600MW亞臨界燃煤汽輪發電機組AGC優化

唐紅星（寧夏大唐國際大壩發電有限責任公司，寧夏青銅峽，751607）

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600MW亞臨界燃煤汽輪發電機組AGC優化

唐紅星
（寧夏大唐國際大壩發電有限責任公司，寧夏青銅峽，751607）

摘要：寧夏大唐國際大壩發電有限責任公司5號機組為600MW亞臨界汽包爐 ，DCS為福克斯波羅公司的分散控制系統，2015年進行5號機組的模擬量控制系統優化調試工作。對5號機組優化后的機爐協調控制系統、制粉給煤系統、送風系統、一次風系統的控制策略、原理，并匯總了優化工程中的系統測試數據和結果。

關鍵詞：機爐協調；控制；優化

0 引言

我廠5號機組鍋爐型號DG2070/17.5-Π6，鍋爐為亞臨界參數、自然循環、前后墻對沖燃燒方式、一次中間再熱、單爐膛平衡通風、固態排渣、尾部雙煙道、全鋼構架的Π型汽包爐（再熱汽溫采用煙氣擋板調節，空氣預熱器置于鍋爐主柱外）。汽輪機為亞臨界、一次中間再熱、高中壓合缸、雙缸雙排汽、單軸抽汽凝汽式汽輪機。DCS控制系統采用福克斯波羅公司的分散控制系統，修改組態和參數按命令行形式進行。

由于電網AGC評價指標的變化、鍋爐等機組主設備的大修或更換、原控制系統在某些子回路的策略處理方式、控制參數的優化方向等方面存在一系列問題，使得機組AGC、CCS系統運行品質不佳，當AGC負荷指令頻繁變化時，煤量波動大，主汽壓力不穩定，負荷響應快速性不夠。因此對5號機組進行了控制系統優化調整試驗，對機組燃燒控制系統、機爐協調控制系統，再熱及過熱減溫噴水控制等關鍵自動控制系統進行了全方位的優化，包括控制策略的優化和控制參數的優化調試，使優化后的5號機組的熱控系統能滿足以下幾方面要求：

（1）滿足電網AGC負荷調度的快速準確性要求。

（2）滿足補充鍋爐輸入能量的快速準確性要求。

（3）能在一定程度上克服煤質變化等常見擾動對系統的影響。

（4）保證主汽壓力、主汽溫度等機組本地參數運行的運行品質。

經過對CCS及AGC的優化調試，提高了機組如主汽壓力等本地主參數運行的穩定性，并使機組最大可能地達到或超過了電網調度的AGC發電品質要求。

1 優化前存在的問題

1.1 汽機主控功率調節系統的指令拉回回路嚴重影響AGC精度和速度

拉回回路是由主汽壓力偏差，經過f(x)折算產生一個負荷指令偏置，當主汽壓力高于設定值時，該偏置適度提高機組發電負荷指令，適度開大汽機調門以保證主汽壓力的品質，當主汽壓力低于設定值時，該偏置適度降發電負荷指令，適度關小汽機調門以保證主汽壓力的品質。但是，原拉回回路的作用太強，在不少情況下，導致負荷指令偏離AGC指令過多，導致某些時候的AGC品質嚴重下降，在精度和速度方面都明顯不夠。

實際上，如前所言，拉回回路的作用應適度，也即不能過分依賴拉回回路來消除主汽壓力偏差。調整鍋爐側控制策略和、控制參數，以提高主汽壓力控制系統本身的控制品質是保證機組AGC品質的最重要手段。

1.2 鍋爐一次風壓力系統的控制結構和控制參數不能充分提高機組的AGC速度

鍋爐一次風壓力控制系統，以及磨煤機的風量控制系統，直接關系到進入爐膛的有效煤粉量，對進入爐膛能量的及時性和準確性有最直接、最重要的影響。原一次風壓力設定值根據給煤機最大出力設定， 在某些時候會失去壓力設定值的靈敏性，而且，也沒有主汽壓力偏差等的修正補償作用，導致鍋爐主汽壓力品質在某些時候品質差。磨煤機熱風風量擋板的控制回路也存在類似的現象。這些情況是原機組控制系統不得不加大拉回回路的主要原因之一。

