660,MW,超临界机组协调控制逻辑优化

张俊杰

(苏晋塔山发电有限公司，山西 大同 037000)

超临界直流锅炉机组在协调控制状态下，在自动发电控制(AGC)模式快速变负荷时，控制逻辑参数及锅炉蓄热能力的问题容易引起主蒸汽超温超压，影响机组安全经济运行，故此需要对分散控制系统(DCS)的协调控制逻辑进行优化。

某发电厂锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的超临界参数、一次中间再热、单炉膛、平衡通风，四角切圆燃烧、固态排渣、紧身封闭、全钢构架的∏型直流锅炉(含烟气脱硝装置)。汽轮机则为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司生产的660 MW超临界参数、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。发电机为哈尔滨电机厂有限责任公司生产的660 MW水氢氢冷却汽轮发电机，采用静态励磁。DCS系统采用OVATION控制系统，单元机组带基本负荷，并具有一定的调峰能力，其调峰范围为40%～100%机组额定出力。

DCS系统可在冷态、温态、热态、极热态等各种条件下按要求启动和升负荷，并有“快速减负荷”的能力，能适应限制负荷工况，适应定压运行、滑压运行及定-滑-定等多种运行模式。除燃烧调节为在最低稳燃负荷(30% BMCR)以上投入自动外，其他自动调节系统按全程调节或程序自动投入调节系统设计。保护联锁逻辑能使主辅机在各种运行工况和状态下，自动完成各种事故处理。

2台机组的控制系统由DCS和公用系统构成。其中DCS是整个系统的核心，单元机组DCS在功能上包括以下4个子系统：模拟量控制系统(MCS)、炉膛安全监控系统(FSSS)、顺序控制系统(SCS)〔包括电气控制系统(ECS)〕、数据采集系统(DAS)。少油点火、旁路控制、烟气脱硝吸收部分(SCR)控制纳入机组DCS。

该机组自投产以来，因在汽轮机顺序阀模式下汽轮机2#瓦温度高而无法切换至顺序阀模式，长时间在单阀模式下运行。单阀模式下机组投入区域控制偏差(ACE)模式后主蒸汽频繁超温、超压，给运行人员操作带来了不少的困扰。在对汽轮机主蒸汽进汽调节阀序进行优化后，机组虽然能够切换至顺序阀运行，但协调控制系统中很多逻辑和参数设置的问题导致机组运行仍存在压力波动。与设备部、发电部的专工讨论后，笔者主要针对锅炉主控、汽机主控在协调状态顺序模式下对由参数不合适导致的扰动等问题进行处理、优化。

2.1 主蒸汽压力波动

2.1.1 问题提出

机组投入AGC模式后，在升负荷时，前期欠压较为严重，负荷升到位时又出现超压现象。在降负荷时，前期超压较为严重，后期又存在欠压现象。尤其是在机组从50%往100%带负荷的过程中，有多个负荷点，经常出现前期欠压导致汽机调门总指令达到上限，负荷带不起来，运行人员不得不干预的情况。后期又因为压力过高导致超压严重，在高负荷区间运行时，很可能危及机组安全。

2.1.2 问题分析

经过调取历史曲线，查看协调控制系统逻辑，与运行人员沟通后分析，压力波动的问题可能由以下几个方面导致：在升、降负荷前期，由AGC指令发出的负荷变化信号作用于汽机主控，接收到信号后汽机主控随开、关汽轮机调门响应负荷变化[1]，为保证负荷变化的精度，此时汽机主控的强参数会使得汽轮机调门开、关动作迅速，加之直流炉蓄热较少，燃煤煤质较设计煤种发热量低，锅炉燃烧存在滞后性，在升负荷初期调门会迅速开大，释放锅炉蓄热，但加入的煤还未发挥作用，所以此时的主汽压力会有一个较大的降幅。同样，在降负荷初期，汽轮机调门迅速关小，煤量还未完全减出，主汽压力会出现超压现象。在升、降负荷后期，由于之前协调控制系统中预加减煤的逻辑量太大，而且在锅炉主控和燃料主控做了2套预加减的逻辑，有重叠，所以升负荷期间加入了过多的煤量，当负荷升到位后，汽机主控不再开大汽轮机调门，而过多的煤量在后期完全燃烧致使主汽压力升高，主汽压力升高后汽轮机又不得不关小调门以维持负荷稳定，关小调门又会将本来较高的主汽压力变得更高。

