660MW超超临界机组协调控制系统优化研究.pdf

中国科技期刊数据库 工业 A 收稿日期：2023 年 12 月 22 日 作者简介：邹世博（1986），男，汉族，浙江温州人，本科，浙江浙能温州发电有限公司，助理工程师，研究方向为电厂自动化。-70-660MW 超超临界机组协调控制系统优化研究 邹世博 浙江浙能温州发电有限公司，浙江 温州 325000 摘要：摘要：660MW 超超临界机组是目前火力发电厂中主流的机组之一，其具有高效率、低能耗、环保等优点。然而，随着能源结构的调整和电力市场的变化，火电机组的运行环境和控制要求也在不断变化，协调控制系统的优化成为了提高机组性能、降低能耗和增强适应性的重要手段。本篇文章首先阐述 660MW 超超临界机组协调控制系统的主要特点与主要任务，再分析 660MW 超超临界机组协调控制系统的优化策略，探究相关的注意事项，希望可以为相关的施工工作者提供一定的参考建议，优化协调控制系统，进一步提升工程建设的质量与效率。关键词：关键词：660MW 超超临界机组；协调控制；系统优化 中图分类号：中图分类号：TH164 0 引言 近年来，随着我国整个地区国民经济社会的迅速健康快速发展，大容量及特超临界燃煤机组将继续大幅度的增多，660MW 以上超超临界机组到目前为止已成为了国内城市电力系统建设运行发展的一个最主力机组。虽然超超临界机组的总体控制任务范围与常规亚临界汽包锅炉组的基本结构类型大致相同，但正因为这种类型直流锅炉机组与普通超临界汽包锅炉组在其实际被控制对象特征范围上会出现细微的甚至较为明显的结构差异，直流锅炉组实际的整体综合运行控制的任务难度就远远要明显大于常规普通汽包锅炉。超临界机组本身特有的大DC流量的运行自动调节控制特性和多变量控制的特性对我国大型燃煤机组中的协调和流量优化控制设计工作中提出了一系列更高技术含量的苛刻要求。以浙江浙能温州发电有限公司 660MW机组协调控制系统低碳寻优项目为最典型案例，总结及交流归纳了在机组整体运行协调优化与调度控制系统方面形成的大量优化设计工作实例和多年工程优化调试运行实践操作经验，应用完善了一整套以动态负荷指令和调度控制为主要运行核心业务能力的并行前馈控制策略，保障了对整个锅炉机组良好性能的动态负荷适应性度和设备运行系的统稳定性1。1 超超临界机组协调控制系统的主要特点 燃煤发电机组开始运行之时，锅炉容器内贮存的燃料工质全部液化为液态水，水液化的最大临界压力一般为每秒 22.12MPa，温度通常为零下 374.15C。在这个极端压力水平和极限温度状态下，水液化和液体蒸汽混合物的分子密度完全相同，称为液体水液化的临界点。超临界循环流化床机组内一般没有锅炉集水汽包，没有锅炉水循环的冷却循环回路。给锅炉水循环的一次冷水只能一次流经锅炉的加热锅炉进水冷凝段、蒸发及冷却循环段和锅炉的过热及冷却水循环段，三段的水在受热面温度之间通常都还没有固定的温度范围分界线。当蒸汽机组提供给冷却水的热水流量有所改变时或提供给锅炉燃料量同时发生相应变化情况之时，三段锅炉冷却水受热面间水的相对平均吸热系率也会出现自动或发生相应变化，锅炉蒸汽出口温度区间的总出蒸汽温度、蒸汽流量比和出口总入蒸汽压力比值等都必然随之会发生相应变化2。因此，给水、汽温、燃烧三装置各自的独立控制系统及其设计原则是彼此直接和密切关联的，不能彼此相互脱离独立。一个控制系统设备方案的正确选择和投入，都必然会反过来直接影响另一个设备控制系统，设计出来的设备系统性能，增加影响了一个设备控制系统方案的优化设计在决策分析和运行控制方案调整上的综合复杂性。