2_600MW超临界机组协调控制系统分析与优化
600MW超临界机组深度调峰热工控制系统约束条件及对策
600MW 超临界机组深度调峰热工控制系统约束条件及对策摘要：为适应碳达峰、碳中和目标下燃煤机组的发展趋势，通过研究 QB 厂600MW 机组深度调峰至 30%额定负荷下热工控制系统对机组安全运行的限制及保护等条件，提出了针对性的解决对策，为同类型机组深度调峰工况的安全运行提供了有益借鉴。
关键词：深度调峰；热工控制；限制；保护；安全1热控技术对超临界火电机组深度调峰的约束与保护1.1协调控制系统的负荷区间限制QB 厂600MW 超临界机组协调控制系统通常针对50%额定负荷以上负荷区间，在 50%额定负荷以下以启停机控制为主，协调投用的最低负荷为 300MW。
当机组运行过程中负荷低于 50%额定负荷以下时，控制对象特性会发生较大变化，主要运行参数以及设备都接近于正常调节范围的下限，调节、安全裕度较小，存在协调控制系统调节品质差、AGC 响应速度慢、一次调频性能差、燃烧不稳定等问题。
在低负荷工况时，机组被控过程的动态特性变化显著。
煤质、燃烧稳定性、电网调度指令的频繁变化等各种扰动因素叠加时，采用常规PID 和并行前馈的控制策略有时难以有效控制，需要针对深度调峰工况进行逻辑优化。
1.2大负荷区间主、再热汽温控制深度调峰工况下，给水量、燃料量、减温水、协调等回路因为调节对象特性相比中高负荷工况差异明显，过热汽温控制品质不能满足自动连续运行要求，负荷稳定时汽温控制一般，在变负荷时，主汽温控制偏差较大，有时主汽温控制的较低，影响机组经济性，需要做出针对性的逻辑优化。
再热汽温控制采用尾部烟道挡板调整，再热烟气挡板控制无法投入自动，运行人员手动操作量大，且再热汽温波动较大。
有时再热汽温控制的很低，影响机组经济性。
由于配煤不均，燃料量波动大，频繁开关锅炉尾部烟道挡板，造成再热汽温波动大。
1.3脱硝排放控制系统脱硝喷氨控制控制无法投入自动，运行人员手动操作量大，且烟囱入口 NOx 浓度波动较大，存在超标风险。
另外，NOx 浓度测量存在测点少、延迟长等特点，动态过程中极易造成控制回路振荡发散，值班员监盘时工作量大，存在过度喷氨的现象，加剧空预器、烟冷器的堵塞程度。
超超临界机组协调控制系统优化与AGC指标提升
摘 要 某厂 600 MW 超超临界直接空冷燃煤机组自商业运行以来,机组变负荷性能不佳、“ 两 个细则” 考核效果不理想,设计与实施了一套全新 的 智 能 型 协 调 控 制 系 统,通 过 控 制 策 略 的 调 整 和 参 数寻优,机组的运行稳定性和变负荷性能都有了较大的提升。 实际的投运效果表明,改进后的自动发 电量控制( AGC) 功能可以有效提高机组的负荷响应能力,在保证机组安全经济运行的同时,满足了 电网 AGC 运行的需求。
在变负荷过程中,当汽机调门响应负荷指令充分 利用锅炉蓄 能 时,主 汽 压 力 若 波 动 较 大 超 出 合 理 范 围,一方面通过汽 机 调 门 的 压 力 拉 回 作 用, 限 制 调 门 继续拉大压力偏差,另一方面在锅炉前馈环节上叠加 一预定的量,以加 快 锅 炉 主 控 的 调 节 作 用, 通 过 锅 炉 和汽机协同作用,使主汽压力快速回稳,并恢复被利 用了的锅炉蓄能。 3. 4 给水主控
给水控制的智能化处理体现在分离器出口温度 的智能化调节上,如加负荷时,为了提高变负荷性能, 要求给水快速增加,分离器出口温度一般会下降,此 时温度的调 节 作 用 会 降 低 负 荷, 为 了 保 证 变 负 荷 性 能,实现先变 负 荷 再 恢 复 汽 温 的 策 略, 分 离 器 出 口 温 度下降在安全范围内闭锁减少给水流量的调节作用。 在加负荷结束或温度偏差过大时,恢复分离器出口温 度的调节作用。 变负荷过程中允许分离器出口温度 在一定范围内波动,在一定程度上避免给水的温度修 正对负荷响应的反作用。 3. 5 智能超调的设计
