火电厂自动调节系统投入考核状况的思考.docx
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火电厂自动调节系统投入考核状况的思考
火电厂自动调节系统投入考核状况的思考
2007-5-814:
21:
00
摘要：
本文分析了热工“三率”检查为电厂热工自动化工作带来的利弊，提出了考核火电厂热工自动调节系统的新思路。
同时分析了热工自动调节系统的现状和难点。
关键词：
热工三率，自动调节系统，安全性，经济性
1．自动调节系统检查的现状
电厂自动调节系统一直以来，都受到行业的普遍重视。
以前经常进行热工“三率”抽查，或者定期的检查，“热工三率”其中就包括一项自动投入率。
应该肯定，“热工三率”（以下简称“三率”）检查，为电厂自动投入工作有一个非常大的促进作用。
但是，其中的弊端也渐渐为大家所明确。
其弊端可以概括为如下几点：
1．1．过于机械，强调共性，忽略各电厂的个性。
每个电厂都有各自独特的问题，自动投入的情况也就受到机组环境的影响。
比如有的机组，炉膛负压自动调节系统在投入过程中，经常因为一些生产因素，受到干扰。
有的锅炉需要打开人孔门进行观察处理，在打开人孔门的时候，导致炉膛负压测量突变。
但是这个突变因为不是机组运行造成的，因而可以不予理睬，但是自动就要进行干预。
再比如，有些电厂的汽封压力自动一般一个月都难调整一次，没有投入的必要。
而我们的“三率”的检查却不管生产运行情况，一概进行统计。
因而有些不够科学。
1．2．对一些重要自动控制系统重视不够。
不管新老机组，对各个电厂都非常重要的几个自动调节系统，却泯没在“三率”里面，没有受到应有的重视。
一般来说，电厂最为重要的自动调节系统有如下几个：
汽包水位自动调节系统
主汽压力自动调节系统
一次汽温自动调节系统
协调控制
磨煤机综合调节系统
关于二次汽温自动调节系统，后面还有叙述。
因为情况复杂，不列入。
对于以上自动调节系统，也许各个电厂都可以投入，但投入的质量却有很大不同。
并且，正因为这几个重要自动，才使得机组的安全性经济性得到重大提高，电厂最需要投入的，也是这些自动。
当然，像高低加水位、除氧气水位等系统也非常重要，但是系统简单，投入容易。
机侧最为麻烦的自动调节系统，也不过是若干系统之间互相影响耦合的状况，通过一些逻辑就可以平衡。
故不列入讨论。
而“三率”检查中，对于这些系统重视不够。
1．3．重要参数指标重视不够
电厂自动调节系统里，一些指标非常重要，而另外一些指标的重要性就相对小一些。
比如汽包水位波动范围、主汽压力波动范围、主汽温度波动范围、负荷波动范围等一些参数。
这些参数波动的范围一方面影响着机组的安全性经济性，另一方面是衡量自动调节系统的一个重要依据。
但是，“三率”中就没有对这些参数的考核。
笔者没有参加过高层次的会议和讨论，不了解一些决定的原因。
最近笔者注意到，中国电力企业联合会科技服务中心、全国发电机组技术协作会（2006年11月四川成都）最近颁布的《全国火电100MW及机组技术协作会 2005年度机组竞赛评比数据汇总表》中，就干脆删除了“热工三率”这一项，单单保留了保护投入率。
是不是有笔者所说的这几种可能呢？
我想，“三率”确实存在着许多问题，但是完全取消自动投入率，也是欠考虑的。
2．自动调节系统对电厂的经济性安全性的影响
自动调节系统对电厂的经济性和安全性是有很大影响的。
而且，现在的新建机组大多考虑了对人员数量的要求。
那么只有自动调节系统投入得好，才有可能精简人员。
否则，运行人员在各个参数之间疲于应付，不光要影响经济性，也要影响机组的安全性的。
下面，就几个重要系统，试分析其经济性和安全性：
2．1．汽包水位调节系统
该系统是电厂最重要的自动调节系统之一，汽包水位也是锅炉重要参数之一。
锅炉操作人员也在很大程度上予以关注。
