1000MW超超临界燃煤机组协调控制策略优化

２０１２年第９期　浙江电力　ＺＨＥＪＩＡＮＧ　ＥＬＥＣＴＲＩＣ　ＰＯＷＥＲ　３１　１　０００　ＭＷ超超临界燃煤机组协调控制策略优化　张杰　，张于平　，郑渭建　（１．浙能嘉兴发电有限公司，浙江嘉兴３１４２０１；２．浙能能源技术有限公司，杭州　３１００１８）　摘　要：对嘉兴发电厂三期工程２台１　０００　ＭＷ超超临界直吹式燃煤汽轮发电机组基建调试及商业运　行后协调控制系统的品质性能进行研究，分析原设计控制策略的不足；结合机组特性，提出优化与改　进的措施，完善机组协调控制品质和性能。　关键词：超超临界；１　０００　ＭＷ；五阶惯性；协调控制　中图分类号：ＴＫ３２３　文献标志码：Ａ　文章编号：１００７—１８８１（２０１２）０９—００３１—０４　Ｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ　ｏｆ　Ｃｏｏｒｄｉｎａｔｅｄ　Ｃｏｎｔｒｏｌ　Ｓｔｒａｔｅｇｙ　ｆｏｒ　１　０００　ＭＷ　Ｕｌｔｒａ　Ｓｕｐｅｒｃｒｉｔｉｃａｌ　Ｃｏａ１．ｆｉｒｅｄ　Ｕｎｉｔｓ　ＺＨＡＮＧ．１ｉｅ　，ＺＨＡＮＧ　Ｙｕ－ｐｉｎｇ　，ＺＨＥＮＧ　Ｗｅｉ－ｊｉａｎ　（１．Ｊｉａｘｉｎｇ　Ｐｏｗｅｒ　Ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ　Ｃｏ．，Ｌｔｄ，Ｊｉａｘｉｎｇ　Ｚｂｅｊｉａｎｇ　３　１４２０１，Ｃｈｉｎａ；　２．Ｚｈｅｊｉａｎｇ　Ｅｎｅｒｇｙ　Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ　Ｃｏ．，Ｌｔｄ，Ｈａｎｇｚｈｏｕ　３１００１８，Ｃｈｉｎａ）　Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｉｓ　ｐａｐｅｒ　ｓｔｕｄｉｅｓ　ｔｈｅ　ｑｕａｌｉｔｙ　ａｎｄ　ｐｅｄｏｒｍａｎｃｅ　ｏｆ　ｃｏｏｒｄｉｎａｔｅｄ　ｃｏｎｔｒｏｌ　ｓｙｓｔｅｍ　ａｆｔｅｒ　ｔｈｅ　ｃａｐｉｔＭ　ｃｏｎ—　ｓｔｒｕｃｔｉｏｎ　ｃｏｍｍｉｓｓｉｏｎｉｎｇ　ａｎｄ　ｃｏｍｍｅｒｃｉａｌ　ｏｐｅｒａｔｉｏｎ　ｏｆ　２　ｘ　ｌ　０００　ＭＷ　ｕｌｔｒａ　ｓｕｐｅｒｃｒｉｔｉｃａｌ　ｄｉｒｅｃｔ—－ｉｆｒｅｄ　ｃｏａｌ－－ｉｆｒｅｄ　ｔｕｒｂｉｎｅ　ｇｅｎｅｒａｔｏｒ　ｕｎｉｔｓ　ｉｎ　ｔｈｅ　Ｐｈａｓｅ　ｍ　ｐｒｏｊｅｃｔ　ｏｆ　Ｊｉａｘｉｎｇ　Ｐｏｗｅｒ　Ｐｌａｎｔ．Ｉｔ　ａｎａｌｙｚｅｓ　ｔｈｅ　ｓｈｏｒｔｃｏｍｉｎｇｓ　ｏｆ　ｔｈｅ　Ｏ—　ｒｉｇｉｎａｌ　ｃｏｎｔｒｏｌ　ｓｔｒａｔｅｇｙ　ｉｎ　ｄｅｓｉｇｎ　ａｎｄ　ｐｒｏｐｏｓｅｓ　ｔｈｅ　ｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ　ｓｏｌｕｔｉｏｎｓ　ｂａｓｅｄ　ｏｎ　ｔｈｅ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ｏｆ　ｔｈｅ　Ｕ—　ｎｉｔｓ　ｉｎ　ｏｒｄｅｒ　ｔｏ　ｅｎｈａｎｃｅ　ｔｈｅ　ｃｏｏｒｄｉｎａｔｅｄ　ｃｏｎｔｒｏｌ　ｑｕａｌｉｔｙ　ａｎｄ　ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ．　