机组负荷的变化本质上是依靠给煤量变化来实 现的,而该机组制粉系统配置 的 是 6 台 直 吹 式 磨 煤 机,对于该类制粉 系 统, 从 给 煤 机 转 速 的 变 化 改 变 给 煤量到磨煤机把煤加工成煤粉,最后通过一次风把煤 粉送到炉膛燃烧转化成热量需要 经 过 约 3 min,因 此 单纯靠 改 变 给 煤 量, 机 组 很 难 取 得 理 想 的 变 负 荷 性能。
600MW机组协调控制系统优化
600MW机组协调控制系统优化作者：孙涛来源：《硅谷》2011年第18期摘要：阐述河北国华沧东发电有限责任公司一期工程2×600MW机组采用的协调控制系统的原理，分析机组在进行升降负荷时锅炉与汽轮机之间能量平衡关系，针对机组投运初期协调控制系统在负荷升降过程中存在的主汽压力和负荷相互适应能力差的问题以及投入AGC后升降负荷速度慢的情况进行深入分析，找出问题的根本原因，通过采取有效的优化措施，并进行AGC方式下负荷升降试验，验证优化工作取得良好效果。
关键词：协调；控制；AGC；优化中图分类号：TK39 文献标识码：A 文章编号：1671－7597（2011）0920193－011 机组概况河北国华沧东发电有限责任公司一期工程为两台600MW亚临界燃煤发电机组。
汽机岛由上海汽轮机厂供货，锅炉岛由上海锅炉厂供货。
2 协调控制系统控制原理协调控制的设计方案是以锅炉跟随为基础的协调控制系统，原设计机组采用定-滑-定运行方式，从0到27%为定压方式运行，27%到77%负荷区间为滑压运行方式，77%以上为定压运行方式。
锅炉主控输出指令由以下几个部分组成：1）机组负荷指令给定值信号；2）机组负荷指令给定值的微分信号；3）机组负荷指令目标值的微分信号；4）机组滑压设定值的微分信号；5）频差信号；6）压力设定值与实际值偏差的微分信号；7）锅炉主汽压力PID调节器输出信号。
其中，机组负荷指令给定值信号为锅炉主控制器的主前馈信号，其他微分前馈用于在机组负荷升降过程中提高锅炉主控制器的响应速度，压力设定值与实际值偏差的微分信号用于在主汽压力与设定值偏差过大时快速动作锅炉主控制器帮助调节主汽压力。
在机组负荷指令变化的初期汽机侧调门是基本不变的，因为送到汽机控制器的机组负荷指令要经过一个四阶滞后，延时时间t为锅炉产生蒸汽时间的0.2倍。
经过四阶惯性环节延迟后的负荷指令还要加上压力拉回回路计算的结果，再与实际负荷值进行偏差运行，偏差值经PID 回路计算后做为汽机主控的输出送往DEH控制系统控制阀门开度。
600MW超超临界机组热工控制系统设计与优化
中需要注意 的一些关键 点及相关措施 ， 可供 国内同型机组参考 。
关键词 ： 超超 临界 ； ＭＣ Ｓ ； 连锁保护 ； Ｏ Ｍ Ｗ 火 电机组工程 是华南地区首个超 超 临界燃煤机 组项 目， 其锅 炉采 用哈尔滨锅炉厂 引进三菱 公司 技术制造 的超超 临界变压直流炉 。本文从热工控制 角度 ， 介 绍 其控制系统设计理念 以及调试， 生产过程 中的相关改进措施 ， 以
是在 负荷指 令变化时 ， 各子 系统 （ 水、 煤、 风、 摆 角、 挡板等） 按负 荷变化 速率提前 同步动 作， 尽快缩 短锅炉系 统惯性大 、 迟滞 时 间长 所 造 成 的影 响 ［ １ ］ 。
的稳定性 大大提高 ， 稳态 时全程可 以达到额定 温度参数 ， 动态 时未再发 生汽温大幅下降的情况。 （ ３ ） Ｒ Ｂ控制系统设计。 从整体上讲， Ｒ Ｂ控制系统由触发 回路 、主汽压力 Ｒ Ｂ控制
２ ＭＣ Ｓ系统