如果汽包水位过高，将会引起过热蒸汽带水甚至满水。
使得蒸汽品质恶化，汽轮机叶片遭受冲击；汽包水位过低，将会干锅，破坏水循环，甚至烧坏水冷壁。
有的电厂给水泵-执行机构线性曲线不够理想。
笔者所在的单位，在50%开度左右，每改变1%的开度，给水流量变化＞30吨/小时，而过了这个区域，流量只变化10~20吨/小时。
如果此时自动投入情况不好，那么会给运行调节带来很大的麻烦，甚至有操作失误的可能。
操作失误带来的可能就是汽包“干锅”或者蒸汽带水甚至满水。
危害是很大的。
2．2．主汽压力自动调节系统
许多情况下，都把该系统归入了协调控制系统之内。
因为这个系统非常重要，所以我们把它单列出来。
主汽压力因为控制的是给粉量，因而对炉膛燃烧影响比较大。
主汽压力不稳定的话，带来的影响是多方面的。
首先要影响机组负荷，其次要影响一、二次蒸汽温度，使得这些参数波动。
有些锅炉，比如武汉的135MW440T/h中间储藏式锅炉，主汽压力波动会引起一次气温大幅度波动。
另外一个方面，如果主汽压力波动过大，还会影响到整个机组的安全性。
目前电厂机组的安全保护工作已经做得很完善，汽压超高的话，会有相应的安全阀及旁路系统动作，以降低汽压。
但是，一方面对空排气噪音扰民，另一方面也会降低经济性。
好的主汽压力调节系统除了参数稳定以外，至少可以做到汽压极少超高甚至不超高。
2．3．汽温自动调节系统
汽温自动调节系统包含若干个系统，根据各个机组的情况而定。
大的方面，分为一次汽温和二次汽温自动调节系统。
一般来说，共包括如下几套系统：
一级减温两套，二级减温两套，一级再热减温两套，二级再热减温两套。
共八套自动调节系统。
再热减温根据各机组情况有所不同。
汽温系统是在经济性和安全性之间的平衡。
主汽温度过高，过热蒸汽管道、阀门、汽机喷嘴、叶片等设备和部件的钢材，就会存在加速蠕变的可能。
严重的超温，甚至可能使得锅炉爆管；反之主汽温度过低，又会影响机组的经济性。
“对于亚临界、超临界机组，过热汽每降低10℃，发电煤耗将增加约1.0g标煤/（kWh）。
再热气温每降低10℃，发电煤耗将增加约0.8g标煤/（kWh）”（注1）。
另外一种表述是：
“大约每降低5℃，热效率会下降1%”（注2）。
对于不同容量的机组，影响情况可能会有所改变。
2．4．协调控制
协调控制可以综合平衡机组负荷和主汽压力等波动的因素，对机、炉参数进行综合协调地控制，最终使得负荷和汽压都能够安全平稳地运行。
尤其是在机炉有较大扰动的时候，比如升降负荷、汽压波动等情况下，协调系统能够使得各项参数都波动不大，从而使机组能够更快速地升降负荷。
协调控制是火电厂最复杂的调节系统。
（这里仅仅论述自动控制方面）
2．5．磨煤机综合调节系统
目前来说，国内这个系统尚不成熟。
在磨煤机内实时存煤量、各风门及参数的自动控制方面，还存在着诸多问题，以待克服。
有许多厂家或者研究单位在这方面都作了许多工作。
但是笔者尚未发现完全成熟的能应用到各火电厂的系统产品。
笔者首次提出，将整个制粉系统的控制，列入一个“综合自动调节系统”来看待。
因为其中许多参数、设备互相耦合，互相干扰，非要对整个系统进行综合考虑不可。
故笔者认为这个提法是较为科学的。
当然，这个系统一旦能够投入，将不仅仅是一套自动调节系统了。
它是多个自动系统的统称。
该系统如果能够完全投入自动，磨煤机综合调节系统的优点是很多的，会影响到锅炉的安全性和经济性。
它可以促进磨煤机连续均匀地满足锅炉燃烧所需要的煤粉；将抵制粉单耗；防止煤粉自然、爆燃；减少锅炉运行人员工作强度等。
3．自动调节系统设备及程序、参数的现状
目前，国内几乎所有的机组都采用了DCS控制系统。
国外的DCS系统运行可靠但价格昂贵；国内的价格低，但是运行和维护的工作量都比较大。
根据国内的机组情况，大致可以分为几种状况。
首先声明，笔者没有崇洋媚外的思想，也没有贬低国产设备的倾向。
