600MW超临界机组协调控制系统的应用研究 - 图文

600MW超临界机组协调控制系统的应用研究

［作者：张朝阳 王玉山 宋兆星 发表时间：2007-8-15 阅读：466］

节约一次能源、加强环境保护、减少有害气体的排放、降低地球的温室效应，己经受到国内外的高度重视。我国电力总装机容量己逾300GW，但火电机组平均单机容量不足1OOMW,平均供电煤耗高达394g/kWh，较发达国家高60~80g/kWh，高出25%左右，资源浪费太大，废气排放严重。火电机组随着初蒸汽参数的提高，效率相应地提高，超临界机组平均煤耗为310~320g/kWh，比亚临界机组平均减少20~40g/kWh。因此，我国从八十年代后期开始重视发展超临界机组。随着国家建设节约型社会的规划，600MW超临界机组及1000MW超超临界机组在国内日趋成为主流，尽快掌握并消化吸收超临界机组的控制技术，显得尤为重要。

对于汽包炉单元机组，其协调控制策略己经很成熟，控制效果也比较理想。但是，目前国内对滑压运行的超临界机组的协调控制策略研究并不够，工程应用经验也比较少，是一个新课题。本文根据大唐国际南方三厂新投产的600MW超临界机组协调控制系统的设计和调试经验，详细介绍了滑压运行的超临界机组协调控制系统的特点，并对超临界机组协调控制系统的控制策略进行分析和综合。

大唐国际乌沙山电厂1、2号机组，宁德电厂3、4号机组及潮州电厂1、2号机组的锅炉岛均为哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进三井巴布科克能源有限公司技术设计制造的600MW超临界直流锅炉。该型锅炉为单炉膛、前后墙对冲燃烧方式、采用一次中间再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Ⅱ型布置，神

府东胜煤为设计煤种，大同塔山煤为校核煤种。上述六台机组分别在2006年5月~9月投入商业运行，协调控制系统稳定可靠，控制品质优良。

一、600MW超临界机组协调控制系统的主要特点

理论上认为，在临界点(22.129MPa、374℃)时，水的汽化会在一瞬间完成，即饱和水与饱和蒸 汽之间不再有汽、水共存的两相区存在，两者的参数不再有区别。由于在临界参数下汽水密度相等，因此在临界压力下无法维持自然循环，不能再采用汽包锅炉，直流炉成为唯一的型式。

汽包炉中，汽水流程分为加热段、蒸发段和过热段，三段受热面的位置和面积是固定不变的。给水流量变化时仅影响汽包水位，不影响蒸汽压力和温度;而燃烧量变化时仅改变蒸汽流量和蒸汽压力，对蒸汽温度影响不大。因此，给水、燃烧、蒸汽温度控制系统是可以相对独立的，可以通过控制给水流量、燃烧率、喷水流量分别控制汽包水位、蒸汽流量和蒸汽压力。

直流锅炉没有汽包，又没有炉水小循环回路，给水是一次性流过加热段、蒸发段和过热段的，三段受热面没有固定的分界线。当给水流量及燃烧量发生变化时，三段受热面的吸热比率将发生变化，锅炉出口温度以及蒸汽流量和压力也都将发生变化。因此，给水、汽温、燃烧系统是密切相关的，不能独立控制，而应该作为整体进行控制。直流锅炉随着蒸汽压力的升高，蒸发段的吸热比例逐渐减少，加热段和过热段的吸热比例增加，以及受热面管径变小、管壁变厚，因此随着蒸汽压力的升高，分离器出口汽温和锅炉出口汽温时被性增加，时间常数和延迟时间增加。 直流炉没有汽包，机组总的汽水循环工质的质量相比汽包炉大大下降，但工质在机组内的循环速率上升，这就要求协调控制系统更及时、准确、更严格地保证负荷和燃烧率之间的关系。由于没有汽包缓冲，要求协调控制系统严格保持机组的能量和物质平衡，特别是燃烧率和给水量间的平衡关系。直流炉蓄热较少，对于直吹式机组，制粉系统的大滞后特性更不利于机、炉间的协调控制。 \