超（ 超） 临界机 组 ＭＣ Ｓ系统 的重 点和难 点在“ 协调 控制 ” 、 “ 汽温控制 ” 和“ Ｒ Ｂ控 制 ” ： （ １ ） 协调控制、 汽温控制及其相关性 。 随着 电网 Ａ Ｇ Ｃ考核系统 的严格 执行 ，以锅 炉跟随为基础 的协调控制 系统 已成 为必然之选 。该策略由汽 机直接 响应机 组
①优 化原方案 中 自动调节 回路系统参数 ， 包括 ： 重新 调整 锅炉 Ｂ Ｉ Ｄ指令与水 、 煤、 风等各子系统之 间的参数 曲线 ； 重新调 整锅炉并行前馈 Ｂ Ｉ Ｒ — Ｆ Ｆ ； 增加温 降修正 回路 的强度 ， 扩 大各级
过热汽温 的适应 范围； 调整过热度越 限工况下 的给水 流量 超弛 回路 的强度 （ 增加 当前负荷值 对回路强度 的变增益修 正 ， 防止 给水过量） 。这些措施的实施， 有效增 强了控制 系统适应性 ， 提 高 了调节精度 ， 减小 了变负荷过程 中的汽温动态偏差。
600MW超临界机组总体介绍
600MW超临界机组总体介绍
首先，600MW超临界机组是一种燃煤发电机组，采用超临界锅炉及超
临界蒸汽参数运行。
其设计能力达到了600兆瓦，是一种大型的发电机组。
它采用了先进的燃煤发电技术，具有较高的发电效率，可以最大限度地利
用煤炭资源。
600MW超临界机组的核心设备是超临界锅炉。
它采用了高温高压的工质，将锅炉内的水蒸汽压力提高到临界值以上，使得蒸汽温度大幅度提高。
这种工艺使得机组的热效率得到提高，能耗减少。
同时，超临界锅炉还具
有较小的包容性和快速启停的特点，适合应对电网负荷波动和需求峰谷的
变化。
此外，600MW超临界机组还采用了先进的自动化控制系统。
通过实时
监测和分析各项参数，调整机组的工作状态，使其保持在最佳的工作状态。
这种自动化控制系统能够有效地提高机组的稳定性和可靠性，减少人工干
预的需求。
总的来说，600MW超临界机组是一种现代化、高效能的发电设备。
它
不仅具有高热效率和低耗能的特点，还具有较低的排放量和高度自动化的
控制系统。
这使得600MW超临界机组成为了目前燃煤发电的首选，为能源
供应提供了可靠支持，同时也对环境保护做出了贡献。
600MW超临界机组汽轮机正暖控制系统优化
Ａｂ ｔ ａ ｔ Ｉ ｒ ｅ ｏ ｓ ｌ ｅ ｔ ｅ ｐ ｏ ｌ ｍｓｏ ｃ ｒ ｉ ｇ ｉ ｏ ｗａ ｄ ｗａ ｍｉ ｇ ｏ ｕ ｂ ｎ ｓａ ｏ ｔｎ Ｐ ｃ ｌ ｄ ｒ ｓｒ ｃ ：ｎ ｏ ｄ ｒ ｔ ｏ ｖ ｈ ｒ ｂ ｅ ｃ ｕ ｒｎ ｎ ｆ ｒ ｒ ｒ ｎ ｆｔ ｒ ｉ ｅ ｄ ｐ ｉ ｇ Ｉ ｙ ｉ ｅ ｎ
Ｈｕ ｎ ｓ ｅ ｇ Ｓ ｎｊ ｕ Ｇａ ・ａ
（ ｅ ｉＦｅ ｈ ｗｅ ｅ ｒ ｔｏｎ Ｃｏ． Ｈ ｂ ｎｇ ｅ Ｐｏ ｒＧ ｎｅ ａ ｉ ，Ｌｔ ，Ｈ ｅ ８ ０ ｄ． ｂｉ ４５ ０ ８，Ｃｈｉ ａ ｎ）
缸进 行适 度预 暖 ， 小 汽轮 机 切 缸 过 程 中 因大 量 减
２ ０
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２ ０
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调 门分配前 阀门指令
蒸汽 进人 高 压 缸 引 起 的过 大 热 应 力 。 高 压 调 节
门管 理 曲线见 图 １ 调 门分 配 前 阀 门指 令 相 当 于 ， ＤＥ 发 出 的 阀门 总 开 度指 令 。由 于各 个 调 节 门 Ｈ
摘 要 ： 对 采 用 中 压 缸 启 动 的汽 轮 机 在 正 暖 过 程 中 高 压 调 节 门开 度 过 大 或 过 小 的 问 题 ， 出 增 加 部 分 针 提
