超臨界機組智能化協調控制系統研究和實施

沈叢奇,單英雷,歸一數,程際云

(上海明華電力技術工程有限公司,上海 200437)

1 引言

隨著國內電力裝備制造業的跨越式發展,“上大壓小”,節能減排,600 MW等級以上超臨界機組在電網中的比重正在較快上升,電網要求超臨界燃煤發電機組能調峰運行,其控制策略應保證機組良好的負荷響應性和經濟穩定運行。

直流鍋爐作為一個多輸入、多輸出的被控對象,由于是強制循環且受熱區段之間無固定界限,參數間存在大量的耦合現象。而超臨界參數的直流鍋爐因調峰范圍內熱力特性變化較大,其動態特性所表現出的滯后、時變和非線性就更強;同時,由于超臨界鍋爐蓄能能力相對較小,發電負荷控制與鍋爐參數控制的矛盾就更為突出。

目前,由于超臨界機組仍沿用適用于汽包爐機組的協調控制系統,故難以滿足超臨界機組的運行要求,沒能發揮出機組的變負荷性能。另外,數字化控制系統(DCS)雖應用至今已有二十多年,但控制系統的智能化程度較低。為此,本文介紹一些適合超臨界機組的智能化協調控制策略,與目前的協調控制系統相比,有了較大的突破。

2 超臨界機組主要對象特性分析

燃煤發電是一個把燃煤的化學能轉換成電能的過程。超臨界機組燃燒系統與汽包爐基本相同,其能量轉換過程是一個延遲較大的高階慣性環節。對于直流爐,煤量變化時,如給水流量、調門開度不變,燃燒產生的熱量,慢慢轉換成蒸汽比焓同向變化,機組功率、汽溫、汽壓隨之同步變化。對于汽包爐,燃燒產生的熱量,慢慢轉換成鍋爐蒸發量的變化,調門開度不變時,機組功率、汽壓隨之同步變化。

超臨界機組與汽包爐機組的主要區別在于汽水系統。汽包爐給水只影響汽包水位,不會影響發電功率、汽壓和汽溫。而直流爐的鍋爐蒸發量隨給水量同步變化,所以給水會直接影響發電功率、汽壓和汽溫。調門開度變化通過改變蒸汽流量改變機組發電功率,由于直流爐的蒸汽流量與給水流量隨動變化,所以調門變負荷與給水變負荷的本質相同,只是調門布置在汽機側,能更快地改變機組發電功率。

當汽機調門變化時,由于機組蓄熱變化,機組負荷會有正向瞬時變化,主汽壓力反向慣性變化,但直流爐蓄熱低于汽包爐,尤其在超臨界工況下沒有潛化蓄熱,蓄熱量更小。超臨界機組的蓄熱主要來自受熱面的熱能。

超臨界機組汽機調門變化時,給水流量隨蒸汽流量快速變化,如果給水指令不變,給水調節系統很快使給水流量和蒸汽流量恢復到原值,發電功率變化也快速恢復,可見,超臨界機組采用調門變負荷方式好似曇花一現,其變負荷容量遠遠低于汽包爐。

通過以上分析,可以得出以下兩式:

(1)汽包爐主要對象特性 可以認為是機組負荷N,主汽壓力P輸出對汽機調門TM,燃料量FD輸入的響應特性,可以表示為:

式中:N——機組負荷;P——主汽壓力;W——給水量; TM——汽機調門開度;FD——燃料量。

(2)直流爐主要對象特性 該特性可以認為是機組負荷N,主汽壓力P和分離器出口比焓h輸出,對汽機調門TM,燃料量FD,給水量WD輸入的響應特性為:

式中:h——分離器出口比焓;WD——給水量指令。

3 傳統協調控制系統

傳統協調控制系統如圖1所示,它是由汽包爐單元機組發展而來,主要有爐跟蹤機(BF),機跟蹤爐(TF)和協調(CC)三種控制方式。

圖1 常規協調控制系統原理圖

圖1中,虛線上部為汽包的協調控制系統原理,BM是控制鍋爐燃燒的指令,TM是控制汽機調節汽門的指令,F(X)為煤水比函數,W 2(S)為慣性環節,PID為調節運算。(1)當K 1和K 4取1,K 2和K 3取0時,系統為BF方式,此時汽機調門調節機組功率,鍋爐燃燒率調節汽壓,這種方式變負荷性能好,有利于電網運行,但機組汽壓、汽溫變化較大,運行穩定性差。