直流锅炉蓄能比较小，当外部负荷变化时汽压波动大，且因加热、蒸发、过热过程在各受热面没有固定的分界线，当给水或燃料扰动时都将引起汽温的波动。因此，为使锅炉有良好的调节品质，需要有高性能的控制系统。

在超临界机组控制中，机、炉之间存在严重的非线性藕合。直流锅炉流程中每一段的长度都受燃料、给水、汽机调门开度的扰动而变化，从而导致功率、压力、温度变化。直流锅炉是一个三输入/三输出相互糯合关联极强的被控对象，汽机调门开度变化不仅影响锅炉出口压力，还影响了汽水流程的加热段，导致了温度的变化;燃烧率增加，缩短了加热段和蒸发段，使压力、温度、功率均增加;给水量增加，加热段和蒸发段延长，推出一部分蒸汽，因此压力和功率开始是增加的，但由于过热段的缩短使汽温下降，导致功率和压力下降，汽温在一段时间延迟后单调下降稳定在一个较低值上。 强烈的非线性是超临界机组又一主要特征。超临界机组采用滑参数运行，机组在大范围的变负荷运行中，运行压力在lOMPa~25MPa之间。超临界机组实际运行在超临界和亚临界两种工况下，在亚临界运行工况下给水具有加热段、蒸发段与过热段三大部分，在超临界运行工况下汽水的密度相同，水在瞬间转化为蒸汽。超临界

运行方式和亚临界运行方式具有完全不同的控制特性，因此超临界机组是被控特性复杂多变的对象。随着负荷的变化，超临界机组的动态特性参数亦随之大幅度变化，如燃水比调节的温度对象，在负荷变化

50-100%范围内增益变化达5-6倍，时间常数的变化也有3倍左右。由于超临界直流炉的强非线性，常规的控制策略难以达到良好的控制效果，因此需要大量采用变参数PID、变结构控制策略，以保证在各个负荷点上都具有良好的控制效果。

直流锅炉中汽水没有固定的分界点，它随着燃料，给水流量及汽机调门的变化而前移或后移，而汽水分界点的移动直接影响到汽水流程中加热段、蒸发段和过热段的长度，影响主蒸汽的温度，并导致主汽压力、

机组负荷的变化。因此，要保证主蒸汽温度稳定，必须要控制汽水流程，控制蒸发点。一般通过控制煤水比来粗调主蒸汽温度，通过过热喷水减温来细调主蒸汽温度。理论和实践证明，要保证直流锅炉汽温的调节性能，用维持特定的燃水比来控制汽水行程中某一点温度(分离器出口温度)为负荷的函数是切实有效的手段。当给水量或燃料量扰动时，汽水行程中各点工质温度的动态特性相似。在锅炉的燃水比保持不变时(稳定工况)，汽水行程中某点工质的温度保持不变，故对滑压运行锅炉采用以微过热蒸汽温度替代该点温度作为燃水比校正信号。注意微过热点温度对燃料率和给水量的响应较慢，响应时间达2~4分钟。由于燃烧对温度的动态响应 要比给水对温度的动态响应慢的多，因此控制方案设计中要考虑煤水控制参数的动态补偿。

从以上分析可以看出，从协调控制的角度来说，超临界机组是一个多输入多输出的多变量非线性被控对象，如何选择控制量与被控量的关系，是设计协调控制系统控制方案的关键。 二、60OMW超临界机组机炉协调控制策略

协调控制系统CCS，是通过控制回路协调汽轮机和锅炉的工作状态，同时给锅炉自动控制系统和汽轮机自动控制系统发出指令，以达到快速响应负荷变化的目的，尽最大可能发挥机组的调频调峰能力，同时还要稳定运行参数。

大唐南方三厂60OMW超临界机组协调控制系统主要包括机主控(TM)、炉主控(TM)、负荷指令设定、压力设定、协调方式切换、辅机故障减负荷(RUNBACK)、频率校正等功能回路。对应于机、炉主控，表1列出了5种常见的协调运行方式。图1为600MW超临界机组协调控制系统原理示意图。

