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某电厂两台MW燃煤汽轮发电机组的汽轮机是由东方汽轮机有限公司引进日立技术生产制造的超超临界MW汽轮机，其型号为N-26.25//超超临界、一次中间再热、单轴四缸四排汽、冲动凝汽式、八级回热抽汽。锅炉主设备由东方锅炉股份有限公司、BHK、BHDB制造。型号：DG/27.46-Ⅱ2型锅炉。锅炉型式为高效超超临界参数变压直流炉、对冲燃烧方式、固态排渣、采用单炉膛、一次中间再热、平衡通风、露天布置、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。发电机由东方电机股份有限公司制造。型号为QFSN--2-27，发电机为全封闭、自通风、强制润滑、水/氢/氢冷却、同步交流发电机。DCS系统为杭州和利时公司生产的HOLLiAS_MACSV6控制系统。该系统支持OPC协议和ModBus协议，可实现与第三方系统连接。上位机通过和利时自主开发的工业以太网协议HSIE与下位机传递数据。该分散控制系统包含DAS、MCS、SCS、FSSS、DEH、BPS、MEH、ECS等功能。两台机组于年投产发电，隶属于福建电网，由于福建电网容量较小，中、小型水电较多加上新投产核电机组，使得机组正常运行中，频繁进行电网深度调峰，机组升降负荷变化幅度较大，在配合电网调峰时，要求机组能够快速响应电网负荷变化。机组加减负荷时，两台机组的控制方式都是处于协调控制方式，通过控制回路协调控制汽轮机和锅炉的运行工况，向给锅炉主控和汽机主控发出指令，以达到快速响应负荷变化的目的，尽可能发挥机组的调频、调峰能力，稳定运行参数。协调控制系统（如下图）主要分为以下七个部分：负荷指令控制回路、RB回路、频率偏差校正回路、主汽压力设定回路、热值校正回路、锅炉主控、汽机主控。机组协调方式（CCS）：在协调方式下，锅炉和汽机并行操作，将前馈控制与反馈控制相结合。即将机组负荷指令作为前馈信号分别送到汽机主控和锅炉主控，并行控制DEH、给水、燃料、风量等子系统。同时使用发电机功率输出、主汽压力等过程量作为反馈信号送入控制系统，以维持过程变量（如机组出力、主汽压力和温度、烟气含氧量等）在一个允许偏差范围内。做到快速响应负荷需求和保证机组运行稳定。协调控制画面#3、4机组机组投产以来，机组协调控制系统调节特性不良，一直不能有效的控制主汽压力，升至满负荷时主汽压力迟迟不能升至额定压力，主汽压力偏低目标压力1.2Mpa，经常发生主汽压力偏差越下限报警。（如下图曲线）升负荷曲线图通过升负荷曲线，我们看到，汽机调负荷，汽机调门动作迅速，负荷曲线跟踪良好，主蒸汽压力开始下降明显，但是中期主汽压力上升乏力，加负荷后期主汽压力轻微波动但是仍然偏低，调门总指令在MW时，已经全开，给水流量跟踪上升缓慢，总煤量已经缓慢回落，机组负荷迟迟达不到满负荷。在降负荷时，主汽压力偏高目标压力1.2Mpa，经常发生主汽压力偏差越上限报警，主汽压力迟迟不能降至正常压力，尤其是升、降负荷速率大于8MW/MIN时，压力迟缓严重。（如下图曲线）降负荷曲线图通过降负荷曲线，我们明显看到，汽机调门动作比较迅速，初期煤量、给水流量、负荷曲线跟踪良好，主蒸汽压力开始明显上升，但是中期主汽压力上升快速，给水流量明显有两个反弹上升，降负荷后期主汽压力轻微波动下降但是仍然偏高，给水流量跟踪下降较为明显，总煤量缓慢回落后大幅回升，机组负荷降至目标负荷较为迟缓。协调控制存在问题和具体原因分析如下：1）锅炉主控压力调节器调节参数设置不合理，调节器参数偏弱，尤其是比例环节和微分环节过弱，是造成汽压迟缓的原因之一。2）负荷动态微分前馈量在小幅度变化负荷时设置不合适，加减负荷时不能满足锅炉对能量的需求，造成汽压出现波动、煤量反应不够精准。3）动态时主汽压力出现先欠压，后乏力，大幅度升负荷后期开始出现欠压达1.2MPa,随后出现压力频繁波动，分析其原因主要是负荷动态前馈量在大范围变负荷时设置不合适，在升负荷时，汽机控制负荷，首先是汽机调门动作，利用锅炉蓄能来满足负荷的期初要求，随后要求锅炉能及时补足由于开调门造成的蓄能不足的问题，动态补偿没有及时补足锅炉蓄能的煤量，是造成变负荷后期出现欠压的主要原因。4）其次在升负荷过程中由于欠压，造成汽机调门开足后无法进行有效调节，进入汽机主控DEH调节死区，也是造成协调调整不好的原因。5）屏式过热器出口温度和水冷壁壁温超温。我厂超超临界锅炉动态加负荷过程中，过热器出口温度和水冷壁温度影响较大，其中屏式过热器出口温度均值达到℃时，屏过出口温度保护动作，给水流量瞬间增量30t/h,此保护为防止屏式过热器高温易结焦区域壁温超限，但是给水流量瞬间增大时，燃料量不变，锅炉主控回调较慢。如果屏过出口温度保护动作频繁，也是导致协调不良的一个原因。