穩定經濟運行。協調控制系統回路主要包括負荷指令處理回路、汽輪發電機主控回路、鍋爐主控回路和相關子回路。為適應機組大范圍變負荷,增強對變負荷的適應能力,協調控制系統以間接能量平衡控制為主,同時增加其它必要的調節手段,如熱值修正自適應參數控制策略等,提高協調控制系統在各種工況下對不同煤質狀況的適應性。協調控制系統邏輯圖如圖1所示。圖中,Δ表示偏差。

圖1 協調控制系統邏輯圖

3 控制方式

協調控制系統的控制方式包括基本控制方式、機跟爐控制方式、爐跟機控制方式、機爐協調控制方式四種。

3.1 基本控制方式

汽輪發電機主控、鍋爐主控均為手動操作方式,汽輪發電機及鍋爐控制指令均由操作人員盤前給定,功率、主蒸汽壓力自動控制回路被切除。基本控制方式常用于機組啟動和停止階段。

3.2 機跟爐控制方式

機組運行期間,汽輪發電機主控系統處于自動狀態,鍋爐主控系統由于操作或者在主要輔機跳閘導致快速降負荷等異常工況時切至手動,控制方式由機爐協調控制方式切換至機跟爐控制方式。在這一控制方式下,汽輪發電機主控系統調節汽輪發電機入口蒸汽壓力,鍋爐主控系統調節負荷。當汽輪發電機主控系統處于自動狀態,鍋爐主控系統切為手動時,機前壓力由機側壓力調節器自動調節,維持蒸汽壓力穩定,機組負荷由鍋爐主控系統手動調節,汽輪發電機側功率及鍋爐側壓力調節器均處于跟蹤狀態。

3.3 爐跟機控制方式

機組運行期間,鍋爐主控系統處于自動狀態,汽輪發電機主控系統由于操作或者在異常工況時切至手動,控制方式由機爐協調控制方式切換至爐跟機控制方式。在這一控制方式下,汽輪發電機主控系統調節負荷,鍋爐主控系統調節壓力。當鍋爐主控系統處于自動狀態,汽輪發電機主控系統切為手動時,機前壓力及功率調節器均處于跟蹤狀態,鍋爐側壓力調節器投入自動狀態,負荷指令跟蹤實際負荷,機組負荷由數字式電氣液壓控制系統控制。

3.4 機爐協調控制方式

機爐協調控制方式是機組的正常運行模式。負荷指令發送至鍋爐和汽輪發電機,鍋爐和汽輪發電機之間的動態能量平衡通過慣性、前饋和壓力拉動回路來控制。機組調速閥控制直接響應單元負荷指令,根據主蒸汽壓力偏差校正的單元負荷指令形成鍋爐輸入指令。通過機爐協調控制方式,單元可以穩定運行,汽輪發電機調節閥可以快速響應負載需求指令,鍋爐負載指令將快速變化。在機爐協調控制方式下,鍋爐輸入控制和汽輪發電機主控系統進入自動控制模式,所有主控制回路也置于自動控制模式,如鍋爐給水控制、燃料控制、氧量控制、鍋爐壓力控制等。

4 存在的問題

協調控制回路優化前,機組在升降負荷時,由于燃料與給水或燃料與送風匹配不當,會存在問題。當機組在高負荷段進行降負荷時,由于高負荷工況下未設計滿負荷下降前饋,導致主蒸汽壓力響應很慢,存在主蒸汽壓力先升后降情況,觸發主蒸汽壓力偏差大動作,導致負荷閉鎖,進而導致鍋爐側壓力超壓報警。機組低負荷工況下進行升負荷時,由于水煤前饋設計不合理,導致實際負荷達到目標負荷后,主再熱蒸汽溫度會大幅向下波動,進而導致主蒸汽溫度控制不穩定。

機組在自動發電控制模式下,若升降負荷速率設定較高,加之協調控制回路調節品質較差,則會導致機組快速升負荷過程中主蒸汽壓力響應很慢,無法滿足調度要求的15 MW/min升降負荷速率。為保證機組安全穩定運行,升降負荷速率通常設定為5 MW/min。在自動發電控制模式下,機組負荷指令小幅度波動時,由于機組給水、燃料加速回路參數、鍋爐主控系統前饋設計不合理,經常導致給水和燃料量波動較大,進而導致鍋爐高溫過熱器出口蒸汽溫度和再熱蒸汽溫度大幅波動,很難保證協調控制回路的調節品質。