只是为了从自动调节系统方面，说明国内企业的现状。
（我坚信国内有许多设备的质量丝毫不比国外设备差，比如我曾经在一些网站上力推的上海玉叶仪表有限公司的执行机构，质量可靠耐用，价格低廉。
）现在从自动调节系统的角度，将国内机组的状况归纳如下：
3．1．机组、配套仪表设备、DCS系统、编制软件都采用进口知名设备。
国外的自动调节系统成熟完备，并且各种仪表、执行机构运行可靠，机构线性良好，各种参数设置合理。
笔者没有接触到这些厂家，不了解其中的问题和优点。
但是从一些看到的书籍上来看，感觉综合各种因素考虑，这样的机组运行可靠高效，各种自动调节系统设计合理，运行可靠。
但是投资也是相当高昂的。
欢迎有这方面经验的同仁给与指点批评。
3．2．国产机组、进口仪表及设备、进口DCS系统，国内编制DCS程序。
这一类企业往往采用国内专业的程序编制人员，比如热工调试所等机构。
他们也有着成熟的自动调节系统程序编制经验，和相当的参数整定经验。
但是在系统编程和调试阶段，有些时候相对粗糙。
在以后的运行过程中，自动调节系统有可能存在一些问题。
3．3．国产DCS系统，国内一些经验不太丰富的人员编制的程序。
这些企业存在的问题较多。
设备之间的匹配不够完善，阀门曲线不够合理，程序编制有可能会存在一些缺陷，参数整定也更为粗糙一些。
不管什么样的机组，他们的维护人员还是国内的。
目前，国内的维护人员更偏重于对DCS系统的学习。
国内各种论坛刊物上所发表的，也大多是对DCS系统的学习心得、应用经验。
很少有人去关注DCS程序的优化、参数的整定。
因而造成了国内自动调节系统质量参差不齐、参数整定稍显陌生的现状。
一般来说，所有国内企业的自动调节系统整体是比较可靠的。
很少甚至不会出现汽包水位偏差过大，蒸汽超压安全阀动作等极端的情况。
但是，这不能说明自动调节系统是非常合理的。
自动调节系统存在着各种问题。
这些问题有些是外在的，比如与设计煤种偏差大、设备之间匹配不够合理、阀门或者机构曲线不够理想等等问题。
这些问题已然存在，很难改变。
但是还有一些问题是可以努力的。
下面就我们可以努力的问题作一个探讨：
4．难题与重点
对于火电厂自动调节系统，目前存在的难题，从大的方面可以归结为三个部分：
4．1．1．外部因素
系统问题可以视为固有问题。
这些问题已然存在，这些问题往往跟整个机组的情况联系在一起，很难改正，或者改正费用很高。
从大环境来说，它们中的一部分问题是不可以弥补的；从自动调节系统来说，有的可以通过对控制策略的优化、参数的优化整定，得以弥补。
比如煤种与设计偏差过大，液力耦合器线性不好等问题。
4．1．2．控制策略问题
一般来说正在运行的自动调节系统，其控制策略都是国内较为成熟的。
理论上也都有足够的依据。
一般来说，不需要做过多的修改。
但是每个电厂都有自己的独特的问题存在，针对这些问题，有些时候，必须要对控制策略进行优化，否则，自动调节系统就不能很好的运行，被调量的运行情况就不能很平稳。
4．1．3．参数整定问题
电厂的大部分自动调节系统，参数整定都不存在太大的困难。
从安全角度讲，一般都没有太大问题。
但是，我发现，大部分系统的PID参数都有优化的空间。
其中，有些系统即使不优化，也不会存在太大问题，既不会影响安全性，也不会影响经济性；也有一些系统的PID参数，如果不优化，存在的问题是潜在的，不明显的。
比如高低加水位调节系统，对该系统作初步的参数整定即可，即使高低加水位波动稍为大一点，也不会影响系统的安全性和经济性。
潜在问题是执行机构动作次数可能会频繁一点，执行器电机烧坏的可能性会增加。
还有一些系统如主汽温度系统，如果不认真进行参数整定，主汽温度就会超差，系统的经济性就可能受到影响。
我在刊物里和网上发现一些论文，论述一些复杂调节系统的时候，认为凭现有的控制策略已经没有办法更好了，于是就修改控制策略，最终使得系统稳定性提高了。