协调模式下，升降负荷时，锅炉主控预加煤前馈量太大，作用时间太长，导致煤量超加，后期易造成主汽压力超压现象的发生[2]。负荷微分的前馈作用于锅炉主控和燃料主控有重叠，双重作用导致煤量超调过大，后期影响尤为明显。负荷对应的煤量基本函数原有设置不合理，每个负荷区间对应加的煤量差异性较大，而同一煤种在固定负荷跨度区间内的基准量应基本保持一致。锅炉主控PID调节器参数不合适，稳态和动态下的动作较强，容易过调，造成主汽压力来回摆动，难以稳定。

汽机主控PID调节器的强参数致使汽轮机调门动作过快，对主汽压力的影响较为直接，但同时汽机主控又会影响机组投入ACE时的Kp值，所以应在权衡ACE投入的前提下适当弱化汽机主控参数[3]，减小对主汽压力的影响。负荷变化时，送风控制系统动作较为迟缓，可对送风PID调节器参数及负荷变化时的前馈作用进行优化，可根据负荷变化量预加一定的风量加剧燃烧以解决升负荷初期锅炉蓄热不足导致压力下降较快的问题。

负荷变化时，一次风控制系统基本不动作，负荷变化时可适当对一次风加入前馈作用，增强带粉能力，加快锅炉燃烧以弥补升负荷初期的欠压现象[4]。

因给水控制系统对于直流炉的压力影响较为迅速，所以当燃烧响应较为滞后时，可适当加入反应灵敏的给水，小幅修正压力偏差。

机组在高负荷区间运行时，如若发生超压现象，应短暂开大汽轮机调门，通过增加负荷的方式来降低主汽压力，以优先保证机组安全稳定运行。在特殊工况下，需增加压力拉回逻辑，以保安全优先。

特殊工况下运行人员缺乏人为干预煤量的手段，需加入燃料主控偏置，使运行人员能在特殊工况下对机组燃料量进行人为干预，以确保机组安全稳定运行。

2.1.3 问题解决

协调模式下，升降负荷时，锅炉主控预加煤前馈量太大，会导致压力频繁波动。现将锅炉主控负荷前馈变化量减小。对锅炉主控负荷变化的微分量F(x)函数进行修改，将系数改小(见表1)。

表1 锅炉主控负荷变化的微分量F(x)函数

负荷微分的前馈作用于锅炉主控和燃料主控有重叠，导致煤量预加较多，现将负荷微分作用于燃料主控部分的预加量删除。

根据现有运行曲线，重新整定负荷对应的煤量关系函数，使之满足加减负荷时的需要。

重新整定锅炉主控PID调节器参数，动态下负荷变化的煤量主要由负荷对应煤量函数及负荷变化的微分前馈来调节，减小锅炉主控PID调节器对煤量的干预作用。稳态下出现的压力偏差由压力偏差的微分和给水来进行细微修正，防止锅炉主控PID来回摆动导致的主汽压力波动。

重新整定汽机主控PID调节器参数，负荷变化时汽机主控的强参数对ACE指标来说无疑是好事，但是过强的参数同时也影响了机组本身的稳定性，在权衡ACE投入的前提下，适当弱化汽机主控参数，对于压力的稳定也有一定的帮助。