1.3 機組的一些關鍵控制回路的控制參數整定的并不優秀

比如鍋爐主汽壓力控制系統、機組負荷控制系統、減溫噴水控制系統等，這些系統之前的控制參數不能算作優秀，導致機組不能以更高的速度參加AGC運行，或者在劇烈AGC指令變化過程中，機組的負荷、主汽壓力等參數的品質下降的較快。

2 控制策略優化

根據對5號機組之前控制策略的分析，本次優化的重心在于提高鍋爐側各風、煤、（減溫）水系統響應的靈敏度，提高各系統的控制衰減率，以達到快速調整鍋爐負荷，響應機組AGC對鍋爐側的快速性要求。為保證控制策略描述的完整性，本部分內容對機組關鍵控制系統進行的是一個較全面的原理性描述。

鍋爐燃料控制分三級，最上級為鍋爐主控級：據機組負荷指令等信號折算成前饋，并疊加直接能量平衡信號和熱量信號偏差PID運算的結果，形成鍋爐主控指令，鍋爐主控指令即為鍋爐總煤量指令。中間級為燃料主控：據鍋爐主控指令（鍋爐總煤量指令），和總煤量反饋做比較，其差經過PID運算，得出燃料主控指令，該指令為所有給煤機的公共指令。最下級為磨煤機控制，據燃料主控指令，疊加上各給煤機偏置，形成各給煤機的最終指令。

一次風壓力控制系統，根據給煤指令折算出一次風壓設定值，疊加上運行人員的手動偏置，以及根據主汽壓力偏差的折算值，形成最終的一次風壓力設定值，和實際一次風壓反饋做比較，其差經過PID運算，形成一次風機的最終指令。

2.1 機組功率設定值生成回路

2.1.1 本系統完成的功能主要包括：

（1）機組目標負荷的設定（包括在AGC方式下的調度來目標負荷設定）。

（2）負荷目標值高低限的設定。

（3）負荷目標值變化率的設定。

（4）一次調頻目標負荷的設定。

2.1.2本部分邏輯按如下順序依次完成相關的控制功能：

（1）機組負荷目標值的AGC遙控指令和手動設定指令的切換。

（2）機組負荷目標負荷值經過運行人員手動設定的負荷指令上下限限幅。

（3）限幅后目標負荷指令經過負荷速率限制，負荷速率由運行人員手動設定；機組的禁增和禁減也在此處實現，實現方法是將對應的增速率和減速率切為0，禁增和禁減的條件分別如下：

a)禁增條件包括：機組出力達到上限。

b)禁減條件包括：機組出力達到下限。

2.2 主汽壓力生成回路

本部分實現的是根據機組負荷指令，或者運行人員的設定或偏置，確定鍋爐的主汽壓力目標值，并按一定的速度對其限速處理，形成最終的鍋爐主汽壓力設定值。

本部分邏輯是按以下順序完成相關控制功能的。

（1）自動壓力設定（自動滑壓）和手動壓力設定的切換。

（2）主汽壓力設定上下限的限制。

（3）壓力速率的限制。

（4）經過三階慣性最后得到主汽壓力設定值。

2.3 鍋爐主控的控制策略

鍋爐主控按DEB的控制方式設計，根據主汽壓力設定、主汽壓力、調節級壓力、汽包壓力等信號，構筑能量平衡信號以及熱量信號，其中能量平衡信號被作為鍋爐能量指令，熱量信號則被作為鍋爐實際能量反饋，其偏差經過PID校正，再疊加上鍋爐主控前饋，形成鍋爐主控指令，而鍋爐主控指令即為最終的總燃料量指令。

鍋爐主控前饋控制信號包括：

（1）機組負荷指令的折算量（包括一次調頻指令分量）。

（2）機組負荷指令的微分折算量（無一次調頻指令分量）。

（3）主汽壓力設定值的微分設定值（限速后慣性前）。

（4）主汽壓力偏差的微分量（實際壓力與經過限速和多階慣性后壓力設定值的偏差）。

2.4 燃料主控的控制策略

本部分主要用來實現控制鍋爐給煤量，使鍋爐給煤量跟隨鍋爐主控計算出的給煤量指令，燃料主控的輸出即為所有給煤機的公共指令，采用單回路PID控制策略實現。

2.5 磨煤機風量擋板控制系統

磨煤機風量擋板控制系統，采用PID加前饋的控制方式，風量設定值根據給煤機指令折算生成，疊加上運行人員的手動偏置量，形成最終的磨煤機一次風風量設定值。前饋由兩部分組成，其一為給煤機指令，其二為主汽壓力偏差折算量，如以下兩表格所示

