超超临界直流机组节能型协调控制系统在发电厂中的应用

胡建根，陈 波，李 泉，李述为，汪自强

(1.国网浙江省电力公司电力科学研究院，杭州310014； 2.杭州意能电力技术有限公司，杭州 310014；3.浙江工商大学，杭州 310018)

超超临界直流机组节能型协调控制系统在发电厂中的应用

胡建根1，陈 波2，李 泉2，李述为3，汪自强2

(1.国网浙江省电力公司电力科学研究院，杭州310014； 2.杭州意能电力技术有限公司，杭州 310014；3.浙江工商大学，杭州 310018)

针对超超临界直流机组节能型协调控制系统进行了分析，优化了机组协调控制方案，实施结果表明：通过使用节能型协调控制系统，超超临界直流机组的锅炉燃烧工况得到了显著改善，锅炉超温、超压的次数明显减少。

协调控制系统；超超临界直流机组；凝结水节流技术

0 引言

近年来，随着能源危机的加剧，人们不得不在节能环保领域探索先进的技术来降低碳排放量和降低能源需求[1]。由于超超临界直流机组节能型协调控制系统具有良好的节能效果，因此被广泛应用于发电厂中[2]。然而，由于一方面电网希望电厂的功率响应能够更加迅速以及有更大的机组功率可调范围；另一方面电厂则关注机组的安全经济运行，调峰调频会导致机组设备出力的急剧变化，对机组的热力系统带来冲击，汽机调门节流增大了蒸汽的压损，增加电厂运营的成本[3]。因此，迫切需要有能兼顾电网调峰调频需求与机组变负荷安全性、经济性的新技术，来弥补当前超超临界直流机组协调控制系统的缺陷。

本文在分析已投产的超超临界机组协调控制系统的设计和调试经验的基础上，设计基于凝结水节流技术的节能型协调控制系统，并使其机组实际功率变化满足电网考核要求。此外，通过使用节能型协调控制系统，超超临界直流机组的锅炉燃烧工况将得到改善，锅炉超温、超压的次数将显著减少。

1 超超临界机组控制系统主要功能及存在的问题

1.1 机组控制系统的功能

正常运行工况下，控制系统协调控制锅炉和汽机的运行，控制系统实现下述功能：1)调度负荷变化调节；2)一次调频；3)二次调频。

机组控制系统的品质最终决定整个机组的动态特性，包括：1)灵活性，即机组负荷变化的能力；2)大冲击后的稳定性，即机组变负荷或大的扰动后的系统稳定时间；3)小冲击后的稳定性，即机组稳态工况下的稳定性、对调节机构的磨损等。

如今上述要求都由机组的控制系统实现，为了实现这些目标，采用基于模型的超调控制和复杂控制将不可避免。

1.2 传统控制的问题

燃煤机组的控制面临以下问题：

1)磨煤机磨出煤粉后进入炉膛，锅炉中的热量释放是经常波动的，即便制粉系统在手动控制方式下。另外，煤粉的发热量也是经常变化的。

2)制粉系统的动态特性受制于众多因素，包括煤粉的成分、细度、湿度和给煤机的转速等。

通常，制粉系统的延迟时间在1 min～几 min的范围，上述两个问题对于机组控制的困扰是显而易见的，无法重现制粉系统的动态特性和不精确的锅炉燃烧控制。传统协调控制最薄弱的环节在于，具有高阶惯性的锅炉燃烧系统，却要控制主汽压力。锅炉热负荷指令通过制粉系统(数分钟的惯性时间)转换为热能，这中间要经过受热面换热、工质传输，最后锅炉升压。这是一个具有高阶惯性的系统，开环控制会引起波动，必须通过控制器的调节才能使系统稳定。

2 机组协调控制系统实现的方式

2.1 协调控制的思路与方法

要从根本上解决上述问题，应将先进的控制技术如：预测控制、神经网络控制、自适应控制、模糊控制等技术应用到火电机组的优化控制中来。先进的AGC实时优化控制系统融合了多种国际上最先进的控制技术，是专门为解决上述火电机组AGC控制中难点问题而研发的先进控制平台，具有较大的理论与现实意义。其涉及到的具体内容包括：