控 制 逻 辑 以对 其 正 暖控 制 逻 辑 进 行 优 化 ， 服 了 高 压 调 节 门 开 度 的不 确 定 性 ， 加 了灵 活 性 ， 提 高 了机 组 克 增 并
的 安 全 性 ， 保 汽 轮 机 能 够 正 常 地 暖机 。 确 关键词 ： 汽轮 机 ；正 暖 ；控 制 逻 辑
中图分类号 ： ２ ７ ＴＫ ６ 文献标识 码 ： Ａ 文 章 编 号 ： ６ １ ８ Ｘ（ ０ １ ０ — １ ９０ １ ７ — ６ ２ １ ） ２０ ０ —３ ０
对我国大型火电机组协调控制系统的分析
对我国大型火电机组协调控制系统的分析摘要：目前我国火电站领域的技术具有快速的发展，单元机组的容量已从300mw发展到600mw，外高桥电厂单元机组容量已达到900mw。
dcs系统在火电站的成功应用，大大提高了电站控制领域的自动化投入水平。
本文主要对大型火电机组的两种主要炉型-汽包炉和直流炉机组的协调控制系统的设计机理进行概要性的说明。
关键词：火电站；汽包炉；汽轮机一、协调控制系统的功能和主要含义协调控制系统是我国在80年代引进的火电站控制理念，主要设计思想是将锅炉和汽机作为一个整体，完成对机组负荷、锅炉主汽压力的控制，达到锅炉风、水、煤的协调动作。
对于协调控制系统而言包含三层含义：机组与电网需求的协调、锅炉汽轮机协调以及锅炉风、水、煤子系统的协调。
锅炉汽轮机的协调被认为是机组的协调，主要是协调控制锅炉与汽轮机，提高机组对电网负荷调度的响应性和机组运行的稳定性。
从协调控制系统而言，对汽包锅炉和直流锅炉都具有相同的控制概念，但由于两种炉型在汽水循环上有很大的差别，导致控制系统具有很大的差别。
二、汽包锅炉机组的协调控制系统汽轮机、锅炉协调控制系统概念的引出，主要在于汽轮机和锅炉对于机组的负荷与压力具有完全不同的控制特性，汽轮机以控制调门开度实现对压力、负荷的调节，具有很快的调节特性，而锅炉利用燃料的燃烧产生的热量使给水流量变为蒸汽，其控制燃料的过程取决于磨煤机、给煤机、风机的运行，对压力、负荷的调节具有很慢的调节特性。
因此协调控制系统就是要以优良的控制策略实现对锅炉-汽轮机的统一控制。
以达到锅炉-汽轮机组对负荷响应的快速性和对压力控制的稳定性。
协调控制系统的设计包含了两种协调控制方式，一种是以炉跟机为基础的协调控制系统，这种协调控制方式是建立在锅炉控制压力、汽机控制功率的基础上，具有负荷响应快的优点。
另一种是以机跟炉为基础的协调控制系统，这种协调控制方式是建立在汽机控制压力、锅炉控制功率的基础上。
对于炉跟机为基础的协调控制系统有必要提到80年代中期引用的直接能量平衡控制系统，该控制系统的引用，使汽包锅炉机组的协调控制系统从探索趋于成熟，使汽轮机-锅炉协调控制系统趋于简单、响应性快、稳定性高。
600MW超临界机组适应电网灵活性调峰探索
600MW超临界机组适应电网灵活性调峰探索随着社会经济的不断发展和用电需求的增加，电力系统的安全稳定运行面临着日益严峻的挑战。
特别是在电力消费高峰期，电网将面临较大的负荷挑战。
为了更好地适应电网的灵活性调峰需求，600MW超临界机组成为了一种新的尝试和探索。
下面将对600MW超临界机组适应电网灵活性调峰的相关情况进行详细介绍。
600MW超临界机组是指其机组功率达到了600兆瓦，并且其所采用的燃煤技术达到了超临界状态。
这种机组具有高效、低排放、可靠性强等特点，是当今电力工业中非常先进的一种机组类型。
600MW超临界机组在适应电网灵活性调峰方面具有很大的潜力和前景。
600MW超临界机组具有较高的燃煤燃料适应性和快速启动能力。
由于其采用了先进的超临界燃煤技术，使得其可以适应各种类型的燃煤，并具有较高的燃煤燃料适应性。
在电力调峰需求高峰期，600MW超临界机组可以快速启动，并且在较短的时间内达到全负荷运行状态，从而能够满足电网调峰的要求。