在这5种方式中，炉跟机协调和机跟炉协调两种方式为真正意义上的机组协调控制方式。在炉跟机协调方式下，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。按照调度部门对机组投入AGC运行指标的要求，在这种协调方式下机组最适合投入AGC运行，也是本文设计所用的协调控制方式。在机跟炉协调方式下，机主控维持机前压力，炉主控控制机组负荷。由于采用反应快速的汽机高压调阀控制机前压力，因此机前压力波动较小，这对于机组的稳定运行比较有利;但同时由于采用了惯性和迟延都较大的锅炉来控制机组负荷，因此机组的负荷响应特性较差，负荷控制精度也较低。

负荷设定回路接受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、炉主控等回路;频率校正回路把频差信号转换为负荷偏差信号，叠加到负荷指令上;压力设定回路提供定压/滑压两种机前压力设定值，滑压设定值为负荷的函数。 1.锅炉主控回路

超临界机组直流炉的蓄热相对汽包炉比较小，利用调门变化机组负荷的能力相当有限，负荷调节主要由锅炉承担，因此提高机组负荷响应速度的重点应放在锅炉主控回路。

对于直吹式制粉系统，锅炉给煤量由给煤机控制。由于从原煤到煤粉有一个较长的制粉过程，所以给煤量变化到煤粉量变化有一个纯延迟和惯性，且纯延时时间和惯性时间会随磨煤机的运行工况变化，难以测定，尤其在连续下雨、煤较湿时会明显增加。因此设计锅炉主控回路时，要考虑采用各种措施来克服锅炉侧的延迟，充分利用直流炉的蓄热，以提高机组的负荷适应能力。 CCS方式下，锅炉主指令由以下几部分组成: (1)基本部分

机组负荷指令加频率校正部分乘0.8的系数。该指令作为锅炉主指令的基本部分去控制燃料量，亦是锅炉主控制器的静态前馈部分。

(2)机组负荷指令的动态补偿信号

主要是在机组负荷变动时补偿机组蓄热的减少。这部分动态前馈信号除了常规的负荷指令微分，还增加了一部分动态补偿环节(图2)。增加的这部分是末经速率限制的负荷指令和经速率限制后的负荷指令之差的一阶和二阶惯性环节之和。采用惯性环节的目的，一方面是防止该环节波动过于频繁，另一方面是用于系统的动态补偿。值得注意的是，在具体控带逻辑组态中，为了防止因输入信号突变造成的微分环节输出过大，必须对微分环节的幅度进行限制。 (3)机前压力调节器的输出部分

与亚临界机组类似，超临界机组机前压力的变化也代表了机、炉能量的不平衡，因此需要根据机前压力的变化相应改变燃料量，以达到机炉新的能量平衡。

在滑压运行方式下，压力定值一般取自己经速率限制的输入信号，为机组负荷指令的滑压函数，该速率限制通常设为0.2~0.3MPa/min。实际上，主汽压力对于燃料的阶跃响应特性曲线是一个典型的三阶过程，为此应将压力定值生产回路改进，对滑压函数的输出增加三阶惯性环节，这样不仅可以满足机组滑压运行的要求，而且不会对机组的AGC投入品质造成大的影响。 (4)机前压力对锅炉的动态补偿信号

由机前压力设定值PTsp的微分和典前压力设定值减机前压力PT的微分组成，以保证机组在滑压 时能有较好的机前压力跟随。

锅炉主控回路的输出作为锅炉主指令去燃水比控制回路，同时控制燃烧量和给水量，保证机组在负荷变化时始终具有合适的燃水比，从而保证主蒸汽温度的稳定性。

由于要保证动态过程的燃水比，给水调节系统中设有给水量对燃料量的延迟环节，使得给水流量要等燃

料量变化一段时间后才开始变化，导致锅炉的变负荷性能比较差。因此，在机组主汽温变化允许的前提下，适当减小给水的延迟时间，提前变化给水流量，能有效地改善锅炉侧的变负何性能。 2.汽机主控回路

汽机主控为CCS和DEH之间的接口，在机炉协调控制方式下其被调量为实发功率。机前压力和机前压力设定值的偏差乘以具有死区和限幅的压力修正函数(\压力拉回\回路)，加上通过三阶惯性环节后的负荷指令，最终产生汽机主控指令来控制机组负荷。