Ｋｅｙ　ｗｏｒｄｓ：ｕｌｔｒａ—ｓｕｐｅｒｃｒｉｔｉｃａｌ；１　０００　ＭＷ；ｆｉｖｅ—ｏｒｄｅｒ　ｉｎｅｒｔｉａ；ｃｏｏｒｄｉｎａｔｅｄ　ｃｏｎｔｒｏｌ　以往机组投产后，都有很长一段时间来优化　ｃｏｐｅｒ　Ｓｔｕｄｉｏ。数字电液控制系统（ＤＥＨ）采用西　自动发电量控制（ＡＧＣ）和一次调频效果，现在只　门子Ｔ一３０００控制系统，控制对象为ＤＥＨ、汽轮　要机组一投入商业运行，就开始ＡＧＣ和一次调　机危急遮断系统（ＥＴＳ）、主机润滑油、ＥＨ油、主　频的考核，用于优化协调品质的时问大为缩短，　机轴封系统、主机盘车等。机组于２０１　１年６月　这对热控专业技术人员是一个很大的挑战。为了　２３　１３、１０月ｌ８日相继投入商业运行。　满足这两项考核要求，在较短的时间里对新机组　三期机组协调控制采用基于锅炉跟随模式的　进行了系列的控制策略优化，提高了机组ＡＧＣ　协调控制方式，由汽机控制负荷，锅炉控制汽　和一次调频性能和品质。　压。操作员手动设置或接收调度指令形成目标指　１机组及协调控制策略设计概况　令Ｌｏａｄｔａｒｇｅｔ　经高、低限和速率运算形成经速率　限制的目标负荷指令（ＭＷＤ）。ＭＷＤ送锅炉主控，　嘉兴发电厂三期工程２×１　０００　ＭＷ超超临　同时经惯性环节后送ＤＥＨ系统的汽机主控。　界燃煤机组采用哈尔滨锅炉厂生产的单炉膛、双　ＭＷＤ经锅炉主控运算回路后形成锅炉输入指令　切圆燃烧ｎ型变压直流炉和上海汽轮机厂生产　（ＢＩＤ）。锅炉手动操作时ＢＩＤ指令由操作员手动　的一次中间再热、单轴四缸四排汽、八级回热抽　输入。ＢＩＤ指令分别送至总风量控制、给水控制、　汽、双背压凝汽式汽轮机（简称汽机）。发电机采　燃料量控制。ＭＷＤ指令和ＢＩＤ指令进行切换后　用上海电机厂生产的ＴＨＤＦ１２５／６７发电机组。分散　形成负荷指令（ＬＤ）。ＤＥＨ侧汽机主控接受ＤＣＳ　控制系统（ＤＣＳ）采用爱默生公司ＯＶＡＴＩＯＮ一４００，　负荷指令，经过速率限制回路进入比例一积分一微　工作站操作系统采用Ｗｉｎ３．２．１，组态工具为Ｄｅｌｅ．　分运算（ＰＩＤ），再经过ＯＳＢ三选回路控制负荷。　３２　浙江电力　２０１２年第９期　２原协调控制系统设计问题　２．１协调品质不能满足要求　２．１．１主汽压力控制滞后　时间由于还是大范围变负荷时的惯性时间，实际　机组负荷就不能有效地跟随ＡＧＣ指令的变化，　ＡＧＣ考核就不能满足要求。　另外由于锅炉不同负荷段响应特性的差异。　汽机与之匹配的惯性也应有所不同，而原逻辑未　升降负荷时．主汽压力初期总是慢于滑压曲　线，后期由于惯性而过调严重，在整个过程中压　力偏差始终较大，成为协调控制一个很大的内　扰，调整压力控制参数效果不明显，如图１所示。　考虑该因素相对应的响应。　２．１．４给水流量指令响应慢　给水流量指令原设计由ＢＩＤ指令经线性转　陶１优化前压力趋势　２．１．２机组负荷前馈计算逻辑缺陷　机组负荷前馈计算回路原设计为负荷变化微　分量乘以负荷变化范围来进行系数修正。逻辑设　计过于简单，未考虑大范围变负荷和ＡＧＣ小范　围变负荷的不同特性。在大负荷变化时　汽机调　门变化较快，主汽压力会朝反方向动作０．５　ＭＰａ　左右；而变负荷初期，燃料前馈变化相对平缓，　初期锅炉热负荷下降偏慢。　常规协调设计通常不考虑变负荷速率对前馈　回路的修正，参数以机组最常用的变负荷速率来　整定。当机组出现异常时，采用其他变负荷速率　运行，原来的参数将不能满足要求，引起机组压　力和负荷的较大波动。　２．１．