2 协调控制系统的主要任务 该调控系统研究的首要目的应该是为解决电厂负荷协调控制活动中复杂的电厂内外电力能源供需关系平衡，其工作任务将主要应涉及下列四个关键方面:（1）中国科技期刊数据库 工业 A-71-电力系统运行指挥部门应当根据电网运行调度动态曲线上的实际要求准确设定电厂负荷指令，提高调度电网系统整体对机组负荷性能变化动态的协调适应管理能力。（2）应当有效准确调度监测和实时协调各种锅炉系统和中小型汽轮发电机组设备的实时运行状态。当锅炉负荷的波动程度较大时，锅炉出力和辅助汽轮发电机组产生的功能量损失可以维持相对平衡，防止人为直接影响汽轮机主锅炉蒸汽压力平衡的长期稳定状态。在锅炉负荷剧烈变化波动过程中，保持整个机组参数均在系统允许波动的工作范围内，保证了机组整体安全、稳定、经济可靠运行。平衡系统外部锅炉负荷要求压力和锅炉主/辅设备系统实际运行承载荷能力之间的对应关系3。3 660MW 超超临界机组协调控制系统的优化策略 3.1 MCS/CCS/AGC 控制性能优化 浙江浙能温州发电有限公司 660MW 机组协调控制系统低碳寻优项目旨在通过采用先进的多变量模型预测控制算法实施对燃煤发电机组的控制，实现锅炉燃烧系统多输入多输出变量的优化控制，采用线性变参数模型技术，实现了真正的非线性建模，有效地提高了模型精度，降低了非线性复杂被控对象的建模难度。燃煤发电单元机组的模型预测控制模块结构如图(1)所示。先进的协调控制器（CCS）接受 AGC 的指令，输出锅炉负荷指令至锅炉燃烧先进系统（ACC）和汽机负荷指令至汽轮机控制系统（DEH），锅炉燃烧先进系统（ACC）接受协调控制器来的指令。同时考虑在 AGC 指令进入次稳态工况时，及时修正锅炉主控、汽机主控的动作幅度，大幅削弱煤量、风量等扰动量，保证机组各运行参数的稳定性，提高机组运行的安全性和稳定性。图 1 AGC 控制性能模块结构优化示意图 3.2 主调节系统的优化 3.2.1 燃烧调节系统 当锅炉机组控制系统采用炉膛自动跟踪点火方式时，锅炉机组主控对蒸汽燃烧率发出的控制指令仅用于保证维持系统主锅炉蒸汽压力参数的精确稳定。3.2.2 燃烧过程调节特性 在燃煤电厂系统运行管理中，锅炉的燃烧过程中的相关调节变量是极其复杂的，是一类典型复杂的多变量输入和多变数输出的系统相关变量调节对象。主要调节变量还涉及到燃料量、进气量和燃料供给量，主要的调节变量是蒸汽负荷量或蒸汽压力和氧气。炉膛负压，相互之间是有一定影响。自动燃烧控制系统的方案主要根据锅炉类型、机组运行4。首先，应当是采取措施进行安全技术改造，今后我市将继续淘汰整治一些能源效率低、环境污染十分严重落后的传统老旧小型燃煤锅炉，并进一步因地制宜的对城市现有大型燃煤锅炉安全进行技术改造。在我国天然气石油等油气资源较为丰富地区的西部地区，煤改气，在西部燃气资源极为贫乏落后的部分地区，用高效太阳能集热器来替代部分燃煤小锅炉。二则是要采用先进清洁煤燃烧替代技术，用高温精煤锅炉代替优质原煤锅炉提高清洁煤质。3.3 给水调节系统的优化 3.3.1 供水调节系统的任务 给水负荷调节平衡系统主要是专门为了合理平衡供热机组水的各个工质，保持系统给水压力和各锅炉蒸发量均匀一致稳定而特别设计开发的。基本参数直流锅炉汽轮机和汽包锅炉之间的汽水系统结构特点各自有一些特点，实际锅炉运行管理中都应尽可能采用几种不同水平的控制标准手段和技术方法，共同控制其给水。直流锅炉给水压力调节阀的基本目的即是用于平衡汽轮机给水流量压力与水燃烧率间的调节关系，保证其煤水比例和锅炉汽水温度基本恒定。