MW超超临界机组协调控制策略.pdf

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660MW超超临界机组协调控制策略CoordinatedControlStrategyfor660MWUltra2supercriticalUnit焦健,赵志强（东北电力科学研究院有限公司,辽宁沈阳110006）摘要:

以大唐许昌龙岗公司3号660MW超超临界直流炉机组为例,采用以机组负荷指令为核心的并行前馈控制策略,设计了实用新型的协调控制系统。

在机组整套启动试运期间,进行了负荷变动试验、控制参数优化,取得了很好的控制效果。

关键词:

超超临界机组;协调控制系统;并行前馈控制;燃水比中图分类号TK22912;TK32;TM62116文献标志码B文章编号1004-7913（2010）01-0027-06近年来,随着国民经济的快速发展,大容量超临界单元机组日益增多,660MW超超临界机组已经成为电力系统的主力机组。

超超临界直流锅炉的控制任务虽然与亚临界汽包锅炉的控制任务基本相同,但由于直流炉与汽包锅炉在被控对象上的明显差异,使得直流锅炉的控制比汽包锅炉困难。

超临界机组的直流运行特性、多变量的控制特点对机组的协调控制提出了更高的要求。

本文以大唐许昌龙岗公司3号660MW超超临界直流炉机组为例,总结了机组协调控制系统的设计和调试经验,应用以机组负荷指令为核心的并行前馈控制策略进行协调控制系统设计,提高了机组的负荷适应性和运行稳定性。

1设备及控制系统大唐许昌龙岗公司3号660MW超超临界直流炉机组锅炉为上海锅炉厂有限公司制造,型号为SG-2000/26125-M型。

锅炉为超超临界参数变压直流炉、一次再热、平衡通风、半露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构型锅炉。

煤种为郑煤集团赵家寨矿供煤。

锅炉点火和助燃油采用0号轻柴油,采用少油点火系统。

制粉系统采用中速磨煤机正压直吹式系统,设6台ZGM113G型中速磨煤机,其中1台为备用。

6台耐压计量式给煤机。

空气预热器采用转子转动的容克式三分仓空气预热器。

送风机和一次风机每台炉各配2台动叶可调轴流式风机;引风机每台炉配2台动叶可调轴流式风机;每台锅炉配2台双室5电场静电除尘器。

汽轮机为哈尔滨汽轮机有限责任公司生产的CLN660-2510/600/600型超超临界、一次中间再热、单轴、双背压、凝汽式汽轮机组。

额定功率660MW,最大连续功率700MW。

给水采用单元制系统,按最大运行流量（锅炉最大连续蒸发量,BMCR）工况时相对应的锅炉给水量进行设计。

系统中配置2台50%容量汽动给水泵,每台泵均配有同容量的前置泵。

设置1台电动给水泵,启动时使用。

设置3套50%容量的水环式真空泵,正常运行时2台运行,1台备用,设置2台循环水泵;设置有2100%容量的凝结水泵,一拖二变频调速,1台运行,1台备用;3台高加、1台除氧器、4台低加。

旁路系统采用一级大旁路。

本工程DCS控制设备采用日立公司生产的HI2ACS-5000M分散控制系统,机组共设计自动调节103套。

机组试运首次带大负荷时协调系统投入自动,调节品质良好,系统抗扰动能力强。

2超超临界机组特点211超超临界机组的控制由于超临界机组压力、温度等级的提高（目前运行的超临界机组压力为2425MPa）,理论上在水的状态参数达到临界点时（压力221129MPa、温度374）水的汽化会在一瞬间完成（在临界点时饱和水和饱和蒸汽之间不再有汽、水共存的二相区存在,二者的参数不再有区别）。

由于在临界参数下汽水密度相等,在超临界压力下无法维持自然循环（不能再采用汽包锅炉）,所以超超临界机组设计为直流炉型式。

制粉系统一般采用直吹式。

超超临界机组的控制具有以下特点。

722010年第1期东北电力技术a.超超临界直流炉没有汽包环节,给水经加热、蒸发和变成过热蒸汽是一次性连续完成,三段受热面没有固定的分解线。

随着运行工况的不同,锅炉将运行在亚临界或超临界压力下,蒸发点会自动地在一个或多个加热区段内移动,因此燃烧、给水和气温系统的控制密切相关,要求燃水比、风燃比及减温水等调节品质相当高,必须做为一个整体进行控制。

b.在超超临界直流炉中由于没有汽包,锅炉的蓄质和蓄热量小,蓄热能力一般仅为汽包炉的1/3左右。

一方面使超超临界直流炉负荷调节的灵敏性高,可实现快速启停和调节负荷;另一方面由于锅炉蓄热量小,在变负荷过程中可以利用的蓄能少,负荷变动对汽压影响较大,保持汽压比较困难。