这种能力对于提高电网的灵活性和稳定性具有非常重要的意义。
600MW超临界机组在环保方面也具有很大的优势。
其采用了先进的燃煤技术，使得其在燃煤燃料的燃烧过程中，排放的污染物大大降低，从而减少了对环境的影响。
这种环保的特点使得600MW超临界机组在大规模应用时，能够有效减少电力系统的环境污染，保护生态环境。
600MW超临界机组适应电网灵活性调峰探索具有很大的潜力和前景。
其高效、灵活、环保的特点使得其能够更好地满足电网灵活性调峰的需求，提高电网的稳定性和灵活性。
600MW超临界机组也可以为电力系统的可持续发展做出很大的贡献。
加大对600MW超临界机组的研究和推广应用，将有助于推动电力系统的智能化、绿色化发展。
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第1期(总第152期)2009年2月机械工程与自动化MECHANICAL ENGI NEER ING & AU TOMATION No.1F eb.文章编号:1672-6413(2009)01-0121-032×600MW 超临界机组协调控制系统分析与优化杨 亮1,牛玉广1,高志存2(1.华北电力大学控制科学与工程学院,河北 保定 071003; 2.河北省电力研究院,河北 石家庄 050021)摘要:对华能上安电厂2×600MW 超临界机组协调控制系统的构成、特点等进行了分析。
在机组试运行期间,对此协调控制系统进行了整定和优化,机组在40%～100%MCR 负荷段具有优良的负荷适应性。
机组主要参数调节品质优良,安全和经济性能得到了可靠保证。
关键词:协调控制系统;超临界机组;优化中图分类号:T P273 文献标识码:A收稿日期:2008-08-11;修回日期:2008-10-06作者简介:杨亮(1983-),男,河北石家庄人,在读硕士研究生。
1 机组概况华能上安电厂2×600MW 超临界机组锅炉由东方锅炉股份有限公司提供,采用6套双进双出钢球磨直吹式制粉系统,每套对应一个燃烧层。
每台磨配备2台给煤机,12台刮板式给煤机均采用变频转速调节。
给水系统采用2台汽动给水泵,各带50%额定负荷,1台30%额定负荷的电泵为启动和备用。
汽机选用的是东方汽轮机厂生产的单轴空冷、三缸四排汽、低压缸双流、中间再热式汽机。
DCS 系统采用了北京ABB 贝利控制有限公司的INFI 90分散控制系统。
2 600MW 超临界机组机炉协调控制策略上安电厂600MW 超临界机组协调控制系统主要包括机主控(T M )、炉主控(BM )、负荷指令设定、压力设定、协调方式切换、辅机故障减负荷(RU NBA CK )、频率校正等功能回路。
对应于机主控、炉主控,有4种机组运行控制方式,分别是机炉协调方式、汽机跟踪方式、锅炉跟踪方式和机炉手动方式。
该电厂协调控制系统采用以锅炉跟踪方式为基础的协调控制方式。
锅炉跟踪协调方式下,炉主控负责维持机前压力,机主控用于控制机组负荷。
机组的负荷响应速度快、负荷控制精度较高,但机前压力波动幅度较大。
2.1 负荷指令与压力定值处理回路(1)负荷指令处理回路:负荷设定回路接收运行人员手动设定的目标负荷或中调自动发电(AGC )指令,经速率限制、负荷上下限限制和负荷指令闭锁增减运算后分别送往机主控、炉主控等回路;频率校正回路负责把频差信号转换为负荷偏差信号,叠加到负荷指令上。
(2)压力定值处理回路:其设计了定压、滑压两种压力运行方式。
在滑压方式时,根据负荷—压力定值关系(见表1)确定机前压力定值。
压力定值变化时,按给定的压力变化速率进行限速。
压力定值和压力变化速率可以在OWS 上进行设定。
