摻燒褐煤直吹式汽包爐機組AGC控制技術研究

郝欣，劉明，李冰

（1．東北電力科學研究院有限公司，遼寧沈陽110006;2．華電鐵嶺電廠，遼寧鐵嶺 112000）

隨著電煤供應的日益緊張，電廠燃煤成本大幅度增加，大部分電廠為了節約燃料成本，在煙煤中大量摻燒熱值低、價格廉的褐煤，直接導致鍋爐主汽壓力遲延進一步加大，機組負荷響應能力下降顯著。同時，電網為了保護電網穩定及快速調峰，要求所有并網火電機組均投入自動發電控制（AGC）模式，機組必須無條件快速滿足電網負荷指令需求。因此，在這種條件下對機組運行與調度的自動化水平提出了更高的要求，原設計控制策略不能適應新的工況，大量摻燒褐煤機組都無法投入AGC模式。如何修正和改進摻燒褐煤機組現有協調控制策略以適應摻燒褐煤引起的惡劣工況，保證機組能滿足電網AGC的要求是一個迫在眉睫必須解決的課題。

1 問題的提出

機組投入AGC方式后，對負荷跟蹤速率和負荷精度等指標要求高，摻燒褐煤后的鍋爐遲延大、慣性大，要達到電網AGC所要求的控制精度必然更加困難。為了達到電網負荷指標的要求，對摻燒褐煤機組必須優化原設計控制策略，重新整定控制參數，才能滿足電網AGC對機組的控制要求。在優化調試過程中發現了以下問題。

a．摻燒褐煤導致機組負荷控制特性惡化。摻燒褐煤后的鍋爐由于摻燒比例不固定，因此煤種熱值變化大，導致鍋爐熱量數學模型中的純滯后時間及慣性時間加大并且不可預測，主汽壓力呈現大遲延、大慣性、參數慢時變的特性。

b．經典協調控制策略存在問題。經典協調控制策略是基于鍋爐燃燒設計煤種、鍋爐設備沒有缺陷的基礎上設計實現的。當鍋爐燃料中摻入熱值較低的褐煤時，燃料熱值嚴重偏離設計煤種，控制策略中的靜態負荷燃料比與實際運行值偏差過大，AGC投入后不能正確計算燃料量，導致機爐能量失去平衡，主汽壓力、主汽溫度等重要參數出現大范圍擺動，AGC負荷指標難以達到電網的要求，鍋爐甚至會振蕩運行。

c．設備缺陷。隨著機組運行時間的增加，特別是鍋爐設備長期腐蝕等因素，導致設備老化，燃燒系統調節風門特性逐步變差，風量測量裝置不準，磨煤機出力變小等設備缺陷。這些設備缺陷都需要大量資金和時間才能修復，因此，設備因素也是制約AGC投入的瓶頸，需要從控制策略上盡量克服設備缺陷等不利條件，實現AGC功能。

d．AGC指令要求精度高且變化頻繁導致鍋爐運行不穩定。電網對機組負荷響應能力要求越來越高，目前遼寧電網對AGC機組的調節速率、調節精度和響應時間要求如下:①AGC調節速率不小于1.0%/min機組額定有功功率;②AGC響應時間不大于60 s;③AGC調節精度為±3%。AGC指令不同于變負荷試驗時的指令，特別是運行在聯絡線方式時，機組實際負荷指令基本上是鋸齒波波形，鍋爐長時間運行在過渡過程中，無法進入穩態，因此，鍋爐對燃燒率指令的精確性要求非常高，否則，鍋爐很快就進入振蕩運行，進而危及機組安全。

2 機組控制結構優化

2.1 機爐被控對象特性分析

汽包爐被控對象具有雙輸入/雙輸出強耦合、非線性、參數慢時變、大遲延的特點。機組投入AGC模式運行后電網對負荷響應速率要求進一步提高，所以控制方式必須是以爐跟機方式為基礎的協調控制，而這種控制方式在結構上存在著閉環不穩定特征。在以爐跟機為基礎的協調模式下，汽輪機調節負荷，鍋爐調整燃燒率維持主汽壓力與給定值相等，被控對象無自平衡能力。其對象方框圖如圖1所示，式（1）是燃燒率－主汽壓力通道傳遞函數，式（2）為調節閥－主汽壓力通道傳統函數。摻燒褐煤后降低了機組負荷響應能力，導致主汽壓力及主汽溫度等重要參數特性惡化，根本原因就是摻燒褐煤后增大了式（1）中的主汽壓力對象的慣性時間常數TS和純滯后時間常數τM，造成調節過渡過程時間過長，并降低了鍋爐主控的控制穩定裕度。

圖1 汽包爐單元機組對象方框圖

2.2 優化控制結構方案

針對摻燒褐煤導致鍋爐出現的各種問題，對協調控制和其它子系統控制邏輯進行了改進和優化，采用了按指令間接平衡綜合型協調雙向非線性解耦的控制結構，結構模型如圖2所示。控制策略優化工作包括修改汽機主控前饋、鍋爐主控及前饋，并重新整定控制參數。

2.2.1 汽機主控前饋

由于汽包爐具有一定的蓄熱量，在汽機主控中增加負荷指令前饋f3（x）和具有超前－滯后環節的動態補償器的負荷指令微分前饋回路，充分利用鍋爐蓄熱來加快負荷初期響應速度，缺點是在變負荷初期犧牲一定的壓力調節品質。當負荷指令變化時，動態補償器的負荷指令微分直接作用于汽機主控，對汽機高調門進行調節，目的同樣是為了加快汽機初期負荷動態響應速度。動態補償器的增益與當前汽機高調門的工作模式相關，如果高調門工作在單閥模式下，則減小動態補償器的增益;如果高調門工作在順序閥模式下，則增大動態補償器的增益。