由于超超临界锅炉自动控制具有多输入和多输出的调节特性，汽压、给水、风量等具有相互耦合和解耦的过程，参数之间的影响比较大，特别是给水对汽压的影响是十分明显；同时汽压的不稳定对给水也有影响，汽压的波动势必造成锅炉主控指令的跟随波动，锅炉指令的波动也就直接影响煤水比，所以汽压的不稳定对过热器出口温度和水冷壁温度影响较大，特别是对水冷壁温度的影响是比较明显，经常出现水冷壁壁温超温的现象。变负荷过程中水冷壁壁温和过热器壁温容易超限，运行人员进行手动干预，方法是通过热值校正偏置来改变煤水比，煤量降低，总的能量转换降低，导致汽压的下降，汽压下降引起了锅炉主控的指令增加，煤量、给水量、风量同时增加，但是锅炉主控反应此时偏弱。协调控制系统的控制策略有两方面（如下图），一方面在处理机组负荷的适应性和稳定性之间的矛盾，要求达到即快又稳，也就是说在锅炉负荷变化的过程中即要充分的利用锅炉蓄热，快速响应负荷变化，又要限制这种利用锅炉蓄热的幅度，同时动态超调锅炉的能量输出，补偿蓄能、稳定汽压；另一方面考虑扰动补偿和多变量系统解耦的控制原则，尽可能消除或减少锅炉与汽轮机动作间的影响。扰动应由扰动侧的控制回路自行快速消除，而非扰动侧的控制回路不动或少动，以利于控制过程的稳定。为了解决以上问题，机炉协调控制系统除采用不同的反馈控制方案，还增加了大量的前馈作用。对于直流锅炉的协调控制系统来讲，参数之间影响较大，因此控制系统之间引入了大量的前馈作用信号来互相制约。在控制方案上采用的变参数/变定值的控制技术都是在前馈的基础上完成的，并要求连续的校正控制系统的增益。协调控制原理图协调控制系统工作过程（如下图）：功率偏差信号和汽压偏差信号同时送到汽机调节器和锅炉调节器。稳态时，实发功率NE等于给定值N0，机前压力PT等于给定值P0；暂态时，当功率给定值N0增大时，ΔN=N0-NE增大，通过汽机调节器WT1(s)开大调节阀开度uT，同时通过锅炉调节器WT2(s)增大燃料量和蒸汽流量，使输出功率NE增大。这时，PT减小，ΔP=P0-PT减小，使汽机调节器WT1(s)关小调节阀uT，通过调节器WT2(s)增大PT，使PT达到正常值，而ΔN继续使NE达到N0，机组达到新的稳态。协调方式工作过程图根据目前机组机组协调特性，提出以下协调控制策略优化：1、滑压曲线经济优化年05月，我厂滑压曲线进行了经济优化，目的是降低滑压曲线，开大汽机调门开度，减少节流损失，提高机组效率，最大限度的提高机组经济性。从优化后汽机调门开度曲线来分析，滑压曲线的改变将影响静态煤水比、动态补偿回路，但是本次对滑压曲线优化后，相应的水线和煤线没有进行及时修正，动态补偿回路的参数没有进行修改，必须对上述进行修正后，才能保证滑压曲线在修改后，主汽温度，主汽压力的稳定性。2、锅炉主控回路优化1）重新整定负荷动态微分前馈参数，根据动态变负荷曲线分析，对锅炉动态微分参数进行优化调整。动态前馈微分参数根据不同变负荷量进行动态调整，根据不同变负荷量给出不同的动态补偿量。2）对负荷动态前馈量总面积进行优化较正，并通过限值块进行升降负荷回路切换，从而使负荷动态微分前馈量更加合理，通过对动态微分回路的优化和动态微分参数的修改，从在变负荷开始阶段加强微分前馈的作用，保证压力在变负荷初期就能迅速的跟上，在后期让前馈量延时收回，这样避免了后期的欠压的现象。3）锅炉主控压力调节器参数的优化，并对动态和稳态进行比例，积分和微分的适当分离；PID参数根据变负荷和稳态分别设置不同值，目的是变负荷时，要求压力调节器尽量少参与，避免动态是压力过调。3、给水回路优化1）对给水回路进行了全面检查和优化，对给水曲线进行分析，给水逻辑中负荷动态微分对负荷小幅度的变化影响，压力波动幅度，该动态微分量对负荷动态微分量进行优化。2）对给水焓值进行修正，升降负荷是加大对焓值设定曲线变化，有利于在升降负荷时给水速度，但是其变化量也要受到负荷的影响，避免给水出现大的偏差。4、水燃比回路优化燃料主控回路的优化，修改燃料主控的PID参数，比例增益、积分时间的修改，加强给煤的速度，并对煤线，进行小幅度修正。5、汽机调门流量指令回路优化、重叠度优化从机组升负荷历史曲线，在负荷90万升至万时，尽管煤量已较大，然而汽压一直不能维持，甚至还有下跌的现象，此后调节器将煤量一直加大，汽压还是未能跟上，最大有1.5Mpa的欠压，由于压力过低，为了保证负荷和压力达到目标值，造成汽机调门持续开大，一直到全开，但是由于DEH侧流量指令在汽机调门全开后还继续增加，造成类似积分饱和现象。小结两台机组调试期过后，协调控制系统特性一直不良，机组协调控制仍需持续优化，保证汽温、汽压等各项主要参数稳定，不仅满足机组正常运行要求，同时最大限度提高机组的经济效益，降低机组能耗。通过对机组各系统不断的进行改造、优化，为迈向一流发电企业打下坚实基础。

来源：成在德与行

作者：刘强

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