火電機組深度調峰控制系統優化研究

李甲偉，劉新龍，梁祖雄，王申桂，張 紅

(1.華能隴東能源有限責任公司,甘肅 慶陽 745000；2.西北電力設計院有限公司，陜西 西安 710075)

0 引言

從2014年到2020年，中國的“一帶一路”項目中可再生能源投資占比提升了近40%，超過了化石能源投資。但中國煤炭消費占比仍超過50%[1]，單位能源的二氧化碳排放強度是世界平均水平的1.3倍，單位GDP的能耗是世界平均水平的1.4倍、發達國家的2.1倍[2]。中國提出的2030年前碳達峰、2060年前碳中和的“雙碳”目標，仍需要大力發展新能源產業，積極推動電力產業結構調整，盡快建立低碳、零碳能源體系。

火電機組靈活性運行技術由丹麥于 1995 年開始推廣，并擴展到德國、法國、英國、瑞典等歐洲國家。其靈活性改造較為成功純凝機組，調峰深度可達額定負荷的20%～25%[3]。中國自2016年開始進行相關改造試點，各大發電集團均積極推進火電靈活性改造示范點以實現機組深度調峰運行，從而充分發揮火電機組調頻調峰的靈活性和對電網的基礎支撐作用[4-5]。

近年來，華能營口電廠、華能丹東電廠、大連莊河電廠等相繼實施了靈活性改造。受機組原有設計和設備特性(尤其是脫硝入口煙溫)的限制，這些電廠調峰深度約為35～40% 額定負荷，僅有部分機組達到 30% 額定負荷以下[4-6]。

結合火電機組深度調峰的基本要求，本文提出深度調峰模式下控制系統基本要求是靈活和深度兩個方面：一方面要求機組具有更快的變負荷速率、更高的負荷調節精度以及更好的一次調頻性能；另一方面要求機組具有更寬的負荷調節范圍，從而實現負荷下限從原來的40%下調至30%，甚至更低。本文基于某典型電廠深度調峰方式下的各種試驗數據，對機組深度調峰模式下的控制系統進行分析，指出火電機組深度調峰控制系統優化的關鍵點，同時給出機組深度調峰模式下的優化控制方案。

1 深度調峰模式下控制策略優化實施流程

火力發電機組深度調峰模式下的控制策略優化實施流程如圖1所示。該流程可以分為工藝系統進行靈活性改造和不參與靈活性改造兩種情況。

圖1 深度調峰模式下的控制策略優化實施流程圖

當機組工藝系統參與靈活性改造時，控制系統也應作相應的修改。一般情況下，此時發電機組鍋爐、汽機負荷相對機組不參與靈活性改造的機組負荷要大。因此，這種改造方式對機組設備及控制方案的考驗相對較小，往往較容易實現。其控制系統改造及優化過程與機組工藝系統不參與靈活性改造時的執行過程類似。

2 典型電廠深度調峰模式下試驗數據分析

某裝機容量為4×330 MW的燃煤電廠中，鍋爐為北京巴布科克·威爾科克斯有限公司制造的亞臨界數、自然循環單爐膛、一次中間再熱、平衡通風、前后墻對沖燃燒、分隔式大風箱、固態排渣、全鋼懸吊結構、緊身封閉布置的燃煤汽包爐。汽輪機采用北重機組，為亞臨界。中間一次再熱、三缸、雙排汽、單軸、凝汽式，汽輪機具有七級非調整回熱抽汽。為了明確該機組在深度調峰模式下各設備的適應性及控制系統的控制性能，2017年4月對該廠4#機組開展了機組深度調峰模式下的相關試驗，分別進行了不同組合方式下的磨煤機運行、1.5%額定負荷/min升降速率的負荷變動、25%額定負荷下的一次調頻試驗等。圖2所示為該機組以1.5%額定負荷/min降負荷速率從220 MW降至82 MW時各運行參數的曲線。

圖2 各運行參數曲線

結合圖2以及試驗過程中運行人員的操作過程可知，深度調峰模式下機組控制系統應重點關注鍋爐側相關控制系統，主要有協調控制系統鍋爐主控系統、給水控制系統、汽溫控制系統、脫硝控制系統以及與深度調峰模式相關的其他控制系統。