3.3.2 直流锅炉给水调节系统 直流锅炉中给水系统被强制转换成过热饱和蒸汽，锅炉中蒸发过程和锅炉给水过程通常是完全一样。当保证整个锅炉筒膛内总给水压力能始终保持在一定比例不变值时，锅炉筒的膛内的水热泵循环水负荷量及其与锅炉总锅炉供水量之间保持一恒定的比值，则基本决定出了维持整个锅炉汽水量变化的最后一个分界中国科技期刊数据库 工业 A-72-点和总汽水工质水的总蒸汽温度。给水流量的调节方式一般也和锅炉蒸汽燃烧率变化的调节速度有了其自身一定或内在变化的热力学物理及其内在的规律性联系。在整个蒸汽燃料实际锅炉控制和运行周期阶段中，给水流量调整和调节蒸汽燃料负荷变化的执行速度及变化幅度均保证应是同步或连续同时进行，以尽量保证系统维持在稳态蒸汽温度。当实际锅炉负荷周期发生周期性变化，锅炉控制运行周期主控指令要同步响应发出与执行之时，给水同步调节速率也必须保证至少要与稳态蒸汽燃烧率的给水速率要求的及执行变化速度一致。可以说，直流锅炉系统实际上是一个多参变量对象，这也实际上也是每一个参数区别独立于汽包锅炉系统中的另两个更显著重要的特征。在影响直流锅炉系统稳态运行过程中，给水功率与直流锅炉燃烧率之间的比例控制尤为关键。煤水比修正温度变化的唯一实际直接控制方式就是可以仅通过修正主风温的变化曲线来作辅助控制判断。鉴于此，业界内通常是主要地采用了通过人工调节修正主风温参数来进行直接的控制判断修正煤水比，即可以仅根据人为调节修正中间点温度参数变化情况来间接判断修正后煤水比。在实际使用情况中，中间过渡点处的饱和温度系数也并不都是绝对和恒定变化状态的，在遇到各种不同温度形式造成的热负荷剧烈变化和接近饱和点的温度条件情况时下，其相对固定值一般会随之继续发出相应变化。3.4 协调控制系统的优化 一般来说，大型的燃煤发电机组中的发电机组负荷管理主要都由电厂协调自动化控制系统完成管理。设计锅炉协调自动控制系统方案的重要目的也是为通过实时响应电厂调度人员对负荷实时变化和要求信息，来实现电厂机组运行的总体管理效率。在大型机组系统调度中，机组负荷压力和发电机组主燃蒸汽压力均可由机组协调全自动控制系统来根据汽轮机锅炉燃烧率参数和汽轮机阀门参数调节方式来调节。机组运行应尽量快速准确响应主负荷指令，同时注意保持系统主蒸汽压力稳定在系统限定的值内。一般来说，机组锅炉与辅助锅炉装置之间系统的工作能量的状态和辅助机组装置的最佳运行效率状态，可以主要通过其主蒸汽压力控制来进行反映。因此，可以说稳定主系统蒸汽压力应是锅炉协调自动控制系统运作的一种首要保证5。对机组现有一次调频控制策略的组态核查、优化设计、修改下装，拟从如下方面对一次调频控制策略开展优化工作：根据电网公司的要求，当出现 AGC 与一次调频目标相反时，应优先保证一次调频的正确动作。当出现一次调频动作和负荷指令目标相反时，对 AGC 指令进行闭锁。CCS 调频回路中，汽机主控对负荷的精确控制直接影响到一次调频响应电量的多少及响应性能的好坏。建议针对性的优化汽机主控调频参数，用以区分不同负荷点、不同的频差大小，在保证机组安全的情况下提升汽机主控在调频动作时的负荷调节精度，以达到改善考核性能的效果。考虑到机组的安全性，需对汽机主控增加超压保护逻辑：即当主汽压超出额定压力一定量时，迅速恢复主汽压偏差对调门的拉回动作，且此时 PID 参数也切换至较弱的控制参数。即短暂的牺牲负荷的调节精度，以防止机组超压。调频动作时刻的负荷偏差修正回路。考虑到机组实发负荷与负荷指令总会存在或多或少的偏差，当低频动作要求增加机组负荷时，则考虑对负荷偏差进行修正和补偿，从而保证一次调频动作的准确性；反之高频动作时亦然。