2.2.2 鍋爐主控

鍋爐主控前饋分為兩種，一種是靜態前饋，提供鍋爐主控調節器的靜態工作點;另一種是動態前饋，加快機組變負荷時鍋爐主汽壓力的動態跟蹤速度。為了改善鍋爐主汽壓力調節品質，改進的主要方向是優化鍋爐主控動態前饋，包括以下幾個方面的內容。

a．負荷偏差比例微分前饋，起到鍋爐加速器的作用。計算方法是由機組實際負荷指令（不包括一次調頻功率指令分量）與實際負荷測量值之間的差值信號經過一個函數曲線f6（x）（函數曲線f6（x）設定為帶死區的非線性比例調節器），再與負荷偏差非線性微分函數線性疊加。

b．主汽壓力定值指令前饋f7（x），在鍋爐滑壓運行或定壓運行改變定值時快速改變燃燒率以克服汽包爐的慣性，減小燃料量超調造成的主汽壓力波動。

c．“正踢”與“反踢”作用?！罢摺弊饔孟喈斢诋斬摵芍噶钭兓瘯r產生燃料量的初始沖量，用以克服鍋爐蓄熱，最大限度減少鍋爐的遲延和慣性對機組變負荷時的影響。當變負荷的邏輯信號置位時，程序自動給出一個額外的加減燃料量的指令，經若干時間該信號消失;“反踢”作用相當于負荷指令變動結束時產生燃料量的剎車沖量，用以防止鍋爐主汽壓力出現“過調”。“正踢”作用與“反踢”作用有多種算法實現，本文采用負荷指令微分加負荷變化率函數復合計算方式生成，如圖2中f8（x）部分所示，其表達式為k=f（rLDC）×G ×d L/d t。在表達式中，信號的幅值f（rLDC）是負荷變化率rLDC的函數，負荷變化率設定值越大，信號幅值越大，幅值有限幅控制;信號持續時間也是負荷變化率的函數，負荷變化率設定值越大，信號持續時間越長。

d．汽包壓力微分作用前饋f9（x），利用汽包爐汽包壓力先于主汽壓力變化的特性，汽包壓力相當于主汽壓力的導前作用。同時，汽包壓力微分是鍋爐熱量信號，可以有效地克服由于煤種變化引起的各種鍋爐內擾，保持主汽壓力穩定。

為了防止鍋爐燃燒率的調整過于頻繁和超調，以及輸入信號由于采集通道干擾等問題發生突變，前饋的輸入信號必須帶有一定量的死區和幅值限制，輸出信號均需經過上下限制出力。

2.2.3 雙向解耦

對于機爐雙輸入雙輸出被控對象，通常以爐跟機為基礎的協調多采用壓力偏差送入汽機主控的方式實現單向解耦控制。為了提高控制系統閉環穩定性，改為雙向解耦控制，即將功率偏差送入鍋爐主控調節器入口，這樣鍋爐主控調節器同時調整壓力偏差和負荷偏差。在實踐中發現，負荷偏差直接加入調節效果不好，將負荷偏差經過死區、限幅及變增益等非線性函數f4（x）計算后再送入鍋爐主控調節器，控制效果極佳。

2.3 一次風母管壓力控制

經典控制策略中一次風母管壓力設定值是燃料率的函數，隨鍋爐主控輸出變化。由磨煤機熱風門控制來維持一次風風煤比恒定，但在實際運行中，大部分老舊機組的冷熱風擋板都難以起到調節作用，風量測量裝置均已失效。因此，鑒于設備缺陷，將一次風母管壓力定值改為機組實際負荷指令的函數，當機組投入AGC模式時，一次風母管壓力即投入滑壓模式，一次風母管壓力隨負荷指令同向變化，得以有效減小燃料入爐通道延時時間，收到事半功倍的效果。

3 應用效果分析

修正后的控制策略在鐵嶺電廠一期工程4× 300 MW機組得到了推廣應用。鐵嶺電廠1號機組AGC模式下運行時的一段趨勢曲線如圖3所示。在30 min的范圍內，AGC負荷指令呈鋸齒波形狀，負荷指令從215.5 MW依次變化，一路振蕩增加到268.2 MW，機組一直處于負荷變動狀態，顯示出電網AGC指令的特點。負荷變化率設定在6 MW/ min，負荷偏差在4 MW以內，主汽壓力偏差最大值為0.32 MPa。機組運行在AGC模式下，機組實際負荷測量值和機前主汽壓力測量值都能快速跟蹤指令值變化，動態偏差符合電網調度要求，并且鍋爐的主汽壓力超調量很小，鍋爐沒有發生振蕩運行。

圖2 優化后的協調控制結構框圖

圖3 主汽壓力與負荷趨勢曲線

4 結束語

機組在AGC模式下運行，對機爐協調系統提出了更高的要求，傳統負荷控制策略已經不能滿足電網新的控制精度和速度要求，因此必須對老舊機組的控制策略做出修正和改進。摻燒褐煤后的老舊機組如何提高負荷響應速率，采用不同的非線性前饋組合是解決問題的關鍵，準確計算前饋值，先于主汽壓力變化而動，提前改變鍋爐燃料率可以有效地提高機組協調控制系統負荷響應速率。

鐵嶺電廠1、2號機組控制邏輯優化后，經過長時間運行考驗的結果表明，本文提出的AGC協調控制系統優化方案合理、可行，優化后的摻燒褐煤機組在大部分工況下均可投入AGC模式，負荷控制精度滿足電網要求。