660 MW超超臨界機組協調控制系統優化

葛舉生，劉 瀟，王兆舜，谷 偉，劉 舟

(國電南京自動化股份有限公司，南京 210032)

火電廠超超臨界機組控制系統的動態特性復雜，是典型的包含3個輸入變量和3個輸出變量的多變量控制系統，其輸入變量包括燃料量、給水量、汽輪機調節閥開度，輸出變量包括負荷、主蒸汽壓力、主蒸汽溫度[1]。由于超超臨界機組直流爐的運行方式特點和大范圍的變壓控制，使其被控對象具有多變量強耦合和強烈的非線性、時變性等控制特點，并且直流爐的蓄熱能力小、制粉系統的滯后性大嚴重制約了鍋爐和汽輪機間的協調控制。因此，在設計超超臨界機組協調控制策略時，應能最大限度地利用蓄熱，盡量克服純延時、大滯后環節對控制系統穩定性的影響，加快鍋爐側的動態響應，實現鍋爐與汽輪機的同步協調動作[2-3]；同時，實現鍋爐各關鍵子系統的解耦控制，以滿足既能快速響應電網自動發電控制(AGC)及一次調頻控制的要求，又能在各種運行工況下具有自適應能力，保證關鍵運行參數穩定可靠，實現全程控制優化。

針對某火電廠660 MW超超臨界機組協調控制系統存在的問題，利用機組分散控制系統(DCS)進行升級改造的機會，分三個層級對協調控制系統進行全面優化，主要內容為：第一個層級是針對電網“兩個細則”考核的AGC及一次調頻控制優化；第二個層級是針對鍋爐主控、汽輪機主控的機組級控制優化；第三個層級是針對燃料控制、風煙控制、汽溫控制等關鍵子系統的控制優化。

1 機組主要設備

某660 MW超超臨界機組的鍋爐為HG-2060/26.15-YM2型超超臨界變壓運行直流爐，采用П形布置、單爐膛、低氮氧化物(NOx)型燃燒器、墻式切圓燃燒方式，爐膛采用內螺紋管垂直上升膜式水冷壁、循環泵啟動系統、一次中間再熱。同時，鍋爐采用平衡通風、緊身封閉、固態排渣、全懸吊結構。

汽輪機型號為N660-25/600/600超超臨界、一次中間再熱、單軸、三缸四排汽、雙背壓、純凝汽式汽輪機。最大連續功率為709.291 MW，額定功率為660 MW。機組采用復合變壓運行方式，汽輪機有八級非調整回熱抽汽。

發電機為QFSN-660-2-22型汽輪發電機，是由汽輪機直接拖動的隱極式、二極、三相同步發電機。

機組原控制系統采用Symphony系統，已運行十余年，隨著運行時間的增加，暴露了許多問題。因此，將其改造為maxCHD系統，系統投運后，機組運行穩定可靠。后續的優化研究均基于maxCHD系統。

2 原協調控制系統問題

原協調控制系統采用以鍋爐跟隨為基礎的間接能量平衡協調控制策略。該控制策略以并行前饋控制為主、主蒸汽壓力偏差比例積分微分(PID)調節的閉環校正為輔，鍋爐主控負責維持主蒸汽壓力，汽輪機主控負責控制機組負荷。機組負荷指令同時送至鍋爐側和汽輪機側控制系統，使鍋爐的輸入能量與汽輪機的輸出能量相匹配，確保汽輪機調節閥在快速響應負荷指令的同時快速地改變鍋爐負荷指令，將主蒸汽壓力維持在設定范圍[4]。根據機組運行工況，形成機爐協調控制方式、鍋爐跟隨控制方式、鍋爐輸入控制方式、鍋爐手動控制方式，機組正常運行時以機爐協調控制方式為主。

機爐協調控制是目前超超臨界機組中應用比較多同時也是比較成熟的方案，但是隨著機組工況和煤質的變化，其被控對象的動態特性變得越來越差，并且被控對象的滯后性、非線性和時變性等特征越來越明顯，導致機組在運行中漸漸暴露出許多問題。主要表現在以下幾個方面：

(1)主蒸汽壓力波動大。機組投入AGC方式運行時，在10 MW負荷的擾動下，主蒸汽壓力偏差最大可達到2 MPa，燃料質量流量變化幅度達到40 t/h。機組燃料量大幅波動導致主蒸汽壓力控制偏差增大，將機組負荷連續升至540 MW以上時，會出現主蒸汽壓力超過30 MPa的現象，機組的安全穩定運行受到嚴重影響。即使AGC指令不變，主蒸汽壓力和溫度等關鍵參數也無法穩定且波動較大。