这个方法大多数情况下是好的。
但是通过观察论文里附带的运行曲线后，我发现，其中有些问题可以不修改控制策略，而只对PID参数进行整定就可以实现。
也有的情况是，即使修改了控制策略，PID参数的整定还有一定的优化空间。
优化参数事半功倍，还对系统不产生不良后果。
由此可见，PID参数的整定还有一些工作要做。
我们对自动调节系统领域关注的偏少了。
相关论文也非常地少。
4．1．4．执行机构问题
执行机构存在最多的问题有：
空行程（死区），回差，线性不好，阀门漏流等。
对于重要的执行机构，如给水泵勺管、减温水执行机构等，需要用性能优良质量可靠的产品，并且从执行器到连杆到阀门（液耦），每个环节都要性能良好，否则对调解质量会产生很大的干扰。
上面只是从大的方面，总体阐述影响调节质量的因素。
这种阐述针对性不够强。
各电厂、各个系统都有各自的问题。
下面从系统的方面，根据以上所说的各个主要调节系统，来阐述其存在的主要问题：
4．2．1．汽包水位自动调节系统：
该系统从理论上说，已经相当成熟。
一般来说，我们不需要对控制策略做任何改动，就可以足够胜任自动调节任务。
但是问题还是有的。
比如有的液力耦合与执行机构，因设计生产的问题，会出现一些线性不好的情况。
如前面已经提到：
笔者所在的单位，在50%开度左右，每改变1%的开度，给水流量变化＞30吨/小时，而过了这个区域，流量只变化10~20吨/小时。
液耦部分因为设备价格昂贵，我们已经不可能对这些地方做优化修改，甚至更换。
那么也许会有人要从控制策略入手。
而我们的DCS系统偏偏不支持在线修改，并且，PID参数整定还大有可为。
那么我们为什么不从最为直接简单的方面入手呢？
事实证明，单纯修改PID参数，以及一些控制策略中的系数，是完全可以做得到的。
一般来说，一些人过于强调积分作用，导致该系统调节品质不能提高。
所以，一般来说，一个系统的调节质量的高低，除了外部原因以外，最直接最快速最简便的方法，首先是参数整定。
然后才是其它。
4．2．2．主汽压力自动调节系统
该系统也有着非常成熟的控制理论：
能量平衡公式。
也有的协调控制采用间接能量平衡系统。
但是在协调退出时，还以能量平衡公式的理论为主汽压力控制方式。
该系统通过控制进入炉膛的煤粉量，来达到控制主汽压力的目的。
一般来说，这个理论是相当成熟可靠的。
我们也没有必要对控制策略进行修改。
近期我在刊物上看到了几个关于主汽压力的论文，内容都是因为主汽压力波动大，而修改控制策略的。
但是我观察了原始曲线后，觉得还是不用修改控制策略就可以解决问题的。
并且从修改后的控制曲线上看，似乎控制参数还有优化的空间。
一般来说，该系统许多人不能大胆地加强副调的比例作用，导致调节品质不够太高。
前面我多次提到一些系统不用修改控制策略就可以完成任务。
但是，笔者相信，自己经历过的机组太少，很可能会存在一些特殊的难以预料的现象。
如果哪位同仁由于此不同的经验和看法，欢迎提出批评。
4．2．3．一次汽温自动调节系统
对于通常情况下的一次汽温控制，该系统的理论也是成熟的。
或者用导前微分单回路调节系统，或者用串级调节系统。
提醒维护工作者注意的是，用导前微分的时候，要注意PID输出的抖动，可能会导致执行机构动作过频；用串级调节系统的时候，要注意区分在主信号和超前信号之间的侧重点。
但是，该系统在国内机组中，问题是最多的。
首先是外扰。
当机组负荷快速、大幅度变动的时候，有些机组的一次汽温自动受到很大影响，无论怎样调解，都无法克服扰动。
这时，就有必要对控制策略进行改造，以克服外扰。
其次是内扰。
有些锅炉设计的磨煤机数量少，单台磨煤机功率很大；也有的锅炉三次风带粉严重。
在制粉系统启停的时候，它们都给给汽温带来很大的扰动。
这个时候，超前气温和主汽温的变化趋势往往不相吻合。