c.直流炉中由于没有储能作用的汽包环节,工质在机组内的循环速度上升,要求控制系统应严格地保持负荷与燃烧率之间的关系、燃水比以及燃烧速率与给煤、通风之间在稳态和动态下的平衡关系。

d.在超超临界直流炉直吹式机组中由于省略了煤粉中间储仓,燃烧系统具有大时延和滞后特性进一步增强,动力学响应速度进一步下降,不利于机炉间的协调控制。

e.在超超临界机组中机、炉间存在严重的非线性耦合。

直流锅炉的一次性通过特性、采用滑参数的运行方式,使机组的主要控制参数功率、压力、温度均受到了汽机调门开度、燃料量、给水量的影响。

因此,直流锅炉是一个三输入三输出并具有相互耦合关联极强的被控对象。

只有采用变参数、变结构的控制策略才能保证控制系统具有良好的控制效果。

212超超临界机组的启动21211启动系统的功能超超临界锅炉与亚临界自然循环锅炉由于结构和工作原理不同,启动方法也有较大的差异。

由于没有汽包,直流锅炉需设置专门的启动系统,在锅炉启动前建立足够启动流量和直流之前排除不合格的工质。

超超临界直流锅炉启动系统的主要功能是建立冷态、热态循环清洗,建立启动压力和启动流量,以确保水冷壁运行,最大可能回收启动过程中的工质和热量,提高机组的运行经济性。

本机组锅炉安全启动系统采用带再循环泵的内置式启动系统。

锅炉炉前沿宽度方向垂直布置2只汽水分离器,进出口分别与水冷壁和炉顶过热器相连接。

当机组启动锅炉负荷低于最低直流负荷30%BMCR时,蒸发受热面出口的介质流经分离器进行汽水分离,蒸汽通过分离器上部管接头进入炉顶过热器。

而水则通过2根疏水管道引至连接球体。

连接球体下方设有2根管道分别通至启动循环环泵的入口和大气式扩容器。

在炉水循环中,由分离器分离出来的水往下流到锅炉启动循环泵的入口,通过循环泵提高压力来克服系统的流动阻力和省煤器最小流量控制阀的压降。

水冷壁的最小流量是通过省煤器最小流量控制阀实现控制。

从控制阀出来的水通过省煤器,再进入炉膛水冷壁。

启动时不合格的疏水及汽水膨胀阶段部分疏水被引入大气扩容器中,减压后产生的蒸汽通过管道在炉顶上方排向大气,水进入下部的集水箱。

在启动系统管道进入大气式扩容器前布置2只液动调节阀,称为高水位调节阀（HWL）。

当分离器中的水质不合格或分离器水位过高时,通过该阀将分离器中大量的疏水排入大气式扩容器。

炉水再循环提供了锅炉启动和低负荷时所需的最小流量,选用的循环泵能提供锅炉冷态和热态启动时所需的体积流量。

在启动过程中并不需要像简单疏水系统那样往扩容器进行连续排水,启动循环泵提供了足够的压头来建立冷态和热态启动时循环所需的最小流量。

当锅炉最初启动没有蒸汽产生时,进入省煤器的水可以来自分离器的疏水;有蒸汽产生时,分离器中的水位开始下降,给水泵需启动补充给水,以维持分离器水位。

锅炉进入直流运行方式后,进入蒸发器的水全部变成蒸汽,省煤器的流量完全来自于给水。

21212启动系统运行方式在湿态运行状态下,给水是通过分离器的水位和定流量来控制。

其控制方法类似亚临界控制循环锅炉。

a.从水位控制到温度控制切换最低直流负荷是启动系统的隔离点和锅炉进入干态运行的起始点,在此负荷以下,湿态运行期间省煤器和蒸发器中的流量保持恒定值。

当接近最低直流负荷时,分离器水位消失进入干态,此时蒸汽温度控制可投入使用。

锅炉开始由定压运行转入滑压运行,温度控制系统投入运行,由“煤水比”控制分离器出口的蒸汽温度。

在干态自动方式时循环泵停运。

b.从温度控制到水位控制切换82东北电力技术2010年第1期负荷降低时,从纯直流锅炉方式切换到启动运行方式,由温度控制切换到水位控制。

21213给水启动系统控制方案a.再循环调节阀控制低负荷时负荷小于210MW（最低直流负荷）,再循环调节阀采用单回路调节省煤器入口流量;定值由流量控制总站产生,默认值为启动流量。