(2)超超臨界機組在控制上，不能有效區分動態過程和穩態過程，并且不能有效滿足在不同負荷變化率、不同負荷變化幅度、升負荷、降負荷等狀態下，機組的安全穩定運行要求。在動態過程特別是在負荷頻繁波動的狀態下，當前的變負荷前饋方案，不能很好地快速實現鍋爐和汽輪機之間的能量平衡。

(3)汽溫自動調節品質較差，超前調節性能差，并且減溫水調節閥調節特性不好，汽溫在上升過程中存在蒸汽超溫現象，導致減溫水調節閥調整幅度過大，汽溫大幅度波動。

(4)爐膛負壓調節品質較差，在變負荷過程中爐膛負壓波動大。

(5)連續降負荷時，爐膛風量、氧量下降過快且過多，需要手動頻繁調節；氧量控制未投入自動，易造成風煤比失衡，影響鍋爐燃燒效率和汽溫控制品質。

(6)磨煤機熱風擋板調節品質較差。當熱一次風量不能滿足要求(實際熱風量低于熱風量指令)時，熱風擋板自動開大至全開，出口溫度逐步上升至90 ℃以上，需要手動調整。如果調整不及時，存在磨煤機出口溫度高導致跳閘或者磨煤機爆燃的風險。

3 協調控制系統優化

為提高機組的協調控制品質，使各子系統性能穩定、各調節參數波動小，必須對協調控制系統及各子系統進行優化。因此，在該機組進行DCS升級改造時，對AGC及一次調頻、鍋爐主控、汽輪機主控、自適應變負荷前饋、燃料控制、風煙控制、汽溫控制等關鍵系統進行全面優化。

3.1 AGC及一次調頻優化

主蒸汽壓力-一次調頻負荷下限的函數關系見表1。

表1 主蒸汽壓力-一次調頻負荷下限的函數關系

根據表1所采取的相關優化措施如下：

(1)增加AGC下負荷快速動作回路，提高其速率及精度。

(2)增加AGC與一次調頻反向調節閉鎖邏輯。當AGC與一次調頻反向時，閉鎖AGC變化(最多60 s)；當一次調頻信號消失后，AGC正常動作。當一次調頻負荷≥20 MW時，AGC指令持續閉鎖；當一次調頻負荷<20 MW時，AGC指令取消閉鎖。

(3)增加主蒸汽壓力-一次調頻負荷修正邏輯。當主蒸汽壓力高于額定壓力時，根據當前壓力動態修正一次調頻降負荷幅度，避免高負荷情況下一次調頻大幅度動作引起系統超壓。

3.2 鍋爐主控控制策略優化

原鍋爐主控控制策略前饋簡單，僅包含負荷指令靜態前饋及負荷指令微分前饋，過程中監視的變量少，不適用于燃燒狀況多變、負荷快速增減的工況。為提高鍋爐對各種工況下壓力調節的快速響應性，進行如下優化：(1)重新確定負荷-給煤量-給水量的函數，保證不同負荷下，給煤量、給水量基準值的準確性；(2)構造多維壓力偏差前饋回路(見圖1)。

圖1 多維壓力偏差前饋回路

多維壓力偏差前饋的主要內容為：

(1)增加壓力偏差微分前饋回路。變負荷初期減弱微分作用，避免因汽輪機調節閥快速動作造成煤量過調；待響應時間過后增強微分調節，保證動態過程中壓力的快速調節；同時，根據壓力反饋時間將微分函數拆為多個部分，用于提高不同壓力偏差的變化速率下調節的快速性。

(2)增加壓力偏差大調煤回路。當壓力偏差大(超過±0.75 MPa)或絕對壓力高(大于25.6 MPa)時，額外調節鍋爐能量輸入，提高鍋爐響應能力。

(3)增加靜態壓力偏差小修正回路。當主蒸汽壓力偏差小(不超過±0.3 MPa)且變化速率較小時，額外增減調節鍋爐輸入能量，提高壓力調節特性，補償鍋爐主控壓力調節器調節緩慢的現象。

