李冰, 高寵博, 肖光皓

（遼寧華電鐵嶺發(fā)電有限公司,遼寧 鐵嶺112000）

0 引 言

我國電力行業(yè)已逐步形成大電網(wǎng)、大機組、高參數(shù)、高自動化的發(fā)展格局[1]。超超臨界機組成為燃燒發(fā)電機組的主流。為保證熱控設(shè)備和系統(tǒng)的安全、可靠運行，可靠的設(shè)備與控制邏輯是先決條件[2]，電網(wǎng)和發(fā)電機組的自動化程度都必須不斷提高。

AGC（即自動發(fā)電控制）是電網(wǎng)調(diào)度中心的一項主要工作內(nèi)容。它利用調(diào)度計算機、通道、遠(yuǎn)程終端、分配裝置、發(fā)電機組自動化裝置等組成的閉環(huán)控制系統(tǒng)，監(jiān)視和調(diào)節(jié)電力系統(tǒng)的頻率，控制所管轄多個發(fā)電機組的實際出力。從電廠發(fā)電機組的角度來看，是指在中高負(fù)荷段的機組運行全部由過程控制系統(tǒng)自動完成，負(fù)荷直接由電網(wǎng)調(diào)度中心進行控制。目前國內(nèi)的火電機組普遍在AGC控制精度上受到來自電網(wǎng)的嚴(yán)格考核。

如果能夠通過有針對性的各種控制優(yōu)化手段提高超超臨界機組的AGC控制精度，就可以盡量減少電網(wǎng)對發(fā)電機組AGC的考核損失，每年創(chuàng)造非?？捎^的經(jīng)濟效益，并提高機組日常運行的安全性和穩(wěn)定性。本文結(jié)合鐵嶺公司兩臺600 MW超超臨界機組的實際工作經(jīng)驗，對提高超超臨界機組AGC精度的主要控制技術(shù)進行了匯總和探討。

1 超超臨界機組AGC控制的難點

由于超超臨界機組只能采用直流鍋爐，與汽包爐機組相比，直流爐的主蒸汽壓力高達25～31 MPa,蒸汽溫度高達593～610 ℃，在主蒸汽壓力的控制上都只能選擇滑壓運行方式，必須確保爐側(cè)分離器入口溫度在對應(yīng)的分離器入口壓力飽和溫度以上。

超超臨界機組的汽水分界面具有不固定性。當(dāng)超臨界鍋爐在轉(zhuǎn)入干態(tài)后，是沒有明確清晰的汽和水分界線的，該分界線將同時受給水流量和爐膛燃料量的影響，很容易進入失調(diào)狀態(tài)威脅機組運行安全。因此水煤比的精細(xì)調(diào)整至關(guān)重要。

對于汽包爐，爐側(cè)控制鍋爐的燃燒率，機側(cè)控制汽輪機調(diào)門開度，控制系統(tǒng)可以簡化成一個兩輸入、兩輸出的控制對象。兩個控制變量分別是機組的有功功率和主蒸汽壓力。但超超臨界機組同時還要考慮給水流量對功率和壓力的影響，因此超超臨界機組的控制系統(tǒng)可簡化為一個三輸入、兩輸出的控制對象，控制難度加大。

對于燃煤機組而言，磨煤機的啟停也會對AGC的控制精度造成很大影響。當(dāng)機組長期處于AGC方式下運行將會使控制品質(zhì)頻繁受到磨煤機投切的干擾。

2 改善AGC控制指標(biāo)的7個關(guān)鍵技術(shù)

