600 MW超临界W火焰锅炉机组协调及主汽温度控制优化

刘波(大唐华银金竹山火力发电分公司，湖南娄底417505)

金竹山火力发电分公司3号机组为双进双出钢球磨煤机配“W”火焰锅炉超临界机组，锅炉燃烧难于控制，协调控制系统调节品质不理想，特别是难以满足电网快速负荷调度的要求，使用过各种传统协调控制系统，但一直不能满足AGC调节要求，经常受到调度部门考核。因此，研究开发新的协调及主汽温度控制策略非常有必要。

国内有利用焓值计算进行主汽温度调节的研究，却没有利用焓值计算协调控制系统工作的先例。通过试验研究、摸清运行规律、完善协调控制系统，率先实现利用主汽温度焓值计算，进行协调控制系统的调节，调节品质达到优良水平，成功解决了双进双出钢球磨煤机配“W”火焰锅炉超临界机组协调控制系统和主汽温度调节难题。

1 协调控制系统策略设计

1.1 优化给水控制策略，提高汽温调节能力

在超临界机组汽温调节过程中，往往出现减温水调门全关的情况下主汽温度仍然偏低、减温水调门全开的情况下主汽温度仍然偏高的情况，其中有受热面设计问题、煤质变化问题，但是往往忽视了调节策略设计问题。调节减温水流量是快捷、有效的主汽温度调节手段，在减温水有调节余量的情况下一般能够满足要求。经过对超临界机组汽温调节过程的长期分析，认为应将给水流量控制作为汽温调节的粗调，通过改变给水流量控制策略，使汽温调节长期处于减温水的可调范围，以提高汽温调节品质;通过增加中间点焓值控制、喷/水比调节等手段，对给水自动控制系统的总给水指令进行修正，以提高主汽温度调节效果。

1)微过热蒸汽焓值修正

对于超临界直流炉，给水控制的主要目的是保证燃/水比，同时实现过热汽温的粗调，用分离器出口微过热蒸汽焓对燃/水比进行修正。

2)中间点温度

本项目采用中间点温度 (即分离器出口温度)对微过热蒸汽焓定值进行修正。当中间点温度过高，微过热蒸汽焓定值立即切到最低焓，快速修改燃/水比、增加给水量。当中间点温度低于过热度，表明分离器处于湿态运行，此时焓值修正切为手动。

3)喷/水比

如果喷/水比过大 (或过小)，即流过水冷壁的给水量过小 (或过大)，用喷/水比修正微过热蒸汽焓定值 (即修正燃/水比)，改变给水流量，使过热减温喷水处于良好的控制范围内。

1.2 设计协调控制系统燃料超前调节策略

1)未经限速负荷指令与实际负荷的偏差对燃料的提前干预

燃煤火电机组变负荷初期，由于锅炉燃烧滞后的原因，往往造成压力波动。负荷增加的时候因汽轮机调节速度快，锅炉燃烧响应相对较慢，蒸汽消耗大于锅炉热负荷供给，主蒸汽压力一般都会降低;反之负荷减小的时候主汽压力会上升。往往锅炉燃烧的调节效果还没有得到体现的时候，压力偏差已经超过了规程要求，由于PID调节参数的原因，压力偏差过大又造成燃烧超调，等到因变负荷增加的燃料充分燃烧，锅炉热负荷供应大于汽轮机蒸汽消耗，又会造成压力反向超调，导致变负荷过程中或变负荷结束后主汽压力反复波动。

经过分析运行人员操作习惯，了解锅炉燃烧特性，确认在变负荷初期，超前增加燃料是必要的，因此提出“未经限速负荷指令与实际负荷的偏差对燃料的超前调节策略”，限幅以后未经限速的负荷指令减去实际负荷产生负荷偏差信号，经过函数运算，产生对入炉燃料指令的前馈信号，SAMA图见图1。

图1 未经限速负荷指令形成燃料指令前馈

该前馈作用的优点是变负荷前期能够加快锅炉燃烧调节过程，变负荷后期前馈作用逐渐减少，最终回归到0，不会对稳态的燃料调节造成干扰。

2)限速以后负荷指令对燃料的预估调节

锅炉燃烧调节要求稳定精确，这样能够减少燃料波动，也可减小炉膛压力的波动，有效避免因为燃料过度调节造成灭火，防止机组非正常停机，有利于机组稳定运行，避免机组非正常停机造成电网频率波动。

具体策略是限幅、限速且未叠加一次调频信号的负荷指令，经过函数运算以后作为燃料指令的前馈。在实际应用中，函数的设置需要查看机组负荷和燃料总指令的历史运行情况，记录各种稳定负荷工况下的燃料总指令的数据，通过综合分析，估算各个负荷点的燃料总指令。

设计限速以后的负荷指令对燃料的预估调节，就是考虑稳定燃料的供给。经限幅限速以后的负荷指令信号性能稳定、无反复波动和毛刺，不容易出现坏质量情况。

2 新协调控制系统试验过程

在生产现场热工自动调节系统投入的情况下，通过外扰作用和定值扰动作用，人为地改变系统工况，以考验自动调节系统的工作质量和整定调节系统的参数，改善调节品质。调节品质用以衡量和评价自动调节系统工作的质量优劣、高低，可以归纳为稳定性、准确性和快速性3个方面。协调变负荷，就是通过CCS系统人为地以一定的变负荷速率来增加或减少负荷，通过一定的负荷扰动量检验给水、主汽温、再热汽温、燃烧和炉膛压力等主要调节系统的调节品质是否符合要求。