(2)當K1和K4取0,K2和K3取1時,系統為TF方式,此時汽機調門調節汽壓,鍋爐燃燒率調節機組功率,這種方式變負荷性能差,機組汽壓、汽溫變化較小,但運行穩定性好,有利于電廠運行。

(3)目前系統一般采用CC控制方式,此時汽機調門和鍋爐燃燒率調節機組功率和汽壓的綜合偏差。K 1-K 4采用不同的設置,可以產生不同的協調效果。例如:K 1/K2數值大,說明汽機側重調節負荷;K 4/K 3數值大,說明鍋爐側重調節主汽壓力。可見,TF和BF控制方式是兩種特殊情況。

不管采用哪種調節方式,都設計了功率指令到鍋爐指令(BM)的前饋,通過“PD”環節使鍋爐燃燒率準確、快速地隨功率指令變化。由于鍋爐蒸汽熱負荷對燃料量響應較慢,在變負荷時鍋爐燃燒率應有適當的超調,這是因為在加快機組變負荷速率的同時,增大鍋爐的蓄熱變化。圖1中K 5的作用是變負荷時加快調門的變化,提高機組功率的調節性能。

目前,超臨界機組在傳統協調控制系統上增加了圖1所示的給水控制部分,f(x)是煤水比函數,f(t)是多階慣性環節。通過這兩個環節,可以控制合適的靜態和動態煤水關系,減小變負荷時的汽溫變化。這種控制系統難以滿足超臨界機組的運行要求。

如果采用TF協調控制方式,機組能穩定運行,汽壓汽溫變化也較小,但功率的調節性能很差,根本達不到電網運行的要求,所以許多電廠采用BF協調控制方式。由于給水在變負荷時有較大的延遲性,使得機組變負荷性能達不到電網的運行要求,加之汽壓變化較大,導致機組不能穩定運行,甚至會危及機組的安全。

4 智能化協調控制策略

機組變負荷時應采用有利電網運行的控制策略,根據對超臨界機組的特性分析,汽機調門、給水量和給煤量(燃燒率)同時協同變化能發揮出最快的變負荷性能。汽機調門主調功率,給水快速變化,協助調門控制功率,給煤量(燃燒率)控制實現總能量的平衡,初期變負荷主要依靠汽機調門,中期變負荷主要依靠汽機調門和給水量,后期變負荷主要由給煤量和給水量來承擔。

機組穩態時應采用有利機組的控制策略,汽機調門側重調節汽壓,給水調節汽溫,給煤量(燃燒率)側重調節功率。直流爐智能協調控制系統原理圖如圖2所示。

圖2 直流爐智能協調控制系統原理圖

4.1 協調方式的智能化控制

通過以上分析可以得出:BF方式的變負荷性能最佳,TF方式則有利于機組運行。目前采用的協調方式,從控制策略上講,如果有利于機組運行,則電網不滿意;如果有利于電網運行,則機組運行不佳。

解決上述問題的方法是采用智能協調控制系統,通過“協調方式控制”功能判斷機組加負荷、減負荷、穩定工況,并在變負荷工況時使控制系統切換到BF方式,此時汽機調門在保證機組安全運行的前提下控制功率,發揮機組最快的變負荷性能,及時滿足電網的AGC變負荷要求。完成變負荷后過渡到 TF或有利于機組的協調方式,汽機調門平滑地過渡為主調汽壓,使機組在穩定工況下,處于最穩定、最經濟的運行方式。

4.2 直流爐智能化給水控制

通過對超臨界機組的運行特性分析,汽機調門變化只能滿足電網初期和較小幅度變負荷要求,只有給水隨調門同步變化,才能滿足較大幅度的持續變負荷要求。而給水對汽溫的響應遠比燃料快,通過給水調節負荷,變負荷性能好,汽壓偏差小,但汽溫偏差較大。反之,給水調節汽溫,則汽溫變化較小,但變負荷性能差,汽壓偏差大。可見,超臨界機組的給水控制負荷與汽溫是有矛盾的。目前,給水一般用于控制汽溫,造成變負荷性能差,汽壓控制偏差大。

