張 彪，曹 泉，盧雙龍，劉海明

（國網(wǎng)湖北省電力有限公司 電力科學(xué)研究院，武漢 430077）

0 引言

芝拉扎電站位于印尼中爪哇地區(qū)，三期1000MW 擴建機組是中國首臺出口海外的百萬機組。本工程選用東方鍋爐股份有限公司生產(chǎn)的超超臨界變壓運行直流爐，鍋爐為單爐膛、前后墻對沖燃燒、一次再熱、平衡通風(fēng)、露天布置、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架、全懸吊結(jié)構(gòu)π 型布置鍋爐。鍋爐設(shè)計燃用印尼褐煤，制粉系統(tǒng)配置7 臺MPS 中速磨煤機，6 運1 備。汽輪機為上海電氣集團股份有限公司生產(chǎn)的超超臨界、一次中間再熱、單軸、四缸四排汽、雙背壓、凝汽式、八級回?zé)岢槠狡啓C。

1 超超臨界機組動態(tài)特性及控制模型分析

1.1 超超臨界直流鍋爐的蓄熱特性

在相同主汽壓參數(shù)條件下，直流鍋爐蓄熱能力僅為汽包爐的1/4 ～1/3。較小的蓄熱能力使得鍋爐慣性較小，機組啟?？焖?、機組負(fù)荷靈敏度較好；但同時又對變負(fù)荷后期的主汽壓力穩(wěn)定不利，變負(fù)荷特性較差。合理利用鍋爐蓄熱是制定控制策略和參數(shù)整定中的重要問題。在協(xié)調(diào)控制變負(fù)荷期間，以升負(fù)荷為例，升負(fù)荷的前段汽輪機調(diào)節(jié)閥快速開啟以滿足負(fù)荷調(diào)節(jié)要求，同時鍋爐通過動態(tài)前饋和加速信號進行能量補充，這期間的負(fù)荷響應(yīng)基本由鍋爐蓄熱支撐；在升負(fù)荷的中后期，鍋爐補充的煤水才轉(zhuǎn)化為機組負(fù)荷。

1.2 超超臨界直流機組的非線性

火電機組的負(fù)荷——壓力具有時變性和非線性特點[1]，對機組非線性數(shù)學(xué)模型的理論研究也具有相當(dāng)?shù)纳疃?，但適應(yīng)于協(xié)調(diào)控制設(shè)計的非線性控制方法難以應(yīng)用在工程實踐中。一般協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)的工程設(shè)計方案是基于線性多變量前饋解耦理論，相當(dāng)于對直流機組非線性模型在小尺度范圍內(nèi)進行近似線性化。

1.3 超超臨界直流機組控制模型

與汽包鍋爐相比較，直流鍋爐增加了中間點溫度-燃料量、給水流量關(guān)系，從而使控制模型更加復(fù)雜。超超臨界直流機組協(xié)調(diào)控制模型可簡化為三輸入三輸出多變量模型，其輸入量為燃料量M、給水流量W、汽輪機調(diào)節(jié)閥開度μ，輸出量為主汽壓力P、機組負(fù)荷N、鍋爐中間點溫度T。其狀態(tài)方程可描述為：

可見，任一輸入量變化均會引起各輸出量的變化。在該模型中的9 組輸入輸出關(guān)系中，可忽略中間點溫度-汽輪機調(diào)門開度關(guān)系，重點關(guān)注主汽壓力-燃料量、機組負(fù)荷-汽輪機調(diào)門開度、中間點溫度-燃料量、中間點溫度-給水流量等幾組關(guān)系。中間點溫度-燃料量、給水流量的關(guān)系通過鍋爐水煤比進行控制，是超超臨界直流鍋爐控制的關(guān)鍵點。

2 本工程協(xié)調(diào)控制策略

超超臨界直流鍋爐協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)的本質(zhì)是通過直接指令平衡（DIB）的思想，協(xié)調(diào)匹配鍋爐的慢特性和汽輪發(fā)電機的快特性。由于汽機響應(yīng)負(fù)荷速度快，滯后小，本工程采用以鍋爐跟隨為基礎(chǔ)的協(xié)調(diào)控制方式（BFCCS），即鍋爐調(diào)壓、汽機調(diào)功。

圖1 鍋爐主控原理圖Fig.1 Control diagram of boiler master

2.1 鍋爐主控回路設(shè)計

鍋爐主控是協(xié)調(diào)控制的核心，其輸出折算為負(fù)荷，代表當(dāng)前鍋爐提供的能量。鍋爐主控在手動狀態(tài)時，其輸出跟蹤燃料量折算成的發(fā)電負(fù)荷。鍋爐主控的輸出同步送入燃料主控、給水主控以及風(fēng)量主控，并進行了水煤交叉、風(fēng)煤交叉限制以保安全。由于主汽壓對燃料量和給水的響應(yīng)特性不同，燃料量對主汽壓的影響要滯后很多，因而鍋爐主控輸出的能量指令需要在給水指令處增加慣性時間，即遵循“煤快水慢”的原則。

濕態(tài)方式下，采用水跟煤的控制策略，給水投入自動，汽機處于初壓模式，機組進入TF 運行方式。燃料主控投入自動前，燃料量由運行人員手動操作（包括啟停磨工況），從而使得給水主控按照靜態(tài)水煤比自動調(diào)節(jié)過熱度；燃料主控投入自動后，運行人員僅需手動操作鍋爐主控實現(xiàn)水、煤、風(fēng)的操作，完成在TF 方式下的加減負(fù)荷。