在设计压力拉回回路上，主要是用机前压力偏差信号修正负荷指令信号。这样做的目的是当机前压力偏差较小时，由锅炉主控制系统控制机前压力，维持机前压力为定值。当机前压力偏差较大时，仅靠锅炉主控调节效果不是很好，稳定时间也较长，此时让汽机协助锅炉共同稳定主汽压力，可短时间牺牲负荷而兼顾一下压力，这样在两者共同作用下使机前压力达到定值，加快了整个响应的动态过程。 机、炉解藕的设计:锅炉侧对负荷指令的响应远慢于汽轮机侧，故用三阶惯性环节即 来匹配两者之间的动态特性,即在压力定值生产回路中滑压函数的输出增加三阶惯性环节，PT3代表从机组负荷指令变化到新蒸汽产生的动态过程。

3.燃料量和给水量的比值控制回路

在直流炉中给水变成过热蒸汽是一次完成的，锅炉的蒸发量不仅决定于燃料量，同时也决定于给水流量。超临界机组的负荷控制与给水控制、燃料控制密切相关，而维持燃水比是保证过热汽温的基本手段。因此;燃料量指令和给水流量指令的产生与负荷指令成一定比例关系。 (1)燃料量指令=锅炉主指令+微过热点温度调节的动态解藕信号;

(2)给水量指令=三阶惯性环节PT3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0.7~1.2)。

总之，给水量指令与燃料量指令构成比值控制回路。

由于制粉系统的大迟延特性，燃料量变化相比给水量变化对锅炉负荷的影响是一个慢速过程。另外，微过热点温度对燃水比失调反应迅速。因此，代表锅炉热负荷(燃料量)动态特性的三阶惯性环节和微过热点温度调节的动态解稍信号被应用到燃料量控制和给水控制的解藕设计中。 三、工程应用

大唐国际南方三厂600MW超临界机组的协调控制系统在设计、调试阶段经过多次论证，反复优化，并进行了大量的负荷变动试验以获得最佳控制参数，取得了不错的效果，达到了既快速响应电网负荷变化要求、又能保证机组安全稳定运行的目标。

图3为大唐国际宁德电厂#3机组在机炉协调控制方式下，负荷以12MW/min的变化速率，从300MW升到45OMW(变动幅度为15OMW)的负荷变动试验实时响应曲线。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±4℃范围内，微过热点温度最大动态偏差在±5℃以内。 对于大型超临界燃煤机组而言，煤质的变化对机组协调控制系统和AGC投入品质的影响很大。在机组带稳定负荷时，系统可以靠调节器的积分作用适应煤质的变化;变负荷时，为了提高机组对负荷指令的快速响应能力，往往采用较强的前馈环节。当燃煤的发热量有较大改变时，如果不进行必要的校正，负荷就会出现较大的超调

或欠调。如何解决协调控制系统对煤质变化的适应性问题，是今后大型超临界机组函待研究、解决的问题。 四、结论

由于600MW超临界机组压力等级高，工作介质刚性提高，动态过程加快，另外直流炉蓄热能力小，各子系统的相互联系更加紧密，机炉之间，给水、燃烧、汽温之间等各系统的控制是一个相互藕合的过程，因此在协调控制系统设计中要统筹全局，合理解藕，采用静态、动态前馈，引入汽机侧压力拉回回路，锅炉侧加快响应，充分利用锅炉蓄热，才能提高机组的负荷适应性和运行稳定性。本文所述的协调控制系统己在大唐国际南方三厂六台机组上成功应用，取得了良好的控制效果，保证了机组的稳定运行。随着今后大量600MW超临界机组乃至10OOMW超超临界机组的投产，本文提供的协调控制策略为大型超临界协调控制系统的设计提供了很好的借鉴。

超临界火力发电机组热工控制技术及其应用* 罗 毅,祝 伟,王国兴

（1. 华北电力大学，北京市 102206；2. 辽宁发电厂，辽宁省 抚顺市 113007；3. 江苏利港发电股份有

限公司，江苏省 江阴市 214444） 摘要： 基于超临界火力发电机组的运行特点，结合热工控制系统的设计要求，深入探讨了超临界发电机组热工控制技术的特殊性，并以锅炉给水控制系统和过热汽温控制系统为例，详细分析了热工控制系统的设计原理。实际应用表明了该方案的有效性。