根據(jù)長期的摸索和實踐，改善AGC控制指標(biāo)存在以下7個必不可少的關(guān)鍵技術(shù)方法。

2.1 滑壓曲線的優(yōu)化

AGC的調(diào)節(jié)方式是全電網(wǎng)調(diào)節(jié)，因此根據(jù)機組性能試驗擬合機組的最佳滑壓曲線，減緩壓力變化對負(fù)荷變化的影響是至關(guān)重要的。這里的滑壓曲線是指：機組在變負(fù)荷過程及一次調(diào)頻的變化量上具有足夠的裕度，調(diào)門的開方向足夠，關(guān)方向上不影響汽輪機的流量分配，同時保證汽輪機調(diào)閥的節(jié)流損失盡可能小。汽輪機工作效率較高的情況是節(jié)流損失盡可能小，蒸汽參數(shù)盡量高，這就要求結(jié)合機組不同的負(fù)荷點對滑壓設(shè)定值進行相關(guān)的修正。此過程要注意性能試驗過程給出的最佳數(shù)值，結(jié)合變負(fù)荷過程汽輪機的運行狀況形成合理的滑壓曲線。

表1為遼寧鐵嶺某電廠5號超超臨界燃煤機組運行期間的滑壓曲線對應(yīng)情況。

表1 600 MW超超臨界機組滑壓曲線對應(yīng)值

2.2 過熱度函數(shù)曲線的優(yōu)化

水和煤的比例是調(diào)節(jié)過熱度的主要工具?？刂扑罕仁紫纫_保過熱度函數(shù)的合理。超超臨界機組的過熱度函數(shù)通常以分離器入口溫度來標(biāo)定。它是分離器壓力的函數(shù)，標(biāo)定時以機組穩(wěn)定負(fù)荷下的水冷壁溫度及減溫水的可控性為依據(jù)，具體體現(xiàn)在：水冷壁不超溫、減溫水的可控性好，閥門開度在30%～60%之間。過熱度曲線的標(biāo)定通常安排在滑壓曲線確定之后。超超臨界機組運行中存在亞臨界和超臨界兩個階段。在超臨界參數(shù)后，飽和溫度已經(jīng)失去明確的物理概念，必須進行人工擬合，這樣機組運行的過熱度指示便存在一定的不確定性，而分離器入口溫度是一個很明確且與分離器壓力對應(yīng)的參數(shù)，在控制上采用分離器壓力對應(yīng)的分離器溫度來修正水煤比。

表2為遼寧鐵嶺某電廠5號超超臨界燃煤機組運行期間的過熱度函數(shù)曲線對應(yīng)情況。該曲線即以分離器入口溫度進行標(biāo)定，通過與分離器壓力一一對應(yīng)的方式實現(xiàn)超超臨界機組過熱度的合理動態(tài)設(shè)定。

2.3 水煤比的控制

表2 600MW超超臨界機組過熱度函數(shù)曲線對應(yīng)值

超臨界直流爐的給水控制與汽包爐給水控制的最大區(qū)別在于直流爐汽水分界面的不固定性[3]。水煤比控制是超超臨界直流爐控制的核心，直接關(guān)系到機組運行的安全性。水煤比必須保證給水和燃料量的配比在一個合理的范圍內(nèi)，通常穩(wěn)態(tài)下的比值近似為7.5：1.0。而在機組升負(fù)荷、降負(fù)荷、不同的負(fù)荷段、不同的負(fù)荷變化率、RB等工況下，這一比值將發(fā)生一定的變化，主要由鍋爐的蓄熱、汽水特性變化等因素引起。無論在控制上采用水跟煤、煤跟水或水煤同時變化來控制中間點溫度，都必須保證給水和燃料的比例在一個范圍以內(nèi)。合理的水煤配比體現(xiàn)在中間點溫度的控制偏差上，同時需要保證水冷壁不超溫，主蒸汽溫度的可控性良好。通常前饋部分給水與燃料的比例在2.5：（1.0～4.1）之間，給水延時時間30～60 s, 具體需要依照變負(fù)荷過程的過熱度控制偏差來修正。