3.5 协调方式下增减负荷时的注意事项 首先，当负荷变化，汽机调门将调高或调低。此时，主蒸汽压力会降低或升高。正常情况下，主蒸汽压力波动应在在小于 0.6MPa 温度范围内，主蒸汽压力波动和锅炉燃料量变化的实际波动程度与增减负荷变化率值有关。负荷率差越过大，主锅炉蒸汽压力变动和锅炉燃料量实际的数值波动值越偏大。其次，有时当整个机组持续高低负荷的运行时，主蒸汽压力并未达到发电机组额定负荷值时，主蒸汽压力短时间的细微波动仍可能立即造成汽轮机超高压。此时，运行维护人员则需要密切注意发电机主蒸汽压力数值的合理调整，适当设法降低其主蒸汽压力。第三，主锅炉蒸汽压力等级的高低变化将会严重影响到给水流量参数的高低变化，以及锅炉中间点水的蒸汽温度，从而大大影响了主锅蒸汽温度高低的变化。燃料量温度的周期性变化同样也必然会反过来影中国科技期刊数据库 工业 A-73-响锅炉主燃蒸汽温度变化和循环再加热过程蒸汽温度变化的方向变化。当循环负荷急剧变化大时，运行调度人员则应引起注意，关注锅炉中间点蒸汽温度变化的方向性变化，及时合理增减锅炉中间温度点方向的偏移量，稳定锅炉中间温度点，从而保证稳定，循环蒸汽温度。第四，供压气室自动系统投入运营后，供气量也会随时根据锅炉燃料量状况和实际负荷，经空气含氧量的修正调节后会自动随之增减。负荷剧烈变化工况时，运行检修人员要时刻注意送压风量的快速变化，通过提前设置氧气偏置器来快速减缓送风电机叶片负荷的快速切换和速度。同时，风量值的突然变化可能会显著影响到炉膛负压温度和锅炉再循环热蒸汽温度。因此，在控制负荷曲线变化方向的变化过程中，运行分析人员们还尤其应充分注意要在一定合理值的变化范围限内正确调整有关参数6。4 结语 综上所述，一个控制系统设备方案的正确选择和投入，都必然会反过来直接影响另一个设备控制系统，设计出来的设备系统性能，增加影响了一个设备控制系统方案的优化设计在决策分析和运行控制方案调整上的综合复杂性。本篇文章总结归纳了在机组整体运行协调优化与调度控制系统方面形成的大量优化设计工作实例和多年工程优化调试运行实践操作经验，应用完善了一整套以动态负荷指令和调度控制为主要运行 核 心 业 务 能 力 的 并 行 前 馈 控 制 策 略，进 行MCS/CCS/AGC 控制性能优化，改善锅炉过热蒸汽温度的稳定性，进行燃烧调节系统优化，给水调节系统的优化，协调控制系统的优化，短暂的牺牲负荷的调节精度，以防止机组超压。还需要认真记住协调方式下增减负荷时的注意事项，一定合理值的变化范围限内正确调整有关参数。保障了对整个锅炉机组良好性能的动态负荷适应性度和设备运行系的统稳定性，优化协调控制系统，进一步提升工程建设的质量与效率。参考文献 1单绍荣,焦世超,刘世云.660MW 超超临界节流调节机组滑压研究及应用J.发电与空调,2015(5):1-6.2.金纬.660MW 超超临界机组 1 瓦轴振大原因分析及处理J.集成电路应用,2022,39(3):292-293.3金纬.660MW 超超临界机组 1 瓦轴振大原因分析及处理J.集成电路应用,2022,39(3):292-293.4高洪权.660MW 超超临界机组节能降耗措施J.今日制造与升级,2021(6):47-48.5.卫翔,白心爱,卫大为.2660MW 超超临界机组厂用电率综合优化研究J.能源科技,2020,18(4):59-63.6朱勉辉.A 电厂 660MW 超超临界机组振动故障诊断及处理J.数字化用户,2019,25(9):148.