直吹式直流炉CCS优化改进.doc

中储改直吹式制粉系统后的直流炉CCS系统优化改进

(上海明华电力技术工程有限公司)程际云

(华能上海石洞口第一发电厂)陈纲

摘要：介绍华能上海石洞口第一发电厂325MW亚临界机组，在2009年进行了1#、2#机组的锅炉燃烧贫煤改烟煤工程，制粉系统由中间储仓式制粉系统改为直吹式制粉系统后协调控制方案的优化改进。
关键词：CCS、协调控制、制粉系统、直流锅炉

1 概述
华能上海石洞口第一电厂1#、2#机组汽轮机为上海汽轮机厂生产的N320-16.8/535/535型单轴四缸，四排汽、再热、冲动凝汽式汽轮发电机组，锅炉为上海锅炉厂生产的SG-1025-16.7-540/540型螺旋上升直流锅炉，机组协调控制是以炉跟机为主。简单说明改造原因简单说明改造原因？？通过1#、2#机组的锅炉燃烧贫煤改烟煤工程，制粉系统由原来的中间储仓式制粉系统改为中速磨煤机正压冷一次风直吹式制粉系统，每炉配5台中速磨煤机，因此锅炉的燃烧特性有了较大的变化，其对比原有中间储仓式制粉系统的燃烧特性有了更大的延迟性，必须对原有的中间储仓式制粉系统的CCS自动控制系统做出相应的改进才能满足机组所要求的CCS稳态和变负荷时的性能品质要求。
2 协调系统控制方案优化改进及参数优化
2.1 制粉系统特性分析
原中间储仓式制粉系统，磨制好的煤粉储存在煤粉仓内，的煤粉量，燃料量控制是通过变频器改变给粉机转速，煤粉直接进入燃烧器，基本上没有制粉延迟，由于采用了进行优质的给粉机，给煤正确、稳定，四根输煤管给粉量均匀，燃烧效果较好。
改成直吹式制粉系统后，原煤经给煤机输到磨煤机进行辗磨，同时磨煤机输入合适的一次风量，对原煤进行干燥，并把磨制好的煤粉直接送到锅炉的燃烧器。由于从原煤到煤粉有一个较长的制粉过程，所以给煤量变化到煤粉量变化有一个纯延迟时间和一定的惯性，煤粉量对给煤量的响应特性如式1。由于燃料量的控制是给煤机转速，相比中间储仓式制粉系统，增加1至2分钟的制粉延迟，四根输粉管的均匀性变差，进入燃烧器煤粉量稳定性也差。
（式1）
FP为煤粉量，FM为给煤机的煤量，T1和τ1为惯性和延迟时间常数，延迟时间一般为T1和τ1会随磨煤机的运行工况变化，难以测定，尤其是连续雨天，煤较湿时，T1和τ1会明显增加。稳态时，FP=FM。
2.2 分离器入口温度控制系统的改进
对于原来单一的分离器入口温度（中间点温度）由水量调节，改为水量、给煤量、一次风量立体的调节。

图1 分离器入口温度控制SAMA图
原来制粉系统由于给粉量均匀、稳定，锅炉燃烧好，分离器入口温度（中间点温度）由给水量单一调节就可以达到满意的控制效果。改成直吹式制粉系统后，由于给粉量均匀性差，稳定性差，锅炉燃烧变差，分离器入口温度稳定性差，由单一的水量调节已不能满足其要求，特别是有时温度大范围波动时，其单一控制的弊端更为突出。而分离器入口温度（中间点温度）控制得好不好，对整个CCS的协调控制是至关重要的。因此根据直吹式制粉系统的燃烧特性在原有的单一水量调节中，增加了给煤量和一次风量对分离器入口温度的辅助调节，如图1的“PID4”和“F3(X)”所示。当分离器入口温度大于设定值时，调节作用分别加大给水量、减少煤量、减小磨煤机的入口一次风量；反之则减少给水量、增加煤量和加大磨煤机的入口一次风量。
这样通过一次风量、水量、给煤量共同作用使分离器入口温度能控制在一个相对稳定的范围之内（变负荷时在±10℃以内、稳态时在±5℃以内,偶尔会有稍许超差）。实际应用中记录的数据曲线如下：
分离器温度
分离器温度定值