表3為遼寧鐵嶺某電廠5號超超臨界燃煤機組運行期間的煤水比曲線。

表3 600 MW超超臨界機組煤水比曲線對應(yīng)值

2.4 風(fēng)煤比的精確控制

風(fēng)煤比是影響燃燒效率的關(guān)鍵因素。超超臨界機組的風(fēng)煤比控制直接關(guān)系到機組運行的經(jīng)濟性，通常以變負(fù)荷過程的氧量變化進行參照。在變負(fù)荷控制中，前饋的煤量所匹配的風(fēng)量與爐主控設(shè)定的燃料量所配的風(fēng)量有所差別，因為變負(fù)荷前饋的燃料量作為總?cè)剂狭吭O(shè)定的一個分支，包含在總風(fēng)量的設(shè)定上。而變負(fù)荷前饋的風(fēng)量僅是按照變負(fù)荷過程氧量的變化以及富氧燃燒的原則來進行風(fēng)量設(shè)定的補充，具體做法為加負(fù)荷過程先加風(fēng)、減負(fù)荷過程也加風(fēng)，只是加得少一些，存在比例上的差異，減負(fù)荷過程前饋增加風(fēng)量較少，如表4所示。

表4 600 MW超超臨界機組負(fù)荷氧量曲線對應(yīng)值

2.5 磨煤機風(fēng)粉比控制

磨煤機風(fēng)粉比是鍋爐出力變化的標(biāo)志，直接決定動態(tài)過程燃料量進入爐膛的速度，決定整個機組負(fù)荷變化速率的快慢，磨煤機的響應(yīng)速度快慢直接決定機組的AGC考核指標(biāo)好壞。煤粉細(xì)度直接關(guān)系到煤粉的燃盡程度，決定鍋爐的經(jīng)濟性。磨煤機風(fēng)粉比控制的決定因素在于一次風(fēng)機的出力是否足夠及一次風(fēng)機出力的變化速度。在控制上合理的一次風(fēng)壓設(shè)定，磨煤機入口一次風(fēng)量函數(shù)曲線決定著風(fēng)粉比的變化過程，同時應(yīng)參考變負(fù)荷過程過熱度、主蒸汽溫度、再熱蒸汽溫度的變化幅度來予以修正，這是一個非常復(fù)雜的控制過程。在機組變負(fù)荷過程中，給煤機煤量的變化并不代表進入爐膛燃料量的快速變化，這與磨煤機的制粉速度、磨煤機內(nèi)的蓄粉、磨煤機一次風(fēng)量的快速變化直接相關(guān)。

為提高鍋爐的響應(yīng)速度，改善鍋爐的燃燒率，希望給煤機煤量的變化迅速反映在進入爐膛的燃料上，需要通過磨煤機一次風(fēng)量的改變迅速改變所攜帶的煤粉量。這在控制上需要增加一個變負(fù)荷前饋來改變一次風(fēng)量和一次風(fēng)壓的變化，從而實現(xiàn)磨煤機風(fēng)粉混合物的速度變化盡可能維持在25 m/s附近。此外，在不同的變負(fù)荷幅度上，風(fēng)粉比的瞬時變化會帶來不同程度的影響，簡單來說：負(fù)荷變化的范圍越大，風(fēng)煤比的瞬時變化盡可能小。

2.6 減溫水與給水的比例控制

減溫水量的變化幅度從另一方面表征了水煤比例的變化，減溫水占給水的比例通常為7%，如果減溫水偏多，標(biāo)志著給水量偏少，而負(fù)荷在恒定的情況下，調(diào)節(jié)級壓力對應(yīng)的主蒸汽流量將是恒定的，這樣就造成減溫水越多，流經(jīng)水冷壁的給水就越少，導(dǎo)致過熱度上升進一步增加減溫水量，最終使整個汽水系統(tǒng)存在超溫的風(fēng)險。因此，必須在邏輯上限制這種工況的發(fā)生，減溫水量偏大時，直接增加給水來避免水冷壁超溫;反之減少給水流量。