2.1 協調控制系統控制效果分析

試驗過程中的機組蒸汽壓力設定值與實際過程值、設定負荷值與實際過程值分別可見圖2(a)和圖2(b)。結合相關電力行業標準對各被控參數的基本要求[7-9]可知，在深度調峰模式時，協調控制系統機組功率控制效果良好，無論是動態過程還是穩態過程，均可滿足規范要求；主蒸汽壓力控制回路控制效果不十分理想，在動態過程中主蒸汽壓力偏差最大達0.6 MPa，低負荷穩態過程中主蒸汽壓力偏差最大達0.4 MPa，不能滿足相關規程規范要求；協調控制系統不能很好地利用鍋爐側蓄熱，并且在機爐能量匹配方面存在問題。

2.2 給水控制系統分析

結合試驗過程中的運行數據及運行人員的操作過程可知，給水三沖量控制系統在高負荷階段控制效果良好，汽包水位始終在合理范圍之內波動。然而，在機組負荷低于50%額定負荷時，給水控制系統自動切除。經分析可知：一方面，給水流量測量裝置在低負荷時測量誤差較大；另一方面，給水控制系統單、三沖量切換以及低負荷時機組給水控制系統的控制邏輯不合理，不能完全實現給水控制系統全程自動。為了確保給水控制系統的控制效果滿足機組深度調峰的要求，給水流量測量裝置需要進一步檢修，且需要改進計算修正邏輯；同時，給水控制系統的控制邏輯需要進一步優化改進，確保給水控制系統全程自動投入，以及控制效果滿足深度調峰的要求。

2.3 汽溫控制系統分析

機組功率變化與主蒸汽溫度曲線如圖3所示。

圖3 機組功率變化與主蒸汽溫度曲線

由圖3可知，在負荷變動過程中，主蒸汽溫度波動可達12 ℃；穩態過程中，主蒸汽溫度總是較設定值偏低約9 ℃，偏差數值較大。一方面，汽溫控制系統在低負荷時調節效果不好，需要對低負荷時的主蒸汽溫度控制系統進行改造，使其滿足深度調峰下的控制要求；另一方面，機組送風控制系統的控制對象為風壓，未采用控制風量的控制方案。故在變負荷的過程中，風量波動較大，從而影響鍋爐燃燒系統，進一步影響主蒸汽溫度。因此，需要將目前的送風風壓控制方案改造為送風風量控制，以更好地滿足深度調峰方式下的機組運行和控制問題。

2.4 煙氣脫硝控制系統分析

在低負荷及低負荷附近的負荷變動過程中，脫硝出口NOX達到73.3 mg/Nm3，超過排放量50 mg/Nm3。低負荷工況時：一方面，由于氧量的上升造成脫硝系統入口NOX升高；另一方面，因低負荷下鍋爐爐膛出口煙氣溫度已經非常接近脫硝系統的投入臨界條件，必須對脫硝控制系統進行優化改造，以確保脫硝設備的安全、穩定運行，從而滿足環保要求。

機組功率變化及爐膛出口NOX變化曲線如圖4所示。

事實上，不管是資產管理還是財務管理都歸屬一個問題，只是從不同方面來反映：前者反映的是后者的管理水平、后者反映的是前者的經營結果。因此，涉及兩個內容的管理部門要加強合作，財務部門要參與到資產管理的每個環節，資產配置、使用、處置都要考慮財務管理的影響，充分與包括稅務管理、成本管理等部門保持高度融合。高校應進一步轉變管理觀念，優化財務管理與資產管理模式，健全財務部門與資產管理部門協調工作機制，形成相互結合、相互制約的管理態勢，提高財務管理與資產管理績效，為學校事業發展提供支撐和保障。

圖4 機組功率變化與鍋爐出口NOX曲線

2.5 深度調峰模式下其他相關控制系統分析

①典型電廠機組凝結水泵為變頻型，調節方式為：凝結水泵變頻器調節凝結水母管壓力；凝結水母管調節閥調節除氧器液位；凝結水再循環門確保凝結水泵在凝結水流量過低時不發生汽蝕。當機組負荷在50%額定負荷以下時，凝結水泵變頻器保持50 Hz頻率運行；當機組負荷在30%額定負荷時，因凝結水流量過低，凝泵再循環閥門打開，經濟性較差。