图2 分离器入口温度控制
上图中下部的两条曲线即为分离器入口温度（绿色）和分离器入口温度设定值（黄色）。从图中可以看出，在变负荷开始时分离器入口温度会有较大幅度的变化，但能很快收敛到设定值附近。分离器入口温度的稳定对系统的稳定至关重要。
2.3 动态煤水比修改
原来制粉系统由于没有制粉延迟，汽温对煤和水的响应特性相近，原控制系统通过BM同步变化煤量和给水量，汽温基本不会变化。改变直吹式制粉系统后，由于存在着较大的制粉延迟，汽温对给水的响应远比煤快，如果按照原来中间储仓式制粉系统的煤水控制，即根据BM指令煤水同步变化，则加负荷时汽温会有较大幅度的下降过程，减负荷时汽温会有较大幅度的下降上升过程，由于直流炉是一个强耦合对象，从而引起汽温和汽压的较大波动，影响机组的稳定运行。
CCS调节由原来的BM动作后煤水指令同时变化改为先煤后水，即在BM至给水指令上增加一个惯性环节，如图1的“W2(S)”，根据多次试验， 惯性环节的时间常数为70S，基本能保证进入锅炉的煤水同步，使蒸汽参数（汽温和汽压）保持在额定值。

2.4 变负荷性能提高
直流炉的锅炉蒸发量随给水量同步变化，所以给水能快速变化机组发电功率，原来中间储仓式制粉系统下的协调控制，变负荷时，如图1，BM按F1(X)静态关系随负荷指令变化，煤、水、风快速同步按一定的比例随BM变化，只需较小的超调量，就能达到很好的变负荷性能，可以说配中间储仓式制粉系统的直流炉机组是变负荷性能最好的燃煤发电机组。
而现在改成直吹式制粉系统后，由于煤本身的延迟响应及为配合煤同步变化而增加的给水延迟，使得变负荷性能大幅下降，超调量需要大幅增加，机组变负荷性能才能达到电网的要求。原来的超调已不能适应变负荷的要求，为此原超调功能修改为如图1，引入了变负荷幅度作为超调量大小的重要一环，这样根据变负荷幅度、变负荷速率、变负荷时所处负荷段特性这三个条件来最终决定超调量的大小。在变负荷时使实际负荷变化速率跟上负荷指令的变化速率，并可大大减少负荷响应的延迟时间，一般在30秒以内，负荷即能响应指令要求，在整个变负荷过程中，负荷偏差基本控制在±5MW以内。实际变负荷曲线如图3、图4所示。
2.5 汽机主控TM压力拉回回路参数的调整
本机组的协调控制是基于炉跟机控制方式，汽机主控TM控负荷，锅炉主控BM控汽压，夺较好的负荷调节品质，直流炉给水不仅有较好的负荷调性能，还有很好汽压调节性能，原使用中间储仓式制粉系统时，由于没有制粉延迟，给水直接随BM变化，所以汽压调节性能很好。
改变直吹式制粉系统后，不仅有制粉延迟，而且进入锅炉的燃料量也不稳定，燃烧的内扰比中间储仓式制粉系统锅炉严重，压力波动也就比较大，另外为满足动态煤水比的要求，在BM至给水指令上增加了一定的延迟，也削弱了给水的调压性能，这样汽压对BM响应延迟大幅增加，汽压调节品质变差，尤其造成低负荷“低压”、高负荷“超压”现象，严重影响机组运行安全。
因此我们对重新启用压力拉回功能，如图1对相关参数进行了重新设置，变负荷时压力拉回回路的主汽压偏差值设定由原来的1MPa改为0.4MPa，稳态时压力拉回回路的主汽压偏差值设定由原来的1MPA改为0.3MPa，当压力偏差达到动作值时汽机主控TM由功率控制改为压力控制。这样可以使锅炉的燃烧工况更快趋于稳定，从而也有利于主汽压的稳定，在变负荷过程中，压力偏差可控制在±0.5MPa以内，而稳态时也基本能控制在±0.3MPa以内。实际压力控制曲线如图3、图4所示。
但压力拉回回路的作用在保障压力稳定的同时，对负荷的响应特性有一定的影响。当压力拉回回路动作，调门调节压力的动作方向与负荷要求的动作方向相反时，就会减缓负荷的响应速度；反之，如方向一致时，则会加快负荷的响应。
负荷指令
实际负荷
实际压力
压力定值

图3 减负荷曲线
实际压力
压力定值
实际负荷
负荷指令

图4 加负荷曲线
3 结论
中间储仓式改为直吹式制粉系统后，制粉特性和燃烧性能会有较大的变化，相关的控制系统必须进行修改，才能满足机组的运行要求。
通过不断的改进协调及各子系统的控制方案和优化调节参数，有效地提高了负荷响应速度和调节品质的稳定性，使机组CCS各主要被调参数的动、稳态品质指标达到了要求，为改造后机组协调控制CCS能顺利投入并为AGC的投入奠定了基础。

参考文献：
1. DL(T)_657火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程。？？

作者的姓名、工作单位、单位地址、联系电话和作者简历。
程际云(1968~)，上海明华电力技术工程有限公司，上海市邯郸路171号，021-25650395，13501748740 , 高级工程师，从事热控自动控制21年。
陈纲(1970~)，华能上海石洞口第一发电厂，上海市宝山区盛石路270号检修热控，021-56152222*2149，13564557669 , 工程师，从事热控自动控制16年。