表1 上安电厂600M W 机组滑压负荷—压力关系目标负荷(MW )压力设定值(MPa )08.730014450205402462024.22.2 锅炉主控锅炉主控设计有2种方式:BF 方式和CCS 方式。
BF 方式锅炉主控PID 逻辑如下:将限幅限速后的主汽压力作为给定值,主汽压力测量值作为过程值,未投入BF 方式时,PID 输出强制跟踪锅炉主控输出,投入自动时,将根据主汽压力及其设定值的偏差进行PID 计算。
该种方式下,PID 的输出再加上1个分量(相当于前馈作用)后作为锅炉主控的输出量,这个分量包括3个部分:¹主汽压力的偏差;º主汽压力设定值×调节级压力的函数/主汽压力;»主汽压力值,即经50s 滤波后的主汽压力值。
CCS 方式锅炉主控的PID 逻辑如下:接收主汽压力偏差进行PID计算,机组负荷偏差作为前馈量输入PID。
该种方式下,PID的输出再加上1个分量(相当于前馈作用)后作为锅炉主控的输出量。
这个分量包括3个部分:¹主汽压力的偏差;º经过50s滤波后机组负荷指令×系数;»主汽压力值×系数。
2.3 汽机主控汽机主控设计有TF方式和CCS方式。
TF方式汽机主控PID的逻辑相对比较简单,任务是控制机前压力。
未在T F方式时,它跟踪汽机主控输出值,自动方式时,根据主汽压力及其设定值进行PID计算,并将计算结果送给汽机主控。
CCS方式时,汽机主控接收机组当前功率和机组负荷指令的偏差,进行PID计算,同时引入机前压力偏差和机组负荷指令作为前馈量。
在非CCS方式下,跟踪汽机主控输出值。
2.4 燃料量和给水量的比值控制回路燃料量和给水量的比值控制回路采用水跟煤的控制方式。
当锅炉燃料量指令改变时,根据设计煤种的发热量自动改变给水流量设定值,如果煤种发热量变化或其它因素的影响导致水煤比偏离设计值,再用给水流量对锅炉汽水分离器入口蒸汽温度进行校正。
锅炉汽水分离器入口温度的设定值根据汽水分离器出口压力经函数发生器自动给出。
给水流量指令按下式确定:给水流量指令=惯性环节迟延后的锅炉主指令×燃水比函数+微过热点温度调节器的输出。
3 协调控制系统存在的问题及优化方案3.1 协调控制系统存在的问题(1)机组采用双进双出钢球磨直吹式制粉系统,其燃料—负荷、燃料—压力特性惯性及滞后较大,机组蓄热量较小,水—燃配比要求严格,机炉动态特性差距悬殊,仅靠利用锅炉蓄热量提高负荷响应速度是不可行的,而仅采用常规方法控制负荷,无法解决响应速度过慢与超调严重之间的矛盾。
(2)燃料主控投入自动方式时,设定值是锅炉主控下发的燃料量指令,被调量是总燃料量,调节对象是磨煤机负荷风挡板,即根据锅炉燃料量要求来调配各磨煤机负荷风挡板开度,以改变总燃料量使之满足要求。
因为上安电厂采用的双进双出直吹钢球磨供应的燃料量是根据一次风量来间接计算的,一方面由于测量技术的限制,一次风量难以测量准确,经常发生零点漂移等问题;另一方面风量中所含的煤粉量也不可能完全恒定,所以燃料量的计算是比较模糊的,给燃烧调节带来很大不便。
由于磨煤机入口风道为倒“F”形状,两侧负荷风门同时开启时容易出现抢风现象,且负荷风测量不准确,无法用负荷风量表征实际的燃料量,给协调控制系统的投运带来很大困难。
(3)给水控制的设计采用水跟煤的控制方式,当锅炉燃料量指令改变时,根据设计煤种的发热量自动改变给水流量设定值,如果煤种发热量变化或其它因素的影响导致水煤比偏离设计值,再用给水流量对锅炉汽水分离器入口蒸汽温度进行校正。
而由于直流炉的特性,当锅炉燃烧扰动导致中间点温度变化后,给水流量的变化导致主汽压力的迅速波动,进而影响负荷变化,并影响到过热汽温调节和减温水流量变化。