1)获取超超临界机组在不同负荷下机组功率变化对凝结水流量变化的响应时间、变化幅值和衰减时间。在不同负荷下，即使凝结水流量的变化相同，机组功率的改变量以及响应时间都有所差异。以1 000 MW超超临界直流机组为例，通常机组的运行负荷段为500～1 000 MW，因此需要获取机组正常运行负荷范围内功率变化与凝结水流量变化的响应特性，作为凝结水调负荷的工作依据。

2)获取超超临界机组凝结水流量改变后，凝汽器热井水位、除氧器水位、各级低压加热器水位的变化情况。一般凝结水流量减少后，除氧器水位下降，热井水位上升，低压加热器水位先下降后上升。由于除氧器水位、热井水位直接关系到机组安全运行，因此，需要获取机组正常运行负荷段内热井水位、除氧器水位、低压加热器水位对凝结水流量变化的响应特性。

3)在不同压力下，需分析凝泵出口调节阀的开度与凝结水流量的函数关系。一般凝泵出口配置节流调节阀，正常工况下调节阀控制除氧器水位。如果凝泵配置变频调节，则凝泵变频器控制凝结水母管压力，凝泵出口调节阀控制除氧器水位。新型协调控制系统根据凝结水流量与负荷变化的关系，将需要改变的凝结水流量送至凝结水调负荷模块。凝结水调负荷模块根据凝结水流量与凝泵出口调阀开度的关系，直接改变凝泵出口调阀开度。由于凝结水母管压力不同，凝泵出口调阀开度相同，凝结水流量也相差较大。因此，需要在正常工况下凝结水母管压力变化的范围内，获取凝泵出口调节阀流量特性曲线。

4)研究如何合理及时地恢复机组蓄热。凝结水节流利用机组低压侧的抽汽蓄热，帮助机组在变负荷初期实现功率的快速响应。但在锅炉新增燃料已经转换为做功的蒸汽后，应当让机组热力系统内的抽汽蓄热恢复。具体来说，应当使除氧器内的饱和水、各级低压加热器内的饱和水质量和焓值恢复。为了弥补机组蓄热的损失，应当额外增加燃料量。这就需要对已经利用的机组蓄热的热量进行计算，再根据实际燃料的热值校正系数，计算出需要额外增加的燃料量。

要真正实现超超临界直流机组汽机调门全开无节流，利用凝结水流量的改变来改善由于锅炉燃烧的滞后而产生的负荷响应延时，在工程上还需要相当多的工作要做，特别要注意以下几点：①负荷指令如何安全、可靠、合理地送至凝泵出口调门控制回路；②锅炉侧燃料、给水等的控制策略的修改和完善，与基于凝结水节流技术相配套，合理及时地恢复机组的蓄热；③变负荷和稳态过程，凝结水调负荷控制方式的合理切换，保证水位的稳定；④需要对除氧器、凝汽器、低压加热器水位控制回路、补水控制进行较大的设计改进与重新调整。

2.2 具体实施方案

系统的实现方式包括理论计算和现场试验。理论计算的依据包括汽轮机厂提供的TRL工况下的汽机热平衡图。根据汽机热平衡图，可以计算出理论上低压加热器全部撤出后，机组发电功率短时间内所能增加的最大范围。

考虑到机组实际运行中，凝结水系统受到较多的限制，因此，理论计算得到的凝结水调负荷能力要低于实际值。为了得到实际机组运行中，凝结水调负荷的能力，需要做凝结水调负荷特性试验，理论计算得到的数值可以为特性试验做参考。而机组在不同负荷段内的流量特性、功率响应有所不同，凝结水调负荷的特性试验应当分不同的负荷工况进行，以100 MW为一个断点，从500～1 000 MW负荷范围内进行凝结水改变负荷的特性试验。凝结水改变负荷的特性试验完成后，可以在机组DCS中搭建凝结水调负荷的功能模块，该模块接受来自协调控制系统的功率指令，输出为凝泵出口调节阀的阀位开度指令。为了确保机组的安全稳定运行，需要对机组的除氧器、凝汽器、低压加热器水位控制回路进行逻辑优化。在完成逻辑优化后，进行特定的水位扰动试验，确保凝结水流量改变后，除氧器、凝汽器、低压加热器的水位控制在安全范围内，除氧器、凝汽器、低压加热器液位控制逻辑优化，主要是完成快速的前馈回路。凝结水变负荷特性试验中，除氧器、凝汽器、低压加热器液位调节阀的阀位变化可以作为前馈回路的依据。