运行人员可以手动设定流量定值。

高负荷时负荷大于210MW,再循环调节阀切手动,且再循环泵运行时,再循环调节阀有最小阀位限制（定为30%）。

b.给水系统调节低负荷时负荷小于210MW,上水旁路调节门调节分离器水位（可分为单冲量和三冲量控制,手动选择方式）,汽泵控制给水差压或水位。

高负荷时负荷大于210MW,上水旁路调节门或汽泵调节省煤器入口流量。

流量定值由流量控制总站产生,默认值为启动流量600t/h,运行人员可手动设定流量定值;也可以投入自动,按负荷形成流量定值曲线,控制给水流量。

c.高水位调节阀（HWL）控制在启动系统管道进入大气式扩容器前布置2台液动调节阀（高水位调节阀（HWL）,当分离器水位过高时,可采用手动或自动方式通过该阀将分离器中大量的疏水排入大气式扩容器。

3超超临界机组协调控制策略机炉协调控制系统是将锅炉和汽轮发电机作为一个整体来进行控制,协调锅炉控制系统与汽轮机控制系统的工作,以消除锅炉和汽轮机在动态特性方面的差异,使机组既能适应电网负荷变化的需要,又能保证机组的安全稳定经济运行。

本机组协调主控制系统包括:

负荷指令处理回路、机炉主控制器两大部分。

负荷指令处理回路主要实现AGC目标负荷或运行人员目标负荷的选择、一次调频投切、高低负荷限幅、速率限制、负荷闭锁增减、负荷指令保持/进行选择、辅机跳闸RB、频率校正以及燃料调节回路。

机炉主控制器是协调主控系统的核心,主要实现机炉运行方式选择及切换,机炉主控指令运算等功能。

协调控制系统处于直流方式有基本控制方式、机跟炉控制方式、炉跟机控制方式及机炉协调控制方式。

本机组的协调控制策略采用以机组负荷指令为核心的并行前馈控制法,以炉跟机协调为基础,锅炉和汽机主控同时参与功率和压力调节（汽机调门控制负荷为主、锅炉控制主汽压力为主的控制策略）。

机组负荷指令代表机组应发的功率,也代表锅炉侧应提供的蒸汽功率。

以机组负荷指令为核心的并行控制算法可以避免锅炉内部水、煤、风系统之间耦合,有利于直流炉的快速控制和协调控制。

在并行前馈控制的基础上,合理调整并行前馈量,施以反馈调节,能使机组在变动负荷时获得满意的控制效果。

311锅炉和汽机主控回路将功率偏差和机前压力偏差同时送到汽机主控调节器和锅炉主控调节器,在稳定工况下实发功率等于功率给定值,机前压力等于机前压力给定值。

加负荷时功率偏差为正值,通过汽机调节器开大调节阀,增加实发功率;通过锅炉调节器使燃料量增加（增加蒸汽量）,增加实发功率。

当汽机调节阀开大时会立即引起机前压力下降,尽管此时锅炉已经开始增加燃料量,但机前压力对燃料的响应有一定的惯性和滞后,这时机前压力偏差也为正值,作用于锅炉调节器继续增加燃料量,作用于汽机调节器,使机前压力恢复到压力给定值,要求关小汽机调节阀,协调机炉间动态特性的差异。

协调控制的结果使实发功率与机前压力均与其给定值相等,机组达到新的稳定状态。

合理调整汽机主控制调节器和锅炉主控调节器中的功率偏差和机前压力偏差的配比系数,既能减小机前压力波动,又能提高负荷响应速度,使机组达到最佳的能量供需平衡点。

控制原理如图1所示:

Pt为机前压力;Ptsp为机前压力设定值（滑压时由单元机组负荷指令经函数发生器形成）;Nsp为单元机组负荷指令;Ne为机组负荷。

31111锅炉主控回路在协调方式下锅炉主控指令由以下几部分组成。

a.主汽压力偏差对锅炉主控调节器产生作用,同时功率偏差按照一定比例对锅炉主控调节器产生作用,以加快炉侧调节速度。

b.为加快负荷响应速度,机组负荷指令信号作为前馈主回路,由静态前馈和动态前馈构成。

静态前馈按照物料平衡的原则,通过折线函数F（x）使燃料量快速调整到新平衡点附近。

动态前馈采用负荷指令微分环节,微分时间可变,微分时间在负荷指令变化过程中逐渐减小,负荷指令到位后微分时间为0。

通过动态前馈,可加快燃料调节的动作922010年第1期东北电力技术图1控制原理图速度,减小主汽压力波动。

c.机前压力对锅炉的动态补偿信号。

由机前压力设定值Ptsp的微分和机前压力偏差的微分组成,可加快动态调节。

d.压力定值经过一阶惯性环节,在滑压区间使压力定值与实际压力变化同步,有效克服了系统的超调。

e.锅炉主控调节器采取参数自适应控制。

在机组负荷指令与功率给定值的差值较大时,可将锅炉主控调节器的增益放大,快速加减负荷。

在功率给定值接近机组负荷指令时,可将锅炉主控调节器的增益恢复正常。

通过变参数控制,既可以保证在负荷变化初期快速响应电网对负荷的要求,又可保证准确达到目标值,防止超调和波动。

31112汽机主控回路在协调方式下,功率偏差对汽机主控调节器产生作用;同时设计压力拉回回路,主汽压力偏差按一定比例对汽机主控调节器产生反向作用,以减小调门动作对主汽压力造成的偏差。

为防止在升降负荷过程中主汽压力过调,汽机主控增加了汽压偏差大闭锁增减回路。

由于锅炉侧对负荷指令的响应远慢于汽轮机侧,在功率控制回路的负荷设定值回路中增加3个惯性环节,减慢负荷变动初期的功率调节速度,以协调汽机和锅炉动态特性的差异,进一步减小主汽压力波动。

312子回路并行控制在直流炉中给水变成过热蒸汽是一次完成,锅炉的蒸发量不仅决定于燃料量,也决定于给水流量。

因此,超临界机组的负荷控制是与给水控制和燃料量控制密切相关;而维持燃水比又是控制过热汽温的基本手段;保持一定的风煤比又是控制氧量、保证燃烧经济性的要求。

锅炉的协调控制主要为煤、水、风的协调控制,燃料量指令、总风量指令和给水流量指令的产生均与机组负荷指令密不可分。

控制原理如图2所示:

Pt为机前压力;Ptsp为机前压力设定（滑压时由单元机组负荷指令经函数发生器形成）;Nsp为单元机组负荷指令;Ne为机组负荷;Pq为分离器出口压力;Tq为分离器出口温度;Tas为分离器出口温度设定手动偏置;FW为总给水流量;O2为氧量;V为总风量;M为总煤量;Pm为一次风母管压力;BD为锅炉主控指令。

31211燃料系统控制在燃料系统设计中除锅炉主控回路采取的控制措施外,还将锅炉主控指令采用比值加微分方式引入燃料调节系统,以减小燃料量与给水量的动态失衡,使燃料量与给水量迅速匹配。

燃料调节器采取参数自适应控制,在机组增减负荷过程中根据机组负荷指令与实际负荷偏差,修正燃料调节器的增益和积分时间,确保燃料和给水的配比合适。

由于投入给煤机台数不同,还采用了变增益控制方式。

在多种机炉协调控制系统设计方案中,燃料与送风控制系统之间一般都按所谓过量空气原则,引入风煤交叉限幅,以实现加负荷时先加风后加燃料、减负荷时先减燃料后减风。

在设计有交叉限03东北电力技术2010年第1期图2子回路并行控制原理图幅、机组负荷指令增加时,由于送风量信号响应的惯性,小值选择器起作用,使锅炉主控回路动态前馈的微分分量作用受到影响,燃料量控制速度难于提高。