在机炉协调控制方式下，600 MW等级直吹式机组在70%～100%负荷范围内，负荷指令以2%Pe/min的变化速率、负荷变动量为ΔP=15%Pe进行负荷单向变动试验，机组各主要被调参数的动态、稳态品质合格指标，如表1。

表1 机组各主要被调参数的动态、静态品质指标

2.1 试验准备及检查

课题组人员对3号机组的协调控制系统进行了试验。试验内容包括稳态偏差试验、主汽压力定值扰动试验和协调变负荷试验。

对新协调控制系统进行了检查，将原协调控制系统切换到新的协调控制系统，切换过程没有产生扰动，系统运行稳定。新协调控制系统燃烧调节采用单PID调节，机、炉主控PID参数记录如下:

燃烧主调:K=1;Kp=2;Ki=1.5。

汽机主调:K=0.13;Kp=0.8;Ki=1.3。

2.2 主汽压稳态偏差试验

维持机组稳定，燃烧自动投入，维持主汽压在设定值22.5 MPa左右稳定运行15 min，记录主汽压变化，稳态偏差为-0.22 MPa。

2.3 主汽压力定值扰动试验

1)主汽压力定值增试验

机组负荷调度处于AGC状态，维持机组稳定运行，燃烧自动运行平稳，主汽压力处于定压运行状态，压力约为22.5 MPa，由运行人员在操作员站将设定值增加至23 MPa，维持稳定运行20 min，压力稳定时间约为3 min。

2)主汽压力定值减试验

机组负荷调度处于AGC状态，维持机组稳定运行，燃烧自动运行平稳，主汽压力处于定压运行状态，压力约为23 MPa，由运行人员在操作员站将设定值减少至22.5 MPa，维持稳定运行20 min，压力稳定时间约为8 min。

2.4 协调变负荷扰动试验

1)协调减负荷试验

退出AGC状态，机组维持协调运行状态，维持锅炉负荷在490 MW左右稳定运行，协调、给水、汽温、引风等主要自动调节系统投入自动。主汽温度设定值为568℃，炉膛压力设定值为-50 Pa。由运行人员进行协调减负荷扰动试验的操作，将机组负荷从490 MW减少到410 MW，指令变化时间大约为7.5 min，然后维持稳定20 min左右。由于运行人员设置的负荷下限限制，负荷指令在450 MW保持了100 s。记录负荷指令、机组功率、主汽压力、主汽压力设定、主汽温度、给水流量、炉膛压力等主要参数变化趋势。机组负荷及主要参数稳定后结束试验。

负荷指令变化时间为9 min，扣除负荷指令保持时间，实际变化时间约为440 s，实际负荷变化量为77 MW。不扣除指令保持时间，实际负荷变化率为8.6 MW/min;剔除负荷指令保持时间，实际负荷变化率为1.05 MW/min，平均变负荷速率为9.3 MW/min。

2)协调增负荷试验

退出AGC状态，机组维持协调运行状态，维持锅炉负荷在420 MW左右稳定运行，协调、给水、汽温、引风等主要自动调节系统投入自动。主汽温度设定值为568℃，炉膛压力设定值为-50 Pa。由运行人员进行协调增负荷扰动试验的操作，将机组负荷从420 MW增加到510 MW，指令变化时间大约为7.5 min，然后维持稳定20 min左右。记录负荷指令、机组功率、主汽压力、主汽压力设定、主汽温度、给水流量、炉膛压力等主要参数变化趋势。机组负荷及主要参数稳定后结束试验。

负荷指令实际变化时间为7.5 min，负荷实际变化量为70 MW，实际变负荷速度为9.3 MW/min。

3 试验结果及数据分析

燃烧调节系统稳态偏差试验的主要性能指标:被调量与给定值的最大偏差Ymax=-0.22 MPa，在考核指标0.3 MPa之内。

压力定值扰动试验指标:主汽压力设定值增试验中，压力稳定时间约为3 min;主汽压力设定值降试验中，压力稳定时间约为8 min;平均稳定时间约为5.5 min。

协调变负荷试验主要参数的数据分析:协调变负荷指标分析见表2。

根据DL/T 774—2004《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》的相关要求，3号机组协调控制系统调节品质合格。

表2 协调变负荷指标分析

4 结束语

通过课题组成员对火电机组的锅炉燃烧特性、煤质变化情况进行分析研究，对火电机组的协调控制系统运行特性进行理论分析，深入研究主蒸汽焓值与锅炉燃烧的关系，通过焓值计算快速、准确控制锅炉燃烧，减少锅炉热力供应滞后对负荷调节的影响。在此基础上，提出和完善自适应煤种变化协调控制系统的控制策略，并进行应用和研究，设计了基于主蒸汽焓值计算、快速响应的新协调控制系统，使其最终成为国内领先的协调控制系统，可以在国内同类型火电机组上推广应用。

〔1〕湖南省电力公司科学研究院.大唐华银金竹山火力发电分公司3号机组协调控制系统优化后变负荷试验报告〔R〕.2012.