②深度調峰模式下，鍋爐側投入最底層兩臺磨煤機運行。此時，機組負荷較低，磨煤機負載量較少。經試驗可知，當磨煤機在煤量處于20 t/h附近時，磨組振動劇烈，可靠性極差。

③原機組一次調頻最低負荷限制在40%額定負荷，深度調峰模式下一次調頻不能投入。修改了一次調頻投入最低負荷后，當機組實際轉速與額定轉速的偏差大于6 轉/min時，負荷下行對相關參數的影響較大，極易導致機組運行不穩定。

3 深度調峰模式下的優化控制方案

目前，火力發電廠控制系統性能優化，尤其是協調控制系統和汽溫控制系統優化主要采用兩種方案。一種是在現有分布式控制系統(distributed control system,DCS)的基礎上，從軟件算法上對控制方案進行優化，以實現控制性能的最優化[10]。此方案實現簡單且后期維護方便。另一種是采用第三方“黑盒”設備[11]。此種方案不但初投資大，而且后期維護費用高昂。控制領域多個專家學者表示，火力發電廠大多控制系統可采用傳統的比例積分微分(proportional ingeral differential,PID)控制方案以實現滿意的控制效果。因此，本文的優化方案均是在原有控制方案的基礎上進行的。這一方面可確保電廠深度調峰模式實施過程中的投資費用最小、維護方便，另一方面可確保機組在深度調峰模式下的安全、可靠運行。

3.1 協調控制系統鍋爐主控方案優化

鍋爐主控控制回路相關優化邏輯如圖5所示。

圖5 鍋爐主控控制回路相關優化邏輯圖

該典型機組為亞臨界機組。結合國內目前電網對發電廠負荷響應的基本要求，該機組協調控制系統仍采用以鍋爐跟隨為基礎的機爐協調控制方式。鑒于鍋爐響應速度較汽機慢，邏輯設計時主要對鍋爐設置多種前饋，從而較好地協調機爐之間的能量匹配問題。

①為了使機組在低負荷時能夠滿足電網公司以及規程規范對負荷響應的要求，需要對低負荷時機組協調控制系統中各控制器參數以及前饋量作較為細致、深入的調整。由圖5(a)可知，在低負荷時對鍋爐主控前饋相關參數進行修正，必要時可將幾個主要前饋的相關參數設置為機組負荷的函數。當機組負荷較低時，可結合鍋爐相應速度降低相關參數，以滿足機組協調控制系統的具體要求。因低負荷時機組控制對象特性發生變化，如圖5(b)中虛線框1所示，將鍋爐主控PID控制器的相關比例、積分、微分參數修改為變參數方案(汽機主控相關優化類似)。相關的比例、積分及微分參數在低負荷時以保證機組運行穩定性為主，從而滿足深度調峰條件下的控制要求。

②結合現有試驗數據進行初步分析計算可知，機組滑壓運行曲線在低負荷時合理性較差。因此，在下一步的控制系統優化過程中需要對機組滑壓運行曲線進行優化改進。如圖5(b)中虛線框2所示，將經過試驗得出的最佳的機組滑壓曲線寫入圖5中的函數中，以確保機組安全、穩定、經濟運行。最佳滑壓運行曲線需要經過相關試驗結合機組熱耗分析得出。該最佳滑壓曲線為兼顧機組經濟性和控制性能的折線函數。鑒于相關曲線優化過程比較成熟，此處不再贅述。

3.2 給水控制系統控制方案優化

深度調峰方式下給水控制系統優化控制方案如圖6所示。圖6中增加了多個PID控制器，以滿足不同工況下的控制要求。當主蒸汽流量小于25%時，采用電動給水泵調節閥門前后差壓，給水旁路調閥控制汽包水位。當主蒸汽流量為25%～40%時，給水旁路調閥控制汽包水位調節閥門前后差壓，電動給水泵采用單沖量調節汽包水位。當主蒸汽流量為40%～50%時，給水旁路調閥控制汽包水位調節閥門前后差壓，電動給水泵采用三沖量調節汽包水位。當主蒸汽流量大于50%時，給水旁路調節閥超馳全開，給水主路電動門逐漸開啟，電動給水泵采用三沖量調節汽包水位。圖6中，各PID控制器參數以及各控制方式切換點的選擇需要在下一步的優化試驗中作優化改進。