2.5.1給煤機指令折算量

2.5.2主氣壓偏差折算量

前饋作用中，主汽壓力過高時，適度關小風量擋板，當主汽壓力過低時，適度開大風量擋板，以達到對汽壓波動的快速響應，使鍋爐熱負荷響應的快速性得以提高。

2.6 汽機主控系統

汽機主控的負荷控制回路，其設定值有兩部分構成，其一是疊加了一次調頻分量的速率限制后的機組負荷設定值，其二是據鍋爐主汽壓力偏差經過f(x)折算來的拉回回路指令。如前所述，之前的控制回路，過分依靠拉回回路的作用，而沒有充分提高鍋爐側控制系統的控制靈敏性，結果是嚴重影響了機組的AGC負荷響應精度和速度。

本次優化，在機組AGC負荷精度允許范圍內，酌情適度利用拉回回路，并且將負荷控制回路PID的控制參數加強，以提高機組的AGC負荷響應速度和精度。而對于主汽壓力的控制品質，主要依靠鍋爐主控PID、一次風壓力控制回路、磨煤機風量控制回路中，分別考慮綜合提高。

2.7 一次風系統

根據鍋爐主控，也即鍋爐給煤量指令折算出一次風壓設定值，疊加上運行人員的手動偏置，和實際風壓反饋做比較，其差經過PID運算，形成一次風機的最終指令。

2.7.1設定值構成：

（1）鍋爐主控輸出的折算量（原為機組負荷）

（2）運行人員手動偏置

2.7.2 閉環PID前饋控制：

（1）鍋爐主控輸出的折算量。

（2）主汽壓力偏差的折算量。

2.8 過熱器減溫水系統

閉環PID控制構成：PID控制根據運行人員手動設定值和減溫器出口溫度的偏差。

2.8.1一級減溫水系統中設定值構成為：

（1）手動設定值。

（2）二級減溫水設定值與出口溫度偏差的折算值（溫度偏差±13，更改設定值±10）。

（3）機組負荷的微分量（輸出限幅為±5）。

2.8.2二級減溫水系統中設定值構成為：

（1）手動設定值

在一級、二級減溫水主回路前饋中均增加設定值與測量值偏差的微分，輸出限幅為±10。

2.9 再熱器減溫水系統

再熱減溫控制和過熱減溫控制策略相同。

3 優化控制后機組主參數運行曲線

3.1 5號機組優化后主要參數運行曲線

3.2 5號機組運行自動控制邏輯分析

經過本次優化，5機組可以按10-12MW/min的速度投入AGC運行，按行業標準要求，機組的各項主要參數都能滿足對應指標要求，《火力發電廠模擬量控制系統驗收測試規程》規定，當機組擾動負荷量為10-15%Pe時，要求實際負荷速度 〉1.5%Pe/min，主汽壓力偏差 〈±0.6MPa，負荷偏差〈±3%Pe，主蒸汽溫度偏差〈±8℃，再熱蒸汽溫度 〈±12℃。

但是，當增減負荷幅度達120MW以上時，主汽壓力、主蒸汽溫度、再熱蒸汽溫度偏差就會有超限的情況發生，經過和運行技術人員的多次分析，我們認為，發生這種情況的主要原因有以下幾項原因，逐一分析如下。

其一是再熱噴水后溫度經常進入飽和區，導致再熱溫度控制無法自動運行，手動操作又導致減溫水量大幅度波動，并進而影響到鍋爐主汽壓力偏差指標和主汽溫偏差指標。但發生這種情況時，就再熱器出口溫度本身而言，仍然需要加大噴水減溫，這說明再熱溫度本身在機組大幅度變負荷過程中本身的波動幅度過大。另一方面講，再熱溫度本身波動大，本質上是由于燃燒側燃燒率波動過大造成的。但燃燒率的超調量波動幅度受AGC速度要求所致，已經過反復的增減負荷試驗驗證，不能進一步減小。所以這種情況可能是由于爐內燃燒工況的穩定性不高所致，可能需要在燃燒調整方面進行一些工作。過熱一級減溫器后溫度測量反應過慢，現象與此近似相同。