节能型协调控制系统下，锅炉的燃料量、给水量、送风量要更加精确，因此，需要做燃烧要素的定位试验。燃烧要素定位试验中，机组要撤出AGC，因此，需要获得电网的许可。与凝结水调负荷特性试验相似，锅炉燃烧要素的定位试验要在机组正常运行负荷范围内分段多次进行。锅炉燃烧要素的定位试验完成后，需要再协调控制逻辑修改燃料、给水的静态分配指令，对锅炉燃烧的KICK分量也要重新完善。这主要是考虑到对机组热力系统蓄热损失的弥补，同时又不能影响机组的稳定运行。

最后将节能型协调控制系统投入使用，并进行多次负荷摆动试验，从而完成对控制逻辑、控制参数的优化。可以预见，最终的负荷摆动试验将耗时数周。期间需要对机组进行全范围内的升降负荷试验，根据实际工况，对协调控制逻辑、凝结水调负荷逻辑、除氧器水位控制、凝汽器水位控制、低压加热器水位控制的逻辑和参数进行修改完善。具体的技术实现路线如图1所示。

3 应用效果

凝结水节流模块投用后，有效地改善了机组升负荷的调节品质。随着AGC指令的摆动，锅炉燃烧难免会出现能量不平衡，当主汽压力低于设定或处于下行过程，一旦AGC指令增负荷，机组实际负荷在短时间内往往难以快速上升。凝结水节流投用后，一旦凝结水节流触发，机组实际负荷有明显的上升。凝结水节流模块投用后，多次触发凝结水节流，除氧器液位、热井、5/6号低加的液位都控制在安全

范围内。而定阀点滑压优化控制模块投入后，与另外两台机组(#1/#2)相比，主机高压调阀的开度明显提升，有效地降低了调阀的压损，降低了机组的煤耗，结果见表1。

图1 技术实现路线图

项目数据时间负荷/MW主汽压力/MPa调节阀开度/%凝结水流量/(t·h-1)真空/kPa优化前2014/4/5 12:40:00—12:50:00604.917.534.81223.3-95.772014/4/2 0:15:00—1:15:00697.720.433.61351.1-96.162014/4/2 19:35:00—20:35:00807.823.734.81570.2-96.252014/4/18 13:35:00—14:35:00904.926.639.21750.9-95.602014/3/22 9:45:00—10:45:00997.726.6100.41920.7-96.41优化后2014/10/14 3:11:00—3:21:00595.116.453.01219.1-94.992014/7/8 6:00:00—7:00:00686.719.441.81373.2-93.962014/6/18 7:30:00—8:30:00801.222.941.01602.3-94.092014/10/22 14:30:00—15:30:00898.125.638.01773.0-94.222014/6/11 9:50:00—10:50:00993.326.7100.41952.0-93.81

4 结语

由此可见，对于超超临界机组在协调控制系统设计时要充分考虑各个子系统，合理采用蓄能技术、凝结水节流技术等，提高机组的稳定性及经济性，满足机组运行和电网的要求。

[1] 马林东,葛智平.超临界机组协调控制系统在崇信发电厂中的应用[J].机械工程与自动化,2014,16(2):142-144.

[2] 吴桐国,王友权.协调控制系统在伊敏发电厂中的应用[J].电力技术,2010,19(19):86-90.

[3] 尹峰.超(超超)临界机组主汽温控制系统控制传递策略研究与应用[J].华北电力,2009,37(4):644-667.

The Application of Energy-saving Type Coordination Control System for Ultra Supercritical Power Generation Unit to Power Station

HU Jian-gen，et al.

(ElectricPowerResearchInstitute，StateGridZhejiangElectricPowerCorporation，Hangzhou310014，China)

The energy-saving type coordination control system for ultra supercritical power generation unit in power station is analyzed in this article，and the commissioning plan of the unit has been optimized.The practice result shows that by using this coordination control system，the working combustion condition of boiler with ultra supercritical power generation unit can be improved，and boiler overheats as well as overpressure are also decreased.

coordination control system；ultra supercritical power generation unit；condensate throttling technology

10.3969/j.issn.1009-8984.2017.01.020

2017-01-20

浙江省科技计划项目(2012C31G6130003) 杭州市科技计划项目(20152011A09)

胡建根(1966-)，男(汉)，浙江慈溪，高级工程师 主要研究热能动力工程。

TK229

A

1009-8984(2017)01-0079-03