３汽机惯性回路考虑不周　机炉协调回路采用经速率限制后机组负荷指　令ＭＷＤ同步送锅炉主控和汽机主控。因锅炉热　负荷具有较大惯性，而汽机调门响应快速，通常　在ＭＷＤ指令送汽机主控之间设置一惯性环节．　考虑不同负荷段锅炉响应差异，惯性时间根据负　荷指令对应函数设置，一般以大范围变负荷需要　而决定。　ＡＧＣ和一次调频考核要求机组负荷能快速　响应ＡＧＣ指令的变换，ＡＧＣ模式下，汽机惯性　换的基准流量指令与手动偏置之和，经水煤交叉　限制后再经过一阶惯性后形成。在机组刚转为干　态运行时，过热度较难控制，经常容易超调，此　时操作员以手动改变偏置来干预过热度，由于偏　置经过了一阶惯性，给水流量响应缓慢。　另外，在加负荷过程中，手动偏置值如果较　大，当燃料指令达到高限时。给水流量指令还在　增加，此时过热度会大幅下降，而燃料已无调节　裕量，锅炉管壁温度急剧下降，加大了管壁的热　应力，影响锅炉寿命。　２．２　ＤＥＨ与ＣＣＳ间调节匹配不当　ＤＥＨ控制回路中，汽轮机温度裕度通过计　算得出一个速率，该速率与设定速率取小后用于　机组实际变负荷速率，以防止汽机缸体、阀壳温　度上升或下降过快。在机组运行中，多次出现大　幅度降负荷过程中主汽温度下降过快，汽机温度　裕度闭锁负荷现象。出现该情况后，ＤＥＨ闭锁负　荷指令，而ＤＣＳ侧继续减风、煤、水，主汽压力　下降，导致锅炉汽机能量不平衡，汽机为了维持　负荷，不断开大调门直至全开，操作员只有将协　调模式切为初压控制，汽机控制压力，锅炉控制　负荷，机组才会稳定。　另外，当汽机调门指令和反馈出现一定偏差　后，ＤＥＨ会触发“ＣＯＮＴＲＯＬＥＲ　ＮＯＴ　ＯＫ”报警，同　时闭锁负荷指令，维持当前负荷。当机组变化负　荷时，会出现锅炉风、煤、水在变化，而汽机维　持当前负荷不变，形成主汽压力波动大，调门与　主汽压力反向波动的情况　２．３一次调频单向调节不响应　一次调频投入后，发现实际动作效果较差．　正确动作率经常低于０．８。查看趋势发现．一次　调频和ＡＧＣ同向动作时，一次调频均能正确动　作，满足要求；一次调频和ＡＧＣ反向动作时．一　次调频动作效果很差，几乎不能动作。　２０１２年第９期　张杰，等：１　０００　ＭＷ超超临界燃煤机组协调控制策略优化　３３　３控制系统优化措施　３．１协调品质策略优化　３．１．１主汽压力设定五阶惯性拟合　负荷变化初期虽然改变了燃料量，但由于锅　炉热负荷惯性较大，主汽压力变化也存在较大的　滞后性。同时高调门快速响应机组负荷指令，改　变调门开度，进一步抑制了主汽压力的变化．导　致在变负荷初期大约２　ｍｉｎ左右的时间内，主汽　压力未发生明显变化。而压力设定值随滑压曲线　经一阶惯性先于主汽压力变化。负荷变化后期由　于压力设定值变化平缓，而实际压力由于锅炉热　负荷惯性大而未能及时回调，这些都会使主汽压　力偏差大，形成内扰。　实际压力的变化非常接近于五阶惯性环节．　初期变化较慢，中间过程变化较快，后期相对平　缓。根据主汽压力变化这一特点。用滑压曲线经　过五阶惯性环节后作为主汽压力设定值，尽量消　除变负荷过程中的压力偏差，消除系统内扰。　３．１．２机组负荷变化前馈计算回路优化　增加大范围变负荷和小范围变负荷两个回路　切换，采用不同的参数，分别满足大负荷变化和　ＡＧＣ变负荷运行需要。考虑机组在不同负荷段，　锅炉热负荷响应特性有所差异，增加不同负荷对　前馈进行修正的回路。　在变负荷初期快速叠加一定值，然后该定值　根据设定速率逐步变化为０，这样能使初期锅炉　热负荷快速响应，主汽压力初期保持平稳，跟随　滑压曲线运行。