火电机组协调控制系统优化策略

2015-06-05翁疆

综合智慧能源 2015年5期

关键词：煤量煤种热值

翁疆

（福建华电电力工程公司，福州 350003）

火电机组协调控制系统优化策略

翁疆

（福建华电电力工程公司，福州 350003）

为提高火电机组对煤种的适应性，对原有的机组协调控制系统进行优化调整。采用先进的预估煤质控制策略，对煤质进行修正，同时对主蒸汽温度控制以及逻辑参数进行了优化。优化后，机组能适应多煤种变化，主要参数均控制在较好的水平，为机组的安全、稳定运行提供了保障。

火电机组；协调控制系统；煤种；逻辑；优化

0 引言

福建华电可门发电有限公司＃2锅炉采用中速磨煤机冷一次风直吹制粉系统。每台锅炉配6台中速磨煤机，其中1台备用。每台磨煤机引出4根煤粉管道连接到锅炉四角同一层燃烧器。一次风经一次风机升压后一部分进入三分仓空气预热器，经空气预热器加热后进入磨煤机，另一部分直接进入磨煤机前冷风母管。磨煤机进口的风量及热风温度由支管上的热风调节门和冷风调节门来调节。在原煤仓、给煤机、磨煤机出口设有动力操作隔离门。为使各燃烧器进口处的一次风流量趋于一致，在磨煤机出口隔离阀后的煤粉管道上装设可调缩孔。磨煤机密封风采用母管制密封风系统，每台锅炉设置2台100%容量的密封风机，1台运行，1台备用，其密封风从一次风机出口冷风母管上接出，给煤机密封风亦从一次风机出口冷风母管上接出。汽轮机是上海汽轮机有限公司引进美国西屋公司技术生产的600 MW超临界、中间再热、四缸四排汽、单轴凝汽式汽轮机。

超超临界机组具有投资性价比高、煤耗低、热效率高等优点，国内新建的机组基本都以超临界、超超临界机组为主，甚至300MW等级的机组也出现了超临界机组。超临界、超超临界机组的协调控制系统和亚临界机组类似，不同之处在于给水的控制，亚临界给水是汽包水位、蒸汽流量、给水流量的三冲量控制，超临界直流锅炉的给水是通过煤水比例以及过热度进行控制的，因此存在煤水耦合问题。超临界锅炉主控除了作为总煤量给定外，还通过煤水比控制给水量以及总风量，比亚临界机组的锅炉主控更为重要和复杂。锅炉主控将负荷指令函数（其实就是负荷对应的设计煤种的煤量）作为前馈，通过主蒸汽压力偏差修正煤量，机组实际运行时很难保证所投入煤种的发热量与设计煤种相同，因此，负荷指令函数很难较准确地给定需求煤量，从而导致压力偏差修正量较大，可能会出现锅炉主控指令波动较大的现象，导致主蒸汽压力波动大。因为还涉及煤水、总风量，有可能会造成主蒸汽温度、氧量、炉膛负压等波动较大。

最好的煤种用180 t／h的煤量即能保证600MW满负荷发电，而最差的煤种满负荷600MW发电却需要330 t／h的煤量。因此，自动发电控制（AGC）系统要自动适应多煤种是比较困难的，最大的问题是煤质较差的煤根据煤水比算出的给水前馈量较大，需要通过过热度进行修正，同时比例-积分-微分（PID）调节也需要一定的反应时间，因而在煤质变化时容易出现主蒸汽温度控制不稳定、品质不佳的情况。

煤种变化、煤热值不稳定的情况致使电厂协调控制和AGC难于投入，给运行人员的操作增加难度，同时也影响了机组的安全。因此，需要在电厂进行AGC系统优化，通过计算煤的热值来对不同煤种的发热量进行修正，以增强中速磨煤机直吹式制粉系统对煤种的适应性，提高燃水比的控制精度。

根据调查，除了多煤质适应难之外，还存在主蒸汽温度、再热器温度控制效果不佳的问题。

1 控制策略的优化

1.1 针对多煤质适应的优化

单元机组协调控制系统承担着接受电网负荷、协调机组出力的任务，是燃煤发电机组模拟量控制系统中最复杂的系统，影响整个机组的控制品质。超临界机组协调控制系统基本都是锅炉跟随的协调方式，即锅炉主控维持汽轮机前压力，汽轮机主控调节负荷。锅炉主控根据负荷指令计算机组需求的煤量，然后再根据压力偏差进行煤量的修正，最终计算出所需要的总给煤量，锅炉主控SAMA图如图1所示。