如圖2所示,通過“協調方式控制”功能,使給水和減溫水控制系統在變負荷時,切換協助汽機調門控制功率,適當放棄汽溫的控制,使機組有較好的持續變負荷性能,完成變負荷后平滑過渡到控制汽溫,這樣,既提高了超臨界機組的負荷調節性能,也將汽溫的變化控制在合理的范圍內。

4.3 智能化的變負荷策略

電網是一個要求發電和用電及時平衡的系統,經常會出現上下來回的變負荷要求。例如:在加負荷過程中突然會出現反向減負荷要求,由于功率指令有速率限制,在一段時間內機組功率仍低于功率指令,而目前的控制系統仍會朝著加負荷的方向變化,造成負荷反向變化的延遲,同時也浪費能源。通過智能化的變負荷策略,可以隨功率指令同步反向減小汽機調門、鍋爐燃料和給水,使機組功率馬上從當前值開始下降,隨電網要求同步變化。

在頻繁的變負荷過程中,時常會出現加負荷時汽溫和汽壓偏高于其定值或減負荷時汽溫和汽壓偏低于其定值的情況。例如:加負荷過程中突然反向減負荷,此時汽溫和汽壓一般低于其定值,智能化的變負荷策略會加速關小汽機調門和降低給水量,使變負荷速率優于電網要求,這樣做既有利于電網,也有助于恢復機組的汽溫和汽壓。

4.4 智能化的超調控制策略

當汽機調門和給水快速跟隨功率指令變化,充分利用機組蓄熱,實現機組快速變負荷時,由于鍋爐熱負荷客觀上存在著較大的延遲,必須適當地超調煤量和給水,減小蒸汽壓力和溫度的變化。過大的超調造成負荷過調,過小的超調達不到變負荷速率要求。超調不當,機組參數變化較大,會影響機組運行的穩定性和經濟性。而常規的協調控制采用固定的超調,當機組工況變化時,控制性能會變差。

超調的總量應是變負荷時機組蓄熱的變化量,對應于一定量的燃煤量和適當的給水,是超調幅度與超調持續時間形成的面積,如圖2所示的“鍋爐超調”模塊控制超調的觸發、停止和幅度。超調幅度根據機組負荷、變負荷幅度和速率預估,并根據機組的運行參數等來修正,使機組有較好的變負荷性能,完成變負荷任務后能量基本平衡,蒸汽壓力和溫度恢復到額定值。

給水超調的主要作用是加快機組的變負荷速度,及時平衡汽機對鍋爐蒸發量的要求,并根據汽壓的變化修正給水超調量,減小汽壓的變化幅度,最終使汽壓恢復。燃料量的超調主要是及時補充鍋爐的儲能變化,平衡機組的能量,并根據蒸汽溫度(或比焓)的變化修正燃料量的超調,減小汽溫的變化,最終使汽溫恢復。

鍋爐熱負荷對煤量的響應有較大的延遲,超調應“早動早停”,超調在變負荷前期較大,并在蒸汽參數接近目標時就結束,利用熱慣性,使蒸汽壓力溫度恢復。

4.5 智能化協調控制系統穩態控制策略

超臨界機組是1個多變量強耦合的復雜系統,控制系統之間相互影響,機組較難穩定運行。通過解耦,消除或減弱調節系統間的相互影響,機組才能穩定運行。

如圖1所示,只要合適地設置K 3和K 4,CO1對E2的影響可以消除或減弱。如E3為分離器比焓偏差,調門變化時由于沒有熱交換變化,CO1對E3沒有影響。F2(t)和F 2(x)構成輸出解耦功能,其作用是使給水按一定比例和動態過程隨煤量變化,在穩態時保持蒸汽的比焓不變,則CO2對E3沒有影響。CO2可視作鍋爐指令,通過它控制鍋爐熱負荷,功率和汽壓隨CO2同步變化,只要正確設置K 1,K 2,E1不隨CO2變化,即實現了CO2對E1的解耦。CO3可作給水指令,給水變化相當于鍋爐蒸發量,功率和壓力在一段時間內同步隨給水變化,故E1基本不隨CO3變化,但E2隨CO3顯著變化。