超前信号不能起到超前的作用，反而是一种干扰。
超前信号又不能完全舍去，因为平常时候还能用。
这时候，传统的串级或者导前微分调节系统的局限性就显示出来了。
需要针对内扰进行修改控制策略。
笔者在这一方面，略微有点经验，欢迎大家一起探讨。
4．2．4．二次汽温自动调节系统
二次汽温比一次汽温控制更为复杂，更为困难。
有的电厂只采用减温水调节温度。
这样做的好处是，温度控制相对简单容易。
缺点是一部分给水泵出口的水，没有经过高压缸做功，因而降低了经济性。
“对于亚临界机组，每喷入1%的减温水，发电煤耗降低约0.4~0.6g标煤/（kWh）”（注3）。
因而目前越来越多的机组采用别的办法调节再热汽温。
常用的方法有：
用烟风挡板调节，烟气再循环与热风喷射，摆动式燃烧器等。
笔者只接触过用烟凤挡板调节，其它两种没有接触，故不敢妄加评议。
许多电厂用烟风挡板调节再热汽温的效果不够理想。
烟风挡板的调节影响了锅炉内烟气的流动情况，有造成左右侧一次汽温不均衡的可能。
并且，因为烟风挡板干扰了烟气的流速，造成一次汽温扰动。
烟风挡板造成的烟气流速扰动首先作用在一次汽温主信号上，然后才是一次汽温的超前信号。
这样就给一次汽温的自动控制造成了非常大的困难。
因为笔者所在的单位烟风挡板执行机构故障，故不能积累更多的控制经验。
欢迎各位同仁给笔者指导。
4．2．5．协调控制
相信协调控制的理论也是很成熟的。
并且，只要主汽压力和负荷控制得稳，协调问题不大。
需要提醒的是：
如果负荷因参数设置不当而波动，有的机组要在比例和积分作用之间平衡。
一般来说，微分作用可以忽略。
4．2．6．磨煤机综合自动调节系统
因国内许多电厂尚未采用，笔者也没有这方面的成熟经验，故暂不讨论。
5．行业考核的主要参数刍议
既然笔者不赞成笼统地把自动投入率作为火力发电厂的一个考核指标，那么，怎样才能衡量一个电厂自动投入的情况呢？
相信有许多专家权威都比我更有经验，比我更有发言权。
我谨就我个人的看法发表一点意见。
笔者主张对一些重要的自动调节系统的重要参数进行比较。
下面逐一叙述：
5．1．汽包水位自动调节系统
主要参数：
汽包水位波动范围。
参见相关标准。
次要参数：
执行机构动作次数。
一般每分钟波动不超过7、8次。
好的自动甚至可以达到每分钟只动作一次。
5．2．主汽压力自动调节系统
主要参数：
主汽压力波动范围。
参见相关标准。
好的系统可以达到在额定值±0.1MPa范围之内。
次要参数：
PID输出调节曲线不能有毛刺。
给粉机转速波动范围不能太大。
（需要具体讨论）
5．3．一次汽温自动调节系统
主要参数：
主汽温度波动范围。
参见相关标准。
次要参数：
执行机构动作次数。
一般每分钟波动不超过7、8次。
5．4．协调控制系统
主要参数：
主汽压力波动范围。
参见相关标准。
负荷波动范围。
参见相关标准。
次要参数：
负荷响应AGC能力。
（需要具体讨论）
5．5．磨煤机综合自动调节系统
（需要根据具体情况讨论）
5．6．其他
高低加水位、凝结器水位、除氧器压力水位、炉膛负压等系统，参数同上。
由上面的叙述可以看到，笔者更主张对各调节系统的参数进行考核。
同时根据个电厂的具体情况相应对待。
有的电厂某个自动不好用的时候，最好考核小组能给出具体的优化建议。
或者根据情况列出一些难点，号召大家集思广益，经过讨论或者实践，得出更好的办法。
这样做是不是对整个热工自动控制行业更为有益？
注释：
注1：
引自《电站锅炉运行与燃烧调整》，第75页。
黄新元编著，中国电力出版社出版。
注2：
引自《热力过程自动化》，第257页。
陈勤奇、康伦定主编，水利电力出版社出版。
注3：
引自《电站锅炉运行与燃烧调整》，第82页。
参考书目：
参见注释。
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