3.2 协调控制系统的优化措施3.2.1 调节器变参数控制为解决动态快速响应与稳态平稳之间的矛盾,我们采用调节器变参数控制的设计思想:在负荷升、降动态变化过程中,适当减弱负荷调节器的调节作用,使负荷指令前馈信号起主导作用;当实际负荷接近目标负荷时,前馈信号动态过程基本结束,通过变参数适当提高调节器的调节作用,使实际负荷尽快达到目标负荷。
图1为变参数控制示意图,变参数控制通过INFI 90功能码FC24(ADAPT)实现,即根据实际负荷与目标负荷的差值大小,自动调整负荷调节器的比例系数、积分系数等。
实践证明,变参数控制有利于实现负荷的动态快速响应与稳态稳定。
图1 变参数控制示意图3.2.2 大偏差回拉调节策略如果机组运行尚未稳定或正常运行时遇到过大扰动,负荷可能会出现大幅度偏差(如超过±7MW)。
由于负荷调节器采用变参数控制,在大偏差时调节作用偏弱,会出现大偏差持续较长的现象。
大偏差回拉回路用于通过加、减燃料量将负荷拉回稳态区域(偏差±4MW),然后由负荷调节器通过正常调节将负荷稳定在定值附近。
3.2.3 给水自动调节优化(1)中间点温度的设定:首先,根据分离器出口压力计算对应状况下的饱和蒸汽温度;然后,根据锅炉运行要求,加上过热度后作为中间点温度的给定值。
根据分离器的压力不同来设置不同的过热度。
过热度可以由运行人员手动设定偏置,设计中考虑了汽水分离器入口蒸汽温度最小过热度限制,当过热器喷水流量占总给水流量的比例与设计值偏差过大时,再对汽·122· 机械工程与自动化 2009年第1期 水分离器入口蒸汽温度设定值进行小范围的增减。
(2)给水流量指令的形成:当给水泵均在手动方式时,给水流量指令计算PID (主调节器)给定值跟踪中间点温度;当任一泵在自动方式时,PID 的SP 采用中间点温度设定值。
给水泵全手动情况下,PID 输出跟踪实际给水流量;任一给水泵投入自动时,根据中间点温度偏差进行PID 计算,自动修正给水流量设定值。
经过多次试验和研究,我们在给水流量指令计算PID 上添加了2个前馈量:一个是锅炉主控,即燃料量指令信号,根据平常运行中给水流量和磨煤机负荷风总量的经验比值,目前采用了6∶1的前馈量,这个前馈量相当重要,当锅炉燃料量指令发生改变时,提前相应改变给水流量设定值;另一个前馈量采用了机组负荷指令,这样可以很大程度上迅速跟上甚至超前于燃料量的变化,使得进入锅炉的燃水比值尽可能地始终维持一定。
3.2.4 制粉系统燃烧自动调节针对负荷风测量偏差较大的情况,采用磨煤机入口一次风量进行折算后表征实际燃料量。
该方式要求在协调方式投入中磨煤机旁路风尽可能关闭,以确保磨煤机入口一次风量准确地表征燃料量。
采用以上方式后,磨煤机负荷风调节挡板接收煤主控的输出指令,用磨煤机入口热风调节挡板来调节入口一次风量即燃料量。
磨煤机入口热风调节挡板的设定值采用容量风调节挡板的平均指令形成,为避免热风挡板投入自动时产生较大的设定值扰动,在其设定值回路增加了可变系数K ,K 值为磨煤机入口一次风量与容量风调节挡板平均指令的比值,在热风调节挡板投入自动后,K 值保持,这样就避免了投入自动时设定值的变化。
4 现场投运情况图2为上安电厂6号机组在机炉协调控制方式下,负荷以10MW/min 的变化速率,从480MW 减至450MW 再增至540MW 的负荷变动试验时的响应曲线。
图2中,1为负荷指令(量程0MW ～620MW );2为实际负荷(量程0MW ～620MW);3为主汽压力设定值(量程12MPa ～26MPa );4为主汽压力(量程12MPa ～26MPa );5为主汽温(量程400℃～600℃);6为主汽温设定值(量程400℃～600℃);7为中间点温度设定值(量程350℃～550℃);8为中间点温度(量程350℃～550℃)。
从图2可以看出,负荷的最大超调量为4MW ,压力最大超调量为0.4MPa,主汽温度的最大动态偏差在±6℃范围内,中间点温度最大动态偏差在±5℃以内。