自备电厂协调控制策略范文

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《安装杂志》2014年第八期

1机组协调控制策略分析

1.1最初协调控制策略协调控制系统是指将锅炉-汽轮发电机组作为一个整体进行控制，通过控制回路协调锅炉与汽轮机组在自动状态的工作，给锅炉、汽轮机的自动控制系统发出指令，以适应负荷变化的需要，尽最大可能发挥机组调频、调峰的能力。协调控制系统（CCS）主要包括机组负荷指令控制、汽机主控、锅炉主控、压力设定、频率校正、RB等控制回路。它直接作用的执行级是锅炉燃烧控制系统和汽机控制系统。协凋控制系统主要有4大控制子系统：给水控制系统、汽温控制系统、燃烧控制系统和汽机控制系统，各子系统与协调控制系统之间的结构关系如图2所示。锅炉燃烧控制系统和汽机控制系统是协凋控制系统的执行级，给水控制系统通过主汽流量前馈信号与机组负荷指令进行协凋，汽温控制系统则通过煤量或风量前馈信号与锅炉燃烧指令进行协凋。为了充分保证机组负荷调整的响应速度和平稳性，机组选择直接采用DEB信号作为锅炉负荷指令的直接能量平衡协调控制系统（如图3所示）。机炉控制的根本任务在于维持整个机组运行过程中的能量平衡，通过构造出能量需求信号，并依此控制能量输入的系统，称为DEB。增加动态补偿功能后的能量平衡公式为。式中：PT为机前压力测量值，PS为机前压力设定值，Pd为汽包压力，TEF为总能流量信号，K1为汽机能量需求信号系数，K2为锅炉热量释放信息系数。DEB协调控制系统的特点是：（1）机组的功率由汽轮机调节汽门进行控制，具有炉跟机方式的特点，即机组对外界负荷的响应性好；（2）采用TEF加上汽包压力的微分信号表示锅炉热量释放信号，其中dPd/dt代表了锅炉热负荷与汽轮机荷的平衡关系。（3）采用与汽轮机调节阀开度成正比的信号及其微分量之和加上机前压力设定值的微分量（式1）作为锅炉负荷指令，式1的微分项在动态过程中加强燃烧指令，以补偿机、炉之间对负荷要求响应速度的差异。机组在滑压运行工况下，Ps是一个变量。该协调控制系统共设置有4种控制模式：（1）基本方式（BASE）：锅炉、汽机主站都在手动控制方式。（2）锅炉跟随方式（BF）：汽机主站在手动状态，锅炉主控在自动状态，自动维持主气压在允许范围内变化。（3）汽机自动方式：锅炉主站在手动状态，汽机主站控制机组负荷。（4）锅炉跟随协调控制方式（CC-BF）：锅炉、汽机主站都在自动状态，锅炉主站调节主汽压力，汽机主站调节机组负荷。

1.2结合背景现状分析存在的问题协调控制系统首次投入后，在负荷摆动次数较少的情况下能够基本满足机组运行需求和电网负荷控制要求。一旦硅业设备出现较为频繁的启停，电厂负荷被迫产生高频率摆动（如图1），就会出现燃料主控超调量逐步增大，汽轮机调门摆动幅度也逐渐增加，最终导致燃料主控自动切除，机组由协调控制方式切换为汽机自动方式运行。协调控制退出主要是锅炉蓄能速度与汽机能量需求变化速度之间的不匹配造成，而一般的控制策略无法满足该自备电厂负荷控制需求的根本原因，则是高频率和大幅度目标负荷波动致使同一方向扰动多次叠加，从而带来过大超调量，无法满足机组稳定运行需求。在此过程中也伴随着主蒸汽压力和过热器、再热器出口蒸汽温度偏离正常范围。因此要实现长期稳定的协调控制，必须要在动态过程中减少锅炉蓄能与汽机能量需求偏差，主要手段则是要加快燃料主控相应速度和提高燃烧效率并且维持主蒸汽压力的稳定。由于机组负荷的硬性要求，无法针对汽机自动作出过多调整，因此协调控制策略的优化重点是燃料主控调整以及锅炉、汽机子系统自动控制逻辑优化。

2燃料主控调整优化

为了加快燃料主控对于机组负荷调整的响应速度，PID采用机组负荷波幅值。设定值作为前馈，并依据实际煤种品质设置前馈增益。通过增强PID前馈作用，增加锅炉燃料补给或减少速度，可以直接缩短负荷扰动下锅炉相对蓄能时间，以减少汽机能量需求快速变化的时间差，同时加快主蒸汽压力变化速度。同时为了避免运行人员手动输入机组负荷指令时的误操作引起燃料主控突变，可以根据实际负荷通过负荷与煤量的对应关系，并且根据实际运行曲线，总结折算出负荷煤量折线函数。针对不同负荷条件下，分3个区间对锅炉燃料主控做闭锁增和闭锁减逻辑，如图4所示。图4中A1表示机组负荷，A2为机组瞬时总给煤量。通过燃料主控的闭锁增减逻辑，可以有效控制超调量，在满足快速调节的同时限制负荷过调量，保证线路稳控装置不会动作。