圖6 給水控制系統優化控制方案

3.3 汽溫控制系統方案優化

機組深度調峰模式下主蒸汽溫度控制系統優化控制方案如圖7所示。鑒于深度調峰方式下機組對象特性變化較大，在控制方案中選擇了隨鍋爐負荷變化的主、副控制器的變參數邏輯；同時，結合機組主蒸汽溫度控制系統大滯后、非線性的特性，分別對主、副調節回路的設定值以及輸出指令增加了修正及前饋回路，確保機組主蒸汽溫度控制系統的控制性能和響應速度，實現深度調峰方式下機組的安全、穩定、經濟運行。修正以及前饋回路的具體實施方案需要在進一步的改造過程中依據機組實際情況來確定。

圖7 主蒸汽溫度控制系統解決方案

3.4 脫硝控制系統方案優化

結合機組低負荷運行狀況，深度調峰方式下SCR脫硝控制系統優控制方案如圖8所示。該方案采用新的煙氣量動態測量及穩態校正，保障合理的噴氨量計算；增加氨逃逸控制修正回路，實時檢測逃逸的氨量，對噴氨量進行修正；設置氨逃逸及脫硝參數限值，通過限值控制脫硝裝置的吹掃。

圖8 SCR脫硝控制系統優控制方案

動態測量的煙氣量作為噴氨量的計算基礎，在噴氨量計算中根據所需噴氨量進行估算。在噴氨控制中，根據所需噴氨量轉換為所需噴氨控制指令信號，結合DCS送來的當前脫硝反應器入口和出口NOX濃度，計算脫硝效率。根據NOX濃度或脫硝效率指標，利用PID控制器生成噴氨控制指令后，控制噴氨調節閥，調整流入氨-空氣混合器的氨流量，進而調整進入噴氨格柵并噴入煙道的氨-空氣混合物的濃度與總的噴氨量。同時，動態測量得到的煙氣量被送入氨逃逸處理模塊，根據DCS送來的氨逃逸測量數據與預先設置的氨逃逸限值進行比較，在超出給定條件下的氨逃逸限值時，向脫硝吹掃控制模塊輸出脫硝吹掃指令，啟動吹掃裝置。

3.5 其他控制系統方案優化

①在低負荷時，機組工藝系統其他凝結水用戶所需凝結水壓力降低。對此，可通過系統運行試驗確定最佳的凝結水母管壓力設定值及凝結水泵變頻器最小運行頻率，減小凝結水母管調節閥的節流損失以及凝結水再循環流量，以進一步節約廠用電、提升機組經濟性。

②為了確保磨煤機設備的安全、穩定運行，優化方案將機組磨煤機最小煤量調整為21 t/h。

③原機組一次調頻最低負荷限制在40%額定負荷，深度調峰模式下需要在邏輯中修改相關一次調頻投入的最低負荷；同時，鑒于機組深度調峰模式下所帶負荷非常低，機組已經或者即將處于臨界狀態，而相關規范對此時的一次調頻能力并沒有明確規定。為了確保機組深度調峰模式下的安全穩定運行，優化方案將調頻負荷下行時的轉速差限制為6轉/min。

4 結論

通過對典型亞臨界機組深度調峰模式下的相關試驗數據分析可知，發電機組深度調峰模式下應該重點關注鍋爐側相關控制系統的控制性能，而汽機側相關控制系統僅需作簡單的適應性修改即可。本文結合典型亞臨界機組實際情況，提出了該類型機組協調控制系統鍋爐主控回路、給水控制、汽溫控制、煙氣脫硝控制等系統在深度調峰模式下的優化控制方案。各優化方案的實施無需增加硬件，僅需在現有DCS中對相應組態算法進行修改即可。所有優化過程開放化，優化實施以及后期維護費用較低。本文所述相關控制方案對超臨界發電機組應有所調整，但相應的處理過程和方法類似。

基于傳統PID控制器的火力發電廠各控制系統優化方法多種多樣。本文提出的深度調峰模式下的基本優化實施思路和優化的控制方案，可為國家“雙碳”戰略下的火電機組深度調峰運行提供技術支持。