表5為遼寧鐵嶺某電廠5號超超臨界燃煤機組運行期間噴水量占總給水流量的百分比與修正溫度關(guān)系曲線。

表5 600 MW超超臨界機組噴水量占總給水流量百分比與修正溫度關(guān)系曲線對應(yīng)值

2.7 一次風(fēng)與二次風(fēng)流量比例

在機組的整個變負(fù)荷過程中，一次風(fēng)與二次風(fēng)的流量比例近似為1:4，一次風(fēng)的主要作用是干燥并攜帶煤粉，提供鍋爐帶負(fù)荷所需要的燃料量；二次風(fēng)量主要是助燃，保證合理的氧量，保證鍋爐運行的安全性；兩者的剛度主要是指磨煤機入口一次風(fēng)壓與爐膛差壓、二次風(fēng)箱壓力與爐膛差壓。如果一次風(fēng)剛度偏高，將使燃燒滯后，并可能導(dǎo)致過熱段超溫；而兩者皆可控制爐膛內(nèi)火焰的位置，在高低負(fù)荷段可用于主蒸汽溫度、再熱蒸汽溫度的輔助調(diào)節(jié)。

3 提高主汽壓力響應(yīng)速度的方法

3.1 使用變負(fù)荷前饋

直流鍋爐巨大的慣性導(dǎo)致主汽壓力經(jīng)常得不到快速響應(yīng)，這種情況下可以使用變負(fù)荷前饋來實現(xiàn)超前調(diào)節(jié)。變負(fù)荷前饋信號在變負(fù)荷過程中迅速改變?nèi)剂狭?、總風(fēng)量和給水流量，而給水流量的變化和燃料量的變化都能對鍋爐的主蒸汽壓力產(chǎn)生影響，其中給水流量的作用要比燃料快一些。因此，可將前饋的給水流量經(jīng)過一個較短的延時時間進入鍋爐，從而盡快響應(yīng)主蒸汽壓力的要求，但給水的變化會對中間點溫度產(chǎn)生一定的影響，待進入爐膛的燃料量改變后，最終保證過熱度及主蒸汽壓力的變化。這要注意前饋量中給水量與燃料量的配比。此外，變負(fù)荷前饋給水流量的延時時間應(yīng)獨立于總給水流量的延時之外單獨設(shè)置，其延時時間應(yīng)當(dāng)是負(fù)荷變化率的函數(shù)。

3.2 增加磨煤機一次風(fēng)量的前饋

利用直流爐主控指令的前饋信號改變?nèi)剂狭康耐瑫r改變磨煤機一次風(fēng)量的設(shè)定，充分利用磨煤機內(nèi)的蓄粉來快速響應(yīng)負(fù)荷需要，也就是快速改變磨煤機的風(fēng)粉比例。也可在磨煤機入口一次風(fēng)量的設(shè)定上增加一個微分環(huán)節(jié)，在變負(fù)荷時，進一步改變風(fēng)粉比。

3.3 一次風(fēng)母管壓力的設(shè)定

在變負(fù)荷過程中，一次風(fēng)母管壓力隨進入磨煤機的燃料量的變化幅度也非常重要，不僅能夠防止堵磨的發(fā)生，更能夠保證磨煤機內(nèi)的煤粉能夠及時地進入爐膛。在磨煤機運行臺數(shù)不同的情況下，設(shè)置相應(yīng)的一次風(fēng)壓曲線來保證一次風(fēng)壓設(shè)定變化的斜率。

4 結(jié) 論

超超臨界機組在AGC投入情況下必須對滑壓曲線和過熱度曲線進行針對性優(yōu)化，對水煤比、風(fēng)煤比、磨煤機風(fēng)粉比、減溫水給水比、一次風(fēng)二次風(fēng)流量比進行持續(xù)優(yōu)化調(diào)整，才能有效改善AGC控制指標(biāo)。同時在主蒸汽壓力響應(yīng)速度慢時，可以通過使用變負(fù)荷前饋，增加磨煤機一次風(fēng)量前饋，改變一次風(fēng)母管壓力設(shè)定值的方法來提高主蒸汽壓力的響應(yīng)速度。