关键词：超临界机组；火力发电机组；热工控制技术；给水控制；过热汽温控制

超临界发电机组以其热能转换效率高、发电煤耗低、环境污染小、蓄热能力小和对电网的尖峰负荷适应能力强等特点而得到广泛应用，日益成为我国火力发电的主力机组。超临界直流锅炉没有汽包，工质一次通过蒸发部分，即循环倍率等于1，在省煤器、蒸发部分和过热器之间没有固定不变的分界点，水在受热蒸发面中全部转变为蒸汽，沿工质整个行程的流动阻力均由给水泵来克服。

超临界直流锅炉主要输出量为汽温、汽压和蒸汽流量（负荷），主要输入量是给水量、燃烧率和汽机调门开度。由于是强制循环且受热区段之间无固定界限，一种输入量扰动则将对各输出量产生影响，如单独改变给水量或燃料量，不仅影响主汽压与蒸汽流量，过热器出口汽温也会产生显著的变化，所以比值控制(如给水量/蒸汽量、燃料量/给水量及喷水量/给水量等)和变定值、变参数调节是直流锅炉的控制特点。

1 超临界机组的控制原则

(1) 保持燃料量与给水流量之间的比值关系不变，保证过热蒸汽温度为额定值。当有较大的温度偏差时，若仅依靠喷水减温的方法来校正温度，则需要大量的减温水，这不仅进一步加剧燃水比例失调，还会引起喷水点前各段受热面金属和工质温度升高，影响锅炉安全运行。

(2) 不能直接采用燃料量或给水流量来调节过热汽温，而是采用微过热汽温作为燃水比校正信号。虽然锅炉出口汽温可以反映燃水比例的变化，但由于迟延很大，因而不能以此作为燃水比例的校正信号。在燃料量或给水流量扰动的情况下，微过热汽温变化的迟延远小于过热汽温。同时，微过热点前包括有各种类型的受热面，工质在该点前的焓增占总焓增的3/4左右，此比例在燃水比及其他工况发生较大变化时变化并不大。因此，通过保持一定的燃水比例，维持微过热点的汽温（或焓值）不变，以间接控制出口汽温。 因此，与亚临界汽包锅炉机组相比，在超临界发电机组的热工控制系统中，锅炉给水控制系统和过热蒸汽温度控制系统不同，其他系统大致相似。下面以某发电厂4×600MW超临界发电机组为例，介绍其主要特色。

2 锅炉给水控制系统

2.1 给水控制系统的主要任务

超临界发电机组没有汽包，锅炉给水控制系统的主要任务不再是控制汽包水位，而是以汽水分离器出口温度或焓值作为表征量，保证给水量与燃料量的比例不变，满足机组不同负荷下给水量的要求。

当给水量或燃料量扰动时，汽水行程中各点工质焓值的动态特性相似；在锅炉的燃水比保持不变时（工况稳定），汽水行程中某点工质的焓值保持不变，所以采用微过热蒸汽焓替代该点温度作为燃水比校正是可行的，其优点如下：

(1) 分离器出口焓（中间点焓）值对燃水比失配的反应快，系统校正迅速。

(2) 焓值代表了过热蒸汽的作功能力，随工况改变焓给定值不但有利于负荷控制，而且也能实现过热汽温（粗）调正。

(3） 焓值物理概念明确，用“焓增”来分析各受热面的吸热分布更为科学。它不仅受温度变化的影响，还受压力变化的影响，在低负荷压力升高时（分离器出口温度有可能进入饱和区），焓值的明显变化有助于判断，进而能及时采取相应措施。

因此，静态和动态燃水比值及随负荷变化的焓值校正是超临界直流锅炉给水系统的主要控制特征。 2.2 给水控制系统的工艺流程

此发电厂为600MW超临界发电机组的锅炉为螺旋管圈、变压运行直流锅炉，其启动系统配有2只内置式启动分离器，在锅炉启动和低负荷运行时，分离器处于湿态运行，同汽包一样起着汽水分离的作用，此时

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