其二是磨煤機風量擋板、一次風風機動葉經常發生較明顯的回程差問題，導致有時進入爐內的熱負荷變化響應較慢，會發生超壓或超溫現象發生。

其三是大幅度變負荷過程中的火焰中心偏移時，需要運行人員根據主汽壓力和主汽溫度對火焰中心位置進行必要的、恰當的調整。

540MW-600MW-540MW 10MW/min

其四是關于大幅度變負荷過程中，運行技術人員要進一步注意磨煤機的風煤比匹配。當大幅度變負荷時，如果磨煤機給煤量很小，這時會導致煤粉顆粒大，煤粉進入爐膛燃燒過程加長，發生類似火焰中心上移的現象發生。以大幅增負荷為例，此時盡管給煤量超調很多，但仍然發生主汽壓力偏低，但主汽再熱汽溫度會超溫的情況！這時就需要對磨煤機的風煤比進行動態調整。當然，針對不同的煤質，機務或燃燒調整專業給出不同的磨煤機風、煤比曲線，一次風壓力和磨煤機負荷的曲線，這可以大幅度減小運行人員的干預操作量。

380MW-530MW 12MW/min

540MW-370MW 12MW/min

4 總結

本次優化工程，對5號機組的協調控制系統、汽機主控、鍋爐主控、燃料及制粉主控、送風及一次風系統、噴水減溫系統等進行了全方位優化，優化后的系統可以以速度為12MW/min、10MW/ min左右的速度投入AGC。機組AGC期間，主汽壓力、汽溫等機組關鍵參數都能滿足行業標準的要求，機組各系統的控制品質和自動投入率都滿足了生產過程的需要，優化工程充分挖掘了DCS內熱控系統控制品質的提高潛力，收到了預期效果。

但是，在本次優化過程中，也發現了機組運行期間的一些問題，如下：

（1）一次風機機及磨風量擋板存在較大的回程差，在某些時候會影響機組AGC過程中的動態響應精度和速度。

（2）過熱一級減溫器后溫度測點，對噴水量變化的響應很惰，一定程度上影響了一級減溫串級噴水控制回路的控制效果。

（3）再熱噴水后溫度，當調門開至約35%左右時，噴水后溫度進入飽和區，此時開大調門噴水量增加，但噴水后溫度不在變化，但此時再熱出口段溫度仍然需要繼續噴水，這種矛盾也影響了再熱減溫噴水串級控制系統控制品質的進一步提高。

（4）由于小指標的某方面因素，某些時候會出現AGC過程中啟磨不及時、過分關注蒸汽溫度卻犧牲主汽壓力甚至AGC負荷的情況發生。實際上， AGC的運行指標也應統一納入到小指標的獎勵考核中。

（5）機組大幅度升降負荷時，導致爐膛火焰中心上下移動過大，此時對于汽溫、汽壓的影響過大，這種情況運行人員必須干預，因為DCS控制邏輯中沒有這方面的考慮。

（6）綜合以上設備的、運行的、熱控的幾方面因素，以及機組最后的AGC運行趨勢試驗數據，本優化項目工程質量良好，工程取得了項目立項預期效果。

AGC optimization of 600MW subcritical coal fired steam turbine generator set

Tang Hongxing
（Ningxia Datang International Power Generation Co. Ltd. Ningxia dam, Qingtongxia, 751607）

Abstract：dam Ningxia Datang International Power Generation Co., Ltd. Unit No. 5 for 600MW Subcritical drum boiler, DCS decentralized control system of Foxboro company, 2015 were No. 5 unit of analog control system optimization and debugging work. On the stove of No. 5 optimized unit coordinated control system, pulverized coal feeding system, air supply system, control strategy, a wind system principle, and summarizes the system test data and results in engineering optimization.

Keywords：boiler turbine coordinated control; optimization