另外增加小负荷变化时对该回路　切除的逻辑，防止ＡＧＣ变负荷时燃料量大幅波　动．影响机组经济性。　增加机组变负荷速率对前馈回路的修正，其　他变负荷速率在整定好的参数上进行修正，以满　足各种变负荷速率工况需求，增强了机组调节的　适应性。　３．１．３汽机・质性回路优化　增加负荷变化锁定回路，根据变化负荷幅度　设置惯性时间，同时增加不同负荷段对汽机惯性　时间的修正回路。这样可有效区分大负荷变化和　ＡＧＣ小负荷变化的惯性时间，同时可根据不同负　荷段机组响应特性而设置惯性时间修正，见图２。　３．１．４给水流量指令回路优化　将给水流量手动偏置回路移至惯性环节之　后，有效提高了锅炉管壁超温时通过手动偏置加　入给水流量的快速响应性能。增加燃料指令到达　高限后，同步闭锁增给水指令，这样可防止过多　的给水进入锅炉，引起过热度大幅下降，见图３。　负荷变化　微分量　图２优化后汽机惯性时间逻辑　图３优化后给水流量指令逻辑　３．２　ＤＥＨ与ＣＣＳ间匹配回路优化　增加汽机温度裕度升、降速率至限速率负荷　指令ＭＷＤ回路，温度裕度升负荷速率与设定升　负荷速率取小作为实际升负荷速率，温度裕度降　负荷速率与设定降负荷速率取大后作为实际降负　荷速率。这样，当汽机温度裕度闭锁汽机升、降　负荷时，同步闭锁限速率负荷指令ＭＷＤ，保持　锅炉和汽机能量平衡，机组保持稳定。将“ＣＯＮ．　ＴＲＯＬＥＲ　ＮＯＴ　ＯＫ”信号从ＤＥＨ系统通过硬接线　浙江电力　２０１２年第９期　送至ＤＣＳ系统，用来将机组升、降负荷速率切为　０，保持ＭＷＤ指令不变，维持锅炉和汽机能量平　衡．见图４。　４实施效果　经过一系列优化措施的实施，２台１　０００　ＭＷ　机组协调品质、ＡＧＣ及一次调频性能得到明显的　提高（见图５）。大负荷变化时，负荷能按照预定速　率变化，压力紧密跟随滑压曲线，压力波动在设　定值±０．５　ＭＰａ范围内。机组处于ＡＧＣ运行时，负　荷跟随ＡＧＣ指令变化，负荷偏差在允许范围内，　压力波动在设定值±０．５　ＭＰａ范围内。一次调频正　确动作率在Ｏ．８以上。满足ＡＧＣ和一次调频的考　核要求，为机组的安全、经济运行奠定基础。由于　机组的协调控制品质与机组特性密切相关，因此　协调系统的优化还须继续跟踪和完善。　图４优化后负荷速率回路　３．３一次调频回路优化　检查发现虽然一次调频动作时　闭锁了ＡＧＣ　指令和ＭＷＤ指令，但ＭＷＤ指令至汽机主控负　荷指令之间还有一个惯性环节，ＡＧＣ和ＭＷＤ闭　图５实施优化后协调趋势　参考文献：　【１】　刘吉臻．协调控制与给水全程控制【Ｍ］．北京：水利电力　出版社．１９９５．　锁时未发生变化。而汽机主控负荷指令还在变化　ＡＧＣ指令和一次调频同向动作时．ＡＧＣ指令加　剧了一次调频的动作幅度，ＡＧＣ指令和一次调频　反向动作时，ＡＧＣ指令削弱了一次调频变化量。　甚至表现出来一次调频与需求变化相反的情况。　在汽机主控负荷指令惯性环节后增加一次调　［２］　朱北恒．火电厂热工自动化系统试验【Ｍ】．北京：中同电　力出版社．２００６．　频闭锁回路，ＡＧＣ与一次调频回路反向动作时闭　锁该指令，一次调频动作小于３０　Ｓ，闭锁时间为　一收稿日期：２０１２—０７—０９　作者简介：张杰（１９７９－），男，浙江平湖人，工程师，长期从　次调频实际动作时间．一次调频动作大于３０　Ｓ．　事发电厂自动控制系统技术管理工作。　（本文编辑：陆莹）　闭锁时间为３０　Ｓ