由PID1,PID2和PID 3構成協調控制系統的3個主要調節系統,其輸出(調節量)為CO1,CO2和CO3,其輸入(被調量)為E1,E2和E3。

通過對以上解耦策略的分析,可以將協調控制系統的對象特性用式(3)來表示,由此可見,上述解耦策略消除和減弱了大部分耦合環節,可以消除由于系統耦合引起的協調控制不能達到穩定的情況。

4.6 基于優化運行的協調控制

全面的機組優化調整是智能協調控制系統良好投運的基礎,制粉系統、燃燒器、一次風、二次風等鍋爐燃燒優化調整,確定最優的磨煤機風量定值、溫度定值,一次風壓定值,確定最優的燃燒器風門控制函數、氧量函數、風煤比函數,達到最經濟燃燒,合理的煙氣熱量分布,保證局部不過熱,消除或減小煙溫偏差,兩側過熱器的汽溫相近。汽水系統優化,確定合理、經濟的滑壓曲線,分離器溫度和各級溫度的目標定值函數。只有這樣,才能有效地保證控制系統能維持機組運行接近最佳工況。

從一個負荷點過渡到另一個負荷點的變負荷過渡中,煤量、風量和水量快速按設定的函數關系隨負荷指令變化的前饋控制和智能化的超調作為粗調,粗調使煤量、風量和給水量快速地變化到正確的預定值,使機組負荷的變化基本到位。以PID為基礎反饋控制作為細調,細調最終使負荷、主汽壓力、溫度穩定于目標值。變負荷時,各調節量和相關參數的變化也能保證經濟損失接近最小,以盡量減小變負荷成本。

5 應用效果

本控制技術成功地在淮滬煤電田集電廠1號和2號機組、安徽淮南平圩第二發電有限責任公司3號和4號機組應用,圖3與圖4分別為田集電廠1號機組大幅度加、減負荷時運行曲線示意圖。

圖3 大幅度加負荷運行曲線

圖4 大幅度減負荷運行曲線

如圖3所示,負荷從360 MW加至600 MW過程中,功率控制偏差最大為6 MW,分離器溫度最大偏差為7℃,主汽溫最大偏差為6℃,再熱汽溫最大偏差為5℃,壓力最大偏差為6 kg。

如圖4所示,負荷從520 MW降至360 MW過程中,功率控制偏差最大為5 MW,分離器溫度最大偏差為6.6℃,主汽溫最大偏差為6℃,再熱汽溫最大偏差為5℃,壓力最大偏差為8 kg。

圖3與圖4中壓力定值為目標壓力,實際壓力定值是目標壓力經過三階慣性后的值,主汽壓與目標壓力最大偏差0.8 MPa,與實際壓力定值的偏差小于0.5 MPa。

從圖3與圖4可以看到,變負荷時汽機調門、煤量、給水量快速跟隨功率指令變化,煤水的超調準確,功率調節性能好,而且汽溫、汽壓變化控制在較小范圍內,調節過程穩定,不超也不欠。

6 結論

(1)變負荷時汽機調門在給水輔助下主調機組發電功率,發揮出機組最好的變負荷性能;穩態時,應用解耦技術,汽機調門側重穩壓,給水主調汽溫,使機組處于最佳穩定運行狀態。這種智能化協調控制方式較好地實現了廠網協調。

(2)控制系統的風煤水等靜態關系、汽壓和各汽溫的目標、燃燒系統應基于機組優化調整結果。控制系統應體現最佳的運行技術,維持機組接近最佳經濟的運行狀態。

(3)風煤水按正確的函數關系和智能化超調隨負荷指令變化的鍋爐側變負荷策略,準確、及時地實現了工質和能量的平衡,較好地解決了大滯后、時變、非線性的鍋爐控制難點。