图1 锅炉主控SAMA图

从图1可以看出：当煤的热值变化时，无法进行修正，需要通过压力偏差修正最终给煤量。

增加了燃煤热值修正后的锅炉主控采用了乘法环节对机组燃料需求量进行修正（如图2所示），当机组负荷变化时，通过静态前馈f（x）实时计算出对应的燃料需求量，再根据煤的热值对这一需求量进行修正，使其能接近设计煤种的发热量。当煤的热值稳定且与设计煤种的热值相当时，则负荷指令静态前馈量反映的是机组实际的燃料需求，无需通过热值的修正来改变燃料量；当煤的热值与设计煤种的热值相差较大时，将负荷指令的前馈量乘以煤的热值修正量，得到新的机组燃料需求量。这一过程，就是根据负荷变化量所需标准煤量产生修正值，将非设计煤种的煤量换算为标准煤量，以提高机组对煤种的适应性。

不管是图1还是图2，锅炉主控计算出煤量后，通过燃料主控将煤分配到各个给煤机上。为了克服启、停机对燃料量造成的扰动，燃料主控优化时，引入启、停磨煤量补偿，燃料主控回路SAMA图如图3所示。

图2 煤量修正后的锅炉主控

图3 燃料主控SAMA图

燃煤发电机组一般都有设计煤种，即机组负荷要求对应的标准煤量是一定的，当煤的热值低于标准煤的热值时，所需的煤量就多。相同的负荷指令下，热值较低的煤种需要更多的煤量，若不进行修正，势必不能满足机组发电负荷的要求，造成给煤量的不准确，最终会从主蒸汽压力偏差上体现出来。由于锅炉主控PID调节器对压力的修正具有滞后性，会使压力波动比较大。若能直接计算出当前的燃煤热值，提前进行修正，则可以提高锅炉压力及机组主要参数的稳定性。目前，很多电厂设置有煤量修正系数，由运行人员根据当前的燃煤热值进行人为修正。在此次优化中，通过大量的分析和论证，决定将煤的热值修正引入到协调控制系统中，在分散控制系统（DCS）的算法逻辑中增加煤的热值智能计算逻辑，实时根据所使用煤种的热值，对机组的燃煤需求量进行自动修正和补偿。

瞬时热值CV计算如下

式中：Q为当前发电负荷，MW；qV为瞬时煤量，t／h；k为系数，MJ／（kW·h）。

根据福建华电可门发电有限公司长期的煤耗情况，可值机组发1 kW·h的电所消耗的标准煤为0.310 kg，据此可以确定系数k＝9.07MJ／（kW·h）。

在实际应用中，不能用瞬时的热值进行煤量修正，因为压力高时燃煤热值的瞬时值低，而压力低时燃煤热值的瞬时值高，因此不能简单地把瞬时热值作为当前燃煤热值的修正值。

对一段时间内煤的总发电量和总煤量进行累计计算，则可以获得较准确的燃煤热值，时间长度取值要合适，时间越长，热值越稳定，并更接近实际的平均热值，但是数值除了需要准确外还要求能够显示出近期燃煤的热值变化。经过现场测试，1 h的时间段能够比较合理地反映近期燃煤的热值，并且也具有时效性。具体做法是每4min取1次热值的平均值，然后建立一个15个栈区的堆栈，采用先进先出的处理方法，最终取栈内数值的平均值，即为1 h的平均燃煤热值，根据这个燃煤热值对煤量进行修正，其算法原理的SAMA图如图4所示。

图4 燃煤热值计算原理图

图4中：I为积分模块；R为复位端；T为切换块，切换条件为每4min发1个0.1 s的ONP脉冲，s＝0时取2值，s＝1时取1值；ONP为上升沿；OFP为下降沿；FiFo为先进先出堆栈。

需要注意的是：FiFo堆栈在脉冲上升沿时进行堆栈，其余时间不进行堆栈，所取的平均值就是给煤量的修正系数。

采取在锅炉主控中引入燃煤热值智能计算来实时修正修机组燃料需求量的优化措施后，经过组态和调试，机组已投入运行。热值较低的煤种，通过热值修正，对机组负荷所需煤量进行了补偿，有效克服了锅炉主控PID调节滞后造成的主蒸汽压力波动，提高了机组对煤种的适应性。

1.2 主蒸汽温度控制优化

主蒸汽温度调节由两级喷水减温组成，第1级和第2级喷水减温均有2个喷水减温阀和阀前的1个截止阀。第1级喷水减温的被调量是第2级喷水减温器的入口温度t3，第2级喷水减温被调量是末级过热器出口温度t5（如图5所示）。第2级喷水减温的调节原理和第1级喷水减温原理相同，控制策略相同，不同的是被调量为主蒸汽温度。第1级喷水减温的被调量一般是根据机组负荷（主蒸汽流量）自动计算的，运行人员可以进行手动偏置，主蒸汽温度可以由运行人员设定。