增加鍋爐主控指令閉鎖回路。當所有自動給煤量達上限(質量流量為80 t/h)或壓力偏差達上限(1.5 MPa)時，閉鎖鍋爐指令增加；當所有自動給煤量達下限(質量流量為15 t/h)或壓力偏差達下限(-1.5 MPa)時，閉鎖鍋爐指令減小，避免下游子回路受限引起鍋爐主控積分飽和的現象。

(4)主蒸汽壓力設定值回路增加“動態等待”功能。當壓力變化與負荷變化反向時，生成變壓速率增益，并將其與原有壓力變化率相乘，減弱壓力設定值變化率，待鍋爐大慣性時延后壓力回調時，恢復壓力變化率，使得生成的壓力設定值和機組實際蓄熱水平的變化相匹配，避免變負荷初期壓力設定值與實際值偏差過大，造成煤量過調。

3.3 汽輪機主控控制策略優化

(1)增加主蒸汽壓力偏差拉回回路。當主蒸汽壓力偏差>0.8 MPa時，根據壓力偏差的正負(即壓力的變化方向)改變負荷設定值，減弱汽輪機調節閥對壓力的影響，避免壓力偏差大時調節閥持續動作進而造成壓力調節惡化；當主蒸汽壓力>25.5 MPa時，增加汽輪機主控負荷設定，開大調節閥以降低主蒸汽壓力，避免鍋爐超壓；在其他工況下，減弱壓力偏差拉回回路作用，保證負荷響應及時、準確，提高調節的抗干擾特性。

(2)增加一次調頻對壓力偏差拉回回路的閉鎖功能。當一次調頻動作時，壓力偏差拉回回路輸出保持，保證一次調頻的控制精度。

(3)增加機爐協調控制方式下汽輪機主控指令自動下限(將下限設為30%)，避免因汽輪機主控指令關閉過小造成汽輪機調節閥關閉的現象。

(4)優化調節參數，增加變參數調節。對汽輪機調節閥的單閥及順序閥方式時汽輪機主控比例積分(PI)參數分別進行整定，優化調節品質，增強汽輪機主控的自適應能力。

3.4 自適應變負荷前饋回路優化

在機組升降負荷的過程中，燃料的化學能轉換到電能的過程中存在著諸多滯后環節，需要利用前饋動態補償鍋爐的蓄熱，這對快速響應電網調度的負荷要求起到根本性的作用[5-6]。

重新構造自適應變負荷前饋回路。根據升負荷、降負荷、變負荷速率、變負荷幅度、實際主蒸汽壓力、主蒸汽壓力偏差及主蒸汽壓力偏差變化趨勢構造自適應變負荷前饋回路(見圖2)。

圖2 自適應變負荷前饋回路

變負荷初期，該前饋量迅速變化，以快速補償鍋爐的熱慣性；變負荷結束時，該前饋量可根據主蒸汽壓力偏差的變化提前結束或延遲結束，保證鍋爐輸入及輸出能量的穩定。為使變負荷結束時的主蒸汽壓力快速收斂，并且盡可能保證鍋爐與汽輪機之間的能量平衡，對不同負荷段、不同變負荷速率、不同變負荷幅度所帶來的熱慣性進行相應的釋放。其中：變負荷速率對應的函數確定了前饋動作；主蒸汽壓力偏差對應的函數確定了進行速率控制的時間。同時，根據負荷指令變化區間將前饋回路拆分為4個部分，用于提高多種負荷調節需求下的調節快速性，并且減少煤量的波動。當鍋爐閉鎖信號發生時，同向閉鎖變負荷前饋調節輸出，避免煤量過調或欠調現象的發生。

該前饋量作用至燃燒系統、風煙系統、給水系統、減溫水系統等，可以提高變負荷時各子系統的動態響應能力。

3.5 燃料控制策略優化

燃料控制主要從熱值校正回路、磨煤機熱風控制及燃料主控變參數的方面進行優化，具體為：

(1)熱值校正回路。取消AGC投入時熱值校正回路持續閉鎖邏輯，避免造成參數失調現象，在AGC負荷連續變化下，熱值校正回路實時跟蹤煤量偏差(等同于熱值變化)并自動調整相應的輸出值，保證調節回路特性與實際入爐煤熱值相一致，從而達到煤質熱值自適應校正的目的。