增加压力拉回逻辑。当主汽压力≥26 MPa时，增加20 MW负荷；
当主汽压力≥28 MPa时，增加30 MW负荷，为高负荷区间运行时的机组安全做后备保障。

2.2 ACE投入率过低、双细则考核的相关问题

存在问题及原因分析：原有逻辑在单阀模式下运行时，因协调控制系统各个子系统之间参数设置不合适，配合较差，在带负荷期间多次出现欠压，导致汽机主控达到上限[5]，整个机组失去快速升负荷能力，运行人员不得不人为限制负荷上限，干预AGC调节过程，最终导致被电网考核。

双细则考核要求机组必须具备较高的调节速率、调节精度及较短响应时间，对汽机主控调节速度、精度要求较高，汽轮机调门的快速动作势必对主汽压力造成不稳定影响，因此对主汽压力响应的要求也相对较高。燃煤煤质热值较低、锅炉燃烧存在滞后性，加之协调控制系统各子系统之间匹配性较差等多重因素，造成机组压力响应不及时，汽轮机调门快速全开，丧失了快速带负荷能力。

解决方案：通过主蒸汽压力波动整定，从多方面入手设置各个子系统的PID调节器参数，采用加入前馈等方式去解决压力不稳的问题。

2.3 高压调门高负荷时摆动大

存在问题：机组高调门在高负荷时摆动较大，影响EH油系统管路的安全。

问题分析：根据高调门流量特性函数的设置，习惯将阀门预开启，并在阀门快开完的流量特性较差区间快速度过，所以此处的阀门总指令对应的阀门开度函数较为陡峭[5]。调取历史曲线后可发现机组的单阀模式在带负荷过程中，经常出现欠压导致的阀门总指令达到上限，在阀门总指令大于98.5%以后，对应的阀门开度函数十分陡峭，如果此时压力不稳，阀门总指令在98.5%附近徘徊，极易造成阀门快开快关，进而导致EH油系统管路振动，危及油管路安全。

优化整定过程：对汽轮机阀序进行优化后，机组已切换至顺序阀模式运行，将主汽压力波动问题优化，并且将阀门总指令上限限制在98%，这样能保证高调门阀门不会再出现类似的摆动问题。

2.4 高压加热器水位振荡

修改高压加热器正常疏水阀PID调节器比例参数，减小比例作用后，原有振荡现象消失。

2.5 BTU回路设计及优化

重新搭建BTU校正回路逻辑框架，原有逻辑作废。

从表2可以看出，优化后变负荷压力最大偏差在0.77 MPa，高负荷在稳定工况下压力偏差在0.2 MPa，相较优化之前的变负荷工况压力最大压力偏差达到3 MPa，稳态下压力偏差超过1 MPa的情况已经有了很大的改善。

表2 400～600 MW升负荷主蒸汽压力测点统计

表2 (续)

该机组协调控制系统优化后，在投运AGC模式下，调节品质相较之前有了极大改善，机组压力波动范围较之前也大幅缩小。对于主汽压力波动部分的修改，经过了较为漫长的观察、试验、再修改的过程，其间也经历了由单阀模式切至顺序阀模式，最终机组在顺序阀模式下投入AGC运行，并通过考核投入ACE模式运行。目前机组负荷响应快、变负荷期间机组主要参数控制稳定，可长期连续投入AGC运行，满足电网要求。机组调节速率、调节精度、响应时间也均能达到电网考核要求。

关于机组空冷风机自动问题的建议：在夏季，因环境温度较高，所有空冷风机变频已全部达到最大出力，空冷自动已解除，机组背压较正常值高出很多，在夏季风较强时，可能出现热风回流等因素造成的空冷换热能力瞬时下降、背压升高，影响机组发电效率，并可能对主汽压力的平稳产生一定的外部扰动。经过了解，机组配备有喷淋降温装置但未投运，建议在机组背压较高、风机即将达到最大出力时，投入喷淋装置降温；
在空冷风机有调节裕量时，投入空冷风机自动，达到稳定背压的目的。

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