3锅炉子系统自动控制系统优化

为适应机组负荷快速变化，在加快燃料主控响应速度的基础上，同样需要提高锅炉燃烧效率，因此与此相关的子系统自动控制策略也必须克服燃料快速增减所带来的大幅度扰动，并且保证较高的燃烧效率，提高锅炉蓄能的速度，加快机前压力的方向变化。

3.1磨煤机一次风控制系统优化在磨煤机一次风量控制回路中，磨煤机一次风量的设定值由给煤机的实际煤量决定。实际煤量经由折线函数转换为一次风量设定的实际设定值。经过修正后的一次风量与设定值由PID完成比较运算，最后驱动热风挡板进行风量调节。在磨煤机出口温度控制回路中，磨煤机出口温度的设定值由运行人员根据经验设定，通过PID运算最后驱动冷风挡板进行温度调节。磨煤机出口温度是磨煤机的重要保护之一，为了避免煤量大幅度扰动过程中热风挡板快速调节和磨煤机出口温度变化滞后引起跳磨的风险，冷风调节PID引入热风调节作为前馈，加快冷风调节响应速度。每台磨煤机配备有3个一次风量变送器，但由于实际供货原因3个风量变送器取自同一个流量孔板，取样管也由同一母管引出。考虑到风量变送器取样管可能被堵，最初的配备有自动定期清理取样管的定时吹扫装置，但由于3个风量变送器取样管的布置方式，每次吹扫都会导致3个一次风量同时产生较大波动甚至变坏，因此最终改为不定期手动吹扫，吹扫前强制好当前风量或手动解除一次风量自动。流量变送器厂家提供的风量计算公式与实际使用过程中存在较大的变差，因此在锅炉动力场试验过程中通过模拟不同工况下磨煤机出力和长期运行过程中的规律总结，对磨煤机一次风风量计算公式进行了修正。由于给煤机称重系统本身存在误差，瞬时煤量抖动较为频繁，因此在风量自动控制PID中RSP由3个信号高选得到。

3.2送风及氧量控制系统优化在协调控制系统中，风量-氧量控制是燃烧控制中的一个重要组成部分。在动态调节过程中，必需保证风量大于煤量；静态则要保持适当的风煤比例，即保证一定的过剩空气系数α。为了获得较快的风量响应，一般采用送风机调节风量，二次风挡板调整风箱与炉膛差压。由于炉膛负压自动控制系统引用风量PID输出作为前馈，因此当给煤量产生较大波动时炉膛负压会快速波动并改变引风机动叶开度，而此时风量调节速度和二次风挡板调节速度滞后会导致炉膛入口二次风压瞬间降低甚至接近为零，直接导致空气量不足，影响炉内温度的稳定进而影响蒸汽参数。为避免此类情况发生，在送风机动叶自动控制PID中，将左右侧炉膛入口二次风压力取平均在0.2kPa和0.35kPa分别作为低限和高限对送风自动进行闭锁减和闭锁增控制。

3.3主蒸汽温度控制系统优化在锅炉动态调整过程中，如果能够将主蒸汽温度维持在较为稳定的区间内，有利于加快调节主蒸汽力，在一定程度上减少锅炉蓄能滞后。主蒸汽一、二级减温水设计最大流量分别为118t/h和15t/h，再热蒸汽减温水设计最大流量为25t/h。在给煤量较大幅度波动时，二级减温水对于主蒸汽温度的调节作用不是十分明显，因此在参数设置过程中，加快对燃烧器摆角的控制，同时加大一级减温水的调节作用，二级减温水作为辅助调节手段。

4小结

石河子电网容量限制和厂内用电设备频繁启停所带来的机组负荷大幅度调整，是自备电厂协调控制最大的难点，为了避免稳控装置动作导致孤网运行带来重大经济损失，必须在协调控制策略优化过程中牺牲锅炉、汽机运行的稳定性来保证机组出力能够快速响应外界负荷变化所引起的大幅度、高频率调整。通过加大燃料主控前馈作用和有效调整PID各项参数，锅炉出力快速满足汽机能量需求得到一定程度的改善，加上锅炉子系统自动控制策略的相关调整，提高了锅炉燃烧效率进一步改善了锅炉的蓄能速度，协调控制策略优化效果明显，在机组并网后的相当长一段时间内负荷控制比较稳定，波动有所减缓，在同类型机组中有一定的借鉴意义。

作者：陈国清孙耀单位：浙江省火电建设公司