5 協調控制策略優化

通過對協調控制回路控制策略進行分析與優化,解決協調控制系統運行過程中存在的問題。在優化中,充分利用設備特性,使機組快速響應外界負荷變化,同時保證汽輪發電機與鍋爐之間能量平衡,不斷消除運行中的各種擾動,維持主蒸汽壓力、溫度在允許范圍內,使運行參數達到最佳。當機組發生異常工況時,保證各子系統之間相互配合,切換至安全狀態,不產生嚴重后果。通過優化,提高機組協調控制系統的可靠性,改善調節品質,實現真正意義上的自動控制。

5.1 水煤比中間溫度控制

水煤比中間溫度由原設計屏式過熱器入口溫度修改為低溫過熱器出口溫度,修改原因是屏式過熱器入口溫度位于一級減溫水調門之后,水煤比調整會受到一級減溫調節的影響。與此同時,將水煤比比例積分微分控制器的比例參數由原設計600修改為120,比例增益增大,作用變強,加快水煤比校正輸出速率,提升水煤比回路對燃料指令的修正響應速率,保證主蒸汽溫度平緩、穩定調節。

以低溫過熱器出口溫度代替屏式過熱器入口溫度作為水煤比控制回路調節對象,避免一級減溫回路對水煤比調節回路的干擾,改善機組水煤比控制回路的調節品質,進而完全滿足機組深度調峰要求,克服機組深度調峰低負荷時分離器進入飽和區引發水煤比失調的問題。

合理調整鍋爐煤水的基準功能,高效、高品質實現給水和給煤調節,改善機組中間溫度和主蒸汽溫度的調節品質,盡量降低后期的調節壓力,縮短給水變化的慣性時間,加快給水變化的速率。通過找到分離器出口溫度波動與負荷變化速率之間的平衡點,在響應可變負荷過程中增加給水控制死區,死區設置實現智能化,使智能化超調指令作用于正常的鍋爐給水和給煤量指令,加快鍋爐給水和給煤的響應速率。同時充分考慮超調量對鍋爐蓄熱的影響,確保鍋爐能量動態平衡。

當汽輪發電機調節閥在最佳經濟條件下運行時,負荷控制的準確性將降低。此時,負荷控制的效果很大程度上取決于供水的響應。對此,將給水一階慣性時間參數由60修正為30,目的是加快給水響應速率。給水一階慣性時間參數見表1。

表1 給水一階慣性時間參數

5.2 給水、燃料加速回路

機組負荷變化時,為加快機組負荷響應速率,合理加大給水流量和燃料量變化,進而保證機組壓力和主蒸汽溫度是十分必要的。對于直流鍋爐而言,給水流量的變化可以迅速改變負荷。在允許鍋爐汽水分離器出口溫度發生變化的前提下,應適當改變給水流量,通過給水流量的快速響應提高單位負荷的響應速率。當然,鍋爐熱負荷的變化在客觀上滯后于電負荷的變化,因此有必要超調燃燒率,加速并增加熱負荷的產生,補充可變負荷和給水快速變化引起的鍋爐蒸汽溫度的變化。

為了進一步降低機組在低負荷下的能耗,提高調峰運行效率,需要在機組最優恒定滑動壓力運行試驗后,根據最優恒定滑動壓力運行參數優化協調控制系統。優化協調控制系統的實質是提高對負荷指令的快速響應能力,抑制受控參數的超調。為了提高協調控制系統的動態響應能力,克服鍋爐能量轉換滯后,在原鍋爐主控電路中保留供電前饋信號,并通過動態超調來加速鍋爐響應。由此,動態前饋用于補償負荷變化時鍋爐蓄熱量的變化,以及穩定時主蒸汽壓力設定值變化所需的額外蓄熱量。在滑動壓力操作模式下,動態前饋可以補償負荷和主蒸汽壓力同時變化時所需的更多熱量。

在燃料加速回路中,負荷速率5 MW/min對應的參數由0.6修正為0.5,負荷速率10 MW/min對應的參數由1.2修正為1.0,負荷速率15 MW/min對應的參數由1.8修正為1.5,目的是在變速率工況時減小燃料超調量,防止機組負荷速率變化時機組蒸汽溫度產生超調。燃料加速回路負荷速率參數見表2。

表2 燃料加速回路負荷速率參數

燃料加速回路減負荷參數見表3。其中,機組負荷指令0～900 MW對應的參數由1.4修正為1.45,目的是在減負荷工況時增大燃料超調量,快速減煤,防止蒸汽溫度超溫。