在本机组的燃料系统设计中取消了交叉限幅,从而使动态前馈微分分量能加强燃料量控制作用,改善了锅炉侧的控制品质。

31212风量系统控制风量控制系统一般设计为串级控制系统,主调为氧量校正,副调为风煤比。

副调首先保持一定的风煤比,再由主调氧量校正进行细调。

为保证燃烧的经济和安全,需要控制一定的过量空气系数,控制氧量可以达到控制过量空气系数的目的。

本工程的送风系统设计中采用机组负荷指令控制送风量,避免了锅炉主控指令的调节导致送风系统频繁动作。

同时采用氧量信号进行修正,使机组在运行中的送风控制尽量稳定。

在风量系统设计中,为保证变负荷时一定的过量空气,保留了交叉限幅中的大值选择器功能,从而实现加负荷时风与燃料同时加,减负荷时先减燃料后减风。

31213一次风压控制在变负荷时,风压定值由机组负荷指令经函数发生器形成,随着机组负荷指令的变化调节一次风压;在稳定工况下采用定风压控制。

31214给水系统控制在协调控制方式下给水控制系统具有多重控制任务。

保证给水稳定、保证水燃比、满足负荷要求及实现过热汽温粗调。

直流炉给水控制策略从原则上可以分为水跟煤和煤跟水两种。

按照苏尔寿建议的动态控制概念,应采用水跟煤给水控制方式。

要考虑减少锅炉的热应力和不必要的寿命损耗,而且动态温度控制比压力控制对机组更重要。

本机组采用水跟煤给水控制方式,以机组负荷指令的函数形成给水流量指令,并采用中间点温度校正控制方式。

由于煤质频繁变化给BTU修正带来困难,锅炉主控指令的调节又能引起给水波动,不利于给水的稳定。

采用机组负荷指令能有效避免不稳定因素。

另外,由于给水调节的快速性,需要在机组负荷指令后增加惯性环节,以协调给煤机、磨煤机及煤粉输送的惯性和锅炉的燃烧及传热惯性,保证动态过程的燃水比。

由于机组负荷在50%100%范围变化时,过热汽温被控对象的增益变化为56倍,时间常数变化为23倍。

中间点温度（微过热汽温）能迅速反映燃水比的改变,因此,采用中间点温度调节器的指令和过热度的微分去修正给水流量指令,以适应控制特性变化的控制对象。

132010年第1期东北电力技术4控制策略应用大唐许昌龙岗公司3号660MW超超临界直流炉机组协调控制系统按本方案设计,在机组整套启动后随即带大负荷,协调自动投入,调节品质良好。

3号机组从整套启动到带大负荷和168h试运近12天完成,协调自动的投入为机组的安全稳定运行提供了可靠保证。

图3为3号机组在协调控制方式下进行的负荷变动试验（负荷变化率为1312MW/min,负荷扰动量为100MW,负荷从500MW升到600MW）。

负荷的最大超调量为8MW,压力图3试验曲线最大超调量为0146MPa,过热度最大变化为6。

5结束语由于超超临界直流炉机组的控制对象具有多变量、强耦合、非线性的特性,只有在协调控制系统设计中全局考虑、合理设计、在调试阶段精心整定系统参数、反复优化才能达到快速响应负荷需求和保证机组稳定运行。

以机组负荷指令为核心的并行前馈控制策略,在实践中证明是超超临界直流炉机组协调控制的合理方案,完全能满足快速响应负荷需求和保证机组的安全稳定运行。

参考文献:

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清华大学出版社,1993.2张玉铎,王满稼.热工自动控制系统M.北京:

水利电力出版社,1985.3边立秀,周俊霞,赵劲松.热工控制系统M.北京:

中国电力出版社,2001.4张法文.直流单元机组自动调节系统M.北京:

水利电力出版社,1984.作者简介:

焦健（1971）,男,硕士,高级工程师,主要从事火电厂热控专业DCS系统的设计和调试工作。

（收稿日期2009-09-28）向家坝上海800kV特高压直流示范工程全线带电成功2009年12月26日09:

57,伴随着奉贤换流站主控室内的欢呼声,主控计算机显示屏定格在直流800kV,由我国自主设计、自主建设的向家坝上海800kV特高压直流示范工程奉贤换流站极I800kV直流系统和直流线路成功升压至800kV。

这标志着世界上输送容量最大、送电距离最远、技术水平最先进、电压等级最高的直流输电工程全线带电成功。

向家坝上海800kV特高压直流示范工程率先实现了直流输电电压、电流双提升、双突破,开创了世界直流输电技术的新纪元,为国际电工界树立了新的技术里程碑。

工程的成功带电,对建设以特高压电网为骨干网架,各级电网协调发展的坚强智能电网意义重大。

是引领世界直流输电技术发展的创新工程,是我国特高压输电设备自主化的重要依托工程,是超大规模、超大范围配置能源资源的系统工程。

对电力工业的科学发展和创新发展,对能源基地的大规模开发和电力外送,对促进清洁能源的快速发展,对满足东部地区日益增长的负荷发展需要,都具有重要意义和深远影响。

向家坝上海800kV特高压直流示范工程建设规模大、难度高,时间紧迫、任务艰巨。

特别是工程用特高压设备大多属世界首创,研发难度极大;主要设备供货厂家分布在瑞典、德国和国内沈阳、西安、秦皇岛、常州等地,大型设备运输跨海越洋,运输批次多,制约因素多,运输方式复杂,确保所有换流变安全按期运抵现场的难度极大。

面对重重困难,广大建设者在国家电网公司坚强领导下,发扬“六个特别”的特高压精神,锲而不舍、攻坚克难,在科技攻关、工程设计、设备研制和施工建设等方面不断取得新成果、实现新突破,有力保证了工程建设的顺利实施。

2007年12月正式开工建设以来,仅用1年的时间建成了近2000km线路,2年即实现了直流设备全压带电。

23东北电力技术2010年第1期