(2)磨煤機熱風擋板。優化調節參數、增加給煤機指令前饋，當負荷增/減時，給煤機指令隨即增/減，磨煤機熱風調擋板前饋作用直接增/減，可以有效降低制粉系統的延時性，提高磨煤機熱一次風調節動作的快速性。

(3)燃料主控增加變參數。根據可以投入自動方式的給煤機數量動態調整燃料主控調節器的PI參數，提高煤量調節的精確性。

3.6 風煙控制策略優化

(1)增加變負荷前饋，將前饋量分別送至引風控制、送風控制及一次風控制。

(2)增加氧量抗積分飽和回路，優化氧量設定參數及氧量調節，并增加降負荷時先減煤量、后減風量的功能，避免負荷快速降低時汽溫大幅度下降，同時維持爐膛風箱壓差正常。

(3)將一次風壓力曲線由根據運行磨煤機最大煤量得到修改為根據運行磨煤機的平均煤量得到，以適應不同磨煤機組合運行工況下一次風壓力的合理性。當給煤機啟停時，改變一次風壓力的變化速率，避免煤量指令波動大對一次風壓力設定值的干擾。

3.7 主蒸汽及再熱蒸汽溫度控制策略優化

(1)增加變負荷前饋至三級過熱蒸汽減溫水調節閥、再熱蒸汽減溫水調節閥控制回路，提高減溫水調節閥動作的快速性和準確性，同時提高鍋爐的動態響應特性。

(2)模擬運行人員操作，過熱器/再熱器出口蒸汽超溫/欠溫時，快速動作減溫水調節閥回路。當過熱器/再熱器出口蒸汽溫度偏差大(超過±10 K)時，快速動作減溫水調節閥，提高溫度的收斂性；當主蒸汽溫度高(>610 ℃)時，快速開啟三級減溫水調節閥，提高溫度的收斂性。

(3)將給水指令慣性時間由固定參數改為負荷對應的變參數方式，以適應不同負荷下的水煤特性，并且在過熱度偏差較大時，調整給水量設定值，保證過熱度可以快速回調，從而保證汽溫基本的穩定性。

4 優化后控制效果

圖3為優化后機組AGC變負荷曲線，AGC變負荷試驗數據見表2(Pe為額定負荷，p0為額定主蒸汽壓力)，試驗過程中，機組負荷從630 MW降至500 MW，其中：標準要求值以DL/T 657—2015《火力發電廠模擬量控制系統驗收測試規程》為準。

圖3 優化后機組AGC變負荷曲線

表2 AGC變負荷試驗數據

AGC指令從630 MW降至500 MW，變負荷速率約為10 MW/min。由圖3和表2可知：(1)實際負荷響應時間為3 s，小于標準要求的±60 s；(2)負荷動態偏差最大為5.94 MW(0.9%Pe)，小于標準要求的±13.2 MW(±2%Pe)；(3)主蒸汽壓力動態偏差最大為0.62 MPa(2.48%p0)，小于標準要求的±0.75 MPa(±3.00%p0)；(4)主蒸汽溫度設定值為601 ℃，主蒸汽溫度動態偏差最大為3.5 K，小于標準要求的±8.0 K；(5)爐膛壓力設定值為-100 Pa，實際爐膛壓力為-155～-2 Pa，小于標準要求的±200 Pa。

經過優化，各主要模擬量控制系統調節品質良好，負荷指令變化后，實際負荷迅速跟蹤，負荷響應速度快、動態偏差小且其他關鍵參數穩定。降負荷過程中，負荷指令曲線有幾個“小尖波”出現，這是由一次調頻動作引起的。雖然處于降負荷過程中，但一次調頻增負荷時，實際負荷也能迅速增加，保證一次調頻精度。機組在變負荷過程中，對主要參數的調節品質均優于DL/T 657—2015的要求。

5 結語

某火電廠660 MW超超臨界機組原協調控制系統存在主蒸汽壓力、主蒸汽溫度、爐膛壓力等關鍵參數波動大等問題。因此，在機組DCS升級改造時，基于機組的控制特性，對AGC及一次調頻、鍋爐主控、汽輪機主控、自適應變負荷前饋、燃料控制、風煙控制、汽溫控制等關鍵系統進行全面優化。優化后的協調控制系統具有負荷響應速度快、負荷動態偏差小，以及主蒸汽壓力、主蒸汽溫度、爐膛壓力等關鍵參數波動小的特點，機組運行安全穩定，可以其他同類型機組協調控制系統的優化設計提供參考。