表3 燃料加速回路減負荷參數

燃料加速回路增負荷參數見表4。其中,機組負荷指令0～900 MW對應的參數由1.45修正為1.5,目的是在增負荷工況時增大燃料超調量,快速增煤,防止蒸汽溫度過低、響應變慢。

表4 燃料加速回路增負荷參數

給水加速回路變量回調速率參數由0.01修正為0.05,增大為原來的5倍,目的是在升負荷工況結束后,給水超調量回調速率加快,主蒸汽溫度下降幅度變小,主蒸汽壓力回調加快,可以解決速率參數修正前主蒸汽溫度下降幅度大,主蒸汽壓力回調慢所產生的憋壓問題。

在給水加速回路中,負荷速率5 MW/min對應的參數由0.6修正為0.25,負荷速率10 MW/min對應的參數由1.2修正為0.5,負荷速率15 MW/min對應的參數由1.8修正為0.75,負荷速率20 MW/min對應的參數由2.2修正為1.2,目的是在變速率工況時減小給水超調量,防止機組負荷速率變化時機組壓力超調,溫度大幅度下降。給水加速回路負荷速率參數見表5。

表5 給水加速回路負荷速率參數

給水加速回路減負荷參數見表6。其中,機組負荷指令0～750 MW對應的參數由1.5修正為1.6,機組負荷指令900 MW～1 000 MW對應的參數由1.6修正為1.7,目的是在減負荷工況時增大給水超調量,快速減水,防止機組憋壓,以及蒸汽溫度下降幅度過大。

表6 給水加速回路減負荷參數

給水加速回路增負荷參數見表7。其中,機組負荷指令0～900 MW對應的參數由1.45修正為1.5,機組負荷指令1 000 MW對應的參數由1.35修正為1.4,目的是在增負荷工況時增大給水超調量,快速加水,防止機組壓力響應慢,蒸汽溫度超標。

表7 給水加速回路增負荷參數

5.3 一次風壓、氧量、風煤參數

一次風壓、氧量、風煤參數修正前,機組處于變負荷工況時,經常出現風煤交叉限制保護動作,影響機組升降負荷。風煤交叉限制保護動作原理為,實際送風量對應的理論給煤量與實際給煤量偏差大于設定值時,閉鎖增大風機出力,反之閉鎖減小風機出力,保證風煤比在合理范圍內。風機出力過大,容易達到風機出力上限,會造成風機搶風異常工況發生,同時也不利于機組節能降耗。經過對機組燃料、風壓、氧量、負荷等參數歷史趨勢進行長期觀察、分析,確定最優的參數。

一次風壓參數見表8。燃料量對應的一次風壓參數修正后整體下調,目的是在機組安全穩定運行的前提下減小風機出力,降低廠用電率,提高單元機組經濟性。

表8 一次風壓參數

氧量參數見表9。鍋爐主控指令對應的氧量參數修正后整體下調,目的是在機組安全穩定運行的前提下減小風機出力,降低廠用電率,提高單元機組經濟性。

表9 氧量參數

風煤參數見表10。風煤參數修正目的是在機組處于變負荷工況時,避免出現風煤交叉限制保護動作,不影響機組升降負荷,保證機組安全、穩定、經濟運行。

表10 風煤參數

5.4 鍋爐主控指令前饋

鍋爐主控指令以負荷前饋為主導,鍋爐主控指令跟隨負荷指令變化而同步變化,以反饋控制作為穩態時的偏差修正。針對變負荷過程中給水、給煤量響應慢的問題,對鍋爐主控指令加速回路中的參數進行放大,目的是使鍋爐主控指令加速幅度加大、作用加強,間接提升給水、給煤幅度。在此基礎上,將給水加速回路參數減小,實現給水加速回路與燃料加速回路相比超調作用變弱的效果。優化后,對于機組在變負荷過程中主蒸汽溫度下降幅度大、主蒸汽憋壓的問題,在線試驗效果較好。

考慮到鍋爐側相對汽輪發電機側慣性大的特點,為加快機組負荷響應速率,本次策略優化對鍋爐主控指令增加減溫水流量擾動前饋修正、變負荷前饋修正、壓力偏差前饋修正,依次如圖2、圖3、圖4所示。圖中,H/L表示上、下限值。

圖2 鍋爐主控指令增加減溫水流量擾動前饋修正

圖3 鍋爐主控指令增加變負荷前饋修正

圖4 鍋爐主控指令增加壓力偏差前饋修正

5.5 鍋爐減溫控制策略

以鍋爐側一級減溫控制回路為例進行分析。原設計一級減溫控制回路僅考慮調節屏式過熱器入口溫度控制,設計思路比較局限。經過控制策略改進,兼顧調節屏式過熱器入口溫度、出口溫度和屏式過熱器金屬壁溫,以屏式過熱器入口溫度為主要調節對象,以屏式過熱器出口溫度與屏式過熱器金屬壁溫作為輔助,進行調節。當屏式過熱器金屬壁溫變化較快或升高達到預設報警值時,屏式過熱器金屬壁溫控制修正回路發揮調節作用。在主蒸汽溫度控制穩定的前提下,對屏式過熱器金屬壁溫進行調節,可以及時控制屏式過熱器金屬壁溫,避免屏式過熱器金屬壁溫出現超溫現象,實現預先判斷、提前調節的減溫回路智能化調節。二級減溫、再熱器減溫控制策略優化思路同一級減溫控制。所增加的一級減溫屏式過熱器金屬壁溫前饋修正如圖5所示。

圖5 一級減溫屏式過熱器金屬壁溫前饋修正

6 協調控制系統運行效果

協調控制系統及子系統控制回路在調試的基礎上又進行了多次分析與優化,優化后的協調控制回路投用后,取得了良好的控制效果。機組自動發電控制模式下變負荷動態如圖6所示,可以看出機組負荷速率設定為1.5%時,機組主蒸汽壓力、高溫過熱器出口溫度的超調量均比較小,參數調節比較穩定。機組協調控制模式下變負荷動態如圖7所示,可以看出機組負荷速率設定為1.0%時,機組給水、給煤、主蒸汽壓力、主蒸汽溫度等參數都在允許范圍內波動。從試驗數據和運行過程分析判斷,機組協調控制系統的穩態特性和抗擾動性能較好,達到了熱工監督規程的技術規范要求,滿足DL/T 657—2015《火力發電廠模擬量控制系統驗收測試規程》相關要求。由此,機組的協調控制達到了較高的水平,可以保證機組安全、穩定運行,也為自動發電控制功能投入創造了有利條件。

圖6 機組自動發電控制模式變負荷動態

圖7 機組協調控制模式變負荷動態

自動發電控制系統經過協調策略改進后,引入動態前饋、超前調節、目標差距動態調整等功能,完全能夠滿足自動發電控制運行的要求,調節速度優于指標,變負荷速率達到15 MW/min。

協調控制系統經過協調策略改進后,引入動態前饋、輔助調節功能,同時引入目標負荷、目標壓力差距動態調整等功能,完全能夠滿足DL/T 657—2015標準的要求,調節速度達到指標,變負荷速率達到15 MW/min。

7 結束語

筆者對百萬千瓦發電機組協調控制策略進行了分析與優化。水煤比中間溫度控制策略的改進,消除了一級減溫水調節對水煤比控制的影響,同時加強水煤比比例積分微分控制器的比例增益作用,加快水煤比校正輸出速率,提高水煤比回路對燃料指令的修正響應速率。增減負荷時通過給水、燃料加速回路修正和鍋爐主控前饋優化,有效克服了直流鍋爐慣性大的特點,保證了汽輪發電機和鍋爐系統調節的同步性。

增加一級、二級減溫水溫度控制屏式過熱器金屬壁溫前饋修正回路,提升屏式過熱器金屬壁溫自動調節品質。在主蒸汽溫度控制穩定的前提下,對屏式過熱器金屬壁溫進行調節,及時控制屏式過熱器金屬壁溫,避免屏式過熱器金屬壁溫出現超溫現象,實現預先判斷、提前調節的減溫回路智能化調節。

超超臨界直流機組具有多輸入、多輸出、耦合性強、非線性等特點,隨著電網對機組指標要求的提高,協調控制系統同樣具有更高的要求。只有在機組調試及運行階段精心整定系統參數,反復分析與優化,才能滿足機組快速響應負荷的要求。在自動發電控制模式和協調控制模式下,從變負荷動態圖可以看出,通過協調控制策略,機組在變負荷時主蒸汽溫度偏差、壓力偏差能夠滿足DL/T 657—2015標準的相關要求,并且快速響應負荷需求,保證安全穩定運行。