干態(tài)方式下，鍋爐主控投入自動后，機組進入?yún)f(xié)調(diào)控制模式，鍋爐主控根據(jù)主汽壓力設(shè)定值和實際主汽壓的偏差進行自動調(diào)節(jié)。與汽包爐不同，直流爐鍋爐主控一般采用直接指令平衡（DIB），速率限制后的負(fù)荷指令作為主控的靜態(tài)前饋占主要作用。穩(wěn)態(tài)工況下，鍋爐主控主要根據(jù)PID 調(diào)節(jié)器進行主汽壓調(diào)節(jié)，調(diào)節(jié)器參數(shù)根據(jù)各典型工況采用變參數(shù)調(diào)節(jié)，且參數(shù)設(shè)置較動態(tài)工況弱；變負(fù)荷的動態(tài)工況下，為加快主汽壓動態(tài)響應(yīng)，鍋爐主控的各種前饋起著至關(guān)重要的作用。如圖1 所示，本工程鍋爐主控前饋包括負(fù)荷指令靜態(tài)前饋、速率限制后負(fù)荷指令微分、主汽壓力偏差微分、主汽壓偏差超弛、負(fù)荷偏差超弛等。

2.2 主汽壓力控制策略

2.2.1 主汽壓力的全程控制

主汽壓力控制品質(zhì)的好壞對機組的安全運行意義重大[2]。啟動階段，鍋爐升溫升壓，汽輪機高壓旁路按照啟動曲線逐步將主汽壓力升至沖轉(zhuǎn)壓力，隨后旁路控制主汽壓進入定壓模式；機組并網(wǎng)后，鍋爐濕態(tài)運行，隨著旁路自動關(guān)完，自動投汽機跟隨模式（DEH 初壓模式 ），主汽壓力轉(zhuǎn)交汽輪機調(diào)門控制；給水切至主路后，投入汽泵自動和鍋爐過熱度自動，機組負(fù)荷隨燃料的手動增加而增加，主汽壓力仍由汽輪機調(diào)門控制；鍋爐轉(zhuǎn)至干態(tài)后，機組負(fù)荷-壓力匹配、磨煤機啟動完畢，投入燃料量自動，投入水煤比自動，投入鍋爐主控自動，機組進入?yún)f(xié)調(diào)控制模式，此時主汽壓力轉(zhuǎn)由鍋爐控制。

2.2.2 主汽壓滑壓曲線分析

滑壓曲線根據(jù)汽輪機熱平衡圖進行初步設(shè)置，而后在協(xié)調(diào)控制投運過程中進行調(diào)整，如圖2 所示。對于主汽壓力特性的分析，一般認(rèn)為主汽壓對鍋爐燃料量呈五階慣性特點。通過實際分析表明，在機組變負(fù)荷過程中，為保證汽輪機調(diào)門在可調(diào)范圍內(nèi)，主汽壓呈現(xiàn)的是對于給水流量和燃料量的復(fù)合響應(yīng)特性。如以升負(fù)荷為例，即使設(shè)置了給水前饋，變負(fù)荷初始階段主汽壓仍滯后明顯，而后由于“水調(diào)功”的快速響應(yīng)特點，給水前饋能夠克服汽機調(diào)門釋放蓄熱造成的汽壓下降；變負(fù)荷中段鍋爐主控前饋補充的能量開始起作用，汽壓上升較快；變負(fù)荷后段汽壓則基本跟隨鍋爐主控靜態(tài)煤、水線產(chǎn)生的能量，汽壓變化趨于平緩。因此，從定量和時序上匹配好給水（對汽壓影響較快速）和燃料量（對汽壓影響滯后）的關(guān)系，即可很好地模擬主汽壓特性，設(shè)置好主汽壓設(shè)定值的速率和慣性時間。

2.3 水煤比控制策略

眾所周知，直流鍋爐控制策略的關(guān)鍵點為水煤比的控制[3]。調(diào)試階段應(yīng)根據(jù)鍋爐熱力計算匯總對鍋爐各負(fù)荷所需給水流量和燃料量進行預(yù)設(shè)值，形成鍋爐靜態(tài)煤線、水線，而后在協(xié)調(diào)控制實際投運過程中結(jié)合操盤人員操作經(jīng)驗對其進行修訂。如圖3 所示，隨著機組負(fù)荷增加，水煤比也逐漸增大，在鍋爐轉(zhuǎn)干態(tài)期間的煤水比略小，鍋爐能量隨負(fù)荷呈非線性關(guān)系，協(xié)調(diào)控制只能在某一負(fù)荷段內(nèi)逼近理論線性，非線性的部分則由鍋爐主控動態(tài)加速信號BIR 進行調(diào)節(jié)。

2.3.1 本工程水煤比控制特點

圖2 滑壓曲線Fig.2 The sliding pressure curve

圖3 鍋爐靜態(tài)水線、煤線及水煤比曲線Fig.3 Boiler static water line, coal line and water -coal ratio curve

良好的水煤比控制策略應(yīng)保證機組在動、靜態(tài)時水煤比合適，由于印尼褐煤發(fā)熱量低、揮發(fā)分高，水煤比控制在4.6 ～6.0 之間。目前，主要鍋爐廠設(shè)計的水煤比控制可分為水跟煤控制和煤跟水控制兩種方式。采用給水流量作為中間點溫度調(diào)節(jié)的方式稱為水跟煤，其優(yōu)點是中間點溫度對給水流量響應(yīng)迅速，主汽溫控制精度高，缺點是主汽壓力波動較大；采用燃料量作為中間點溫度調(diào)節(jié)的方式稱為煤跟水方式，其優(yōu)點是主汽壓力波動范圍小，利于負(fù)荷響應(yīng)，缺點是中間點溫度對燃料量響應(yīng)較滯后，主汽溫度控制精度不高。本工程采用水/煤復(fù)合調(diào)節(jié)的水煤比控制方案，其基本控制策略是當(dāng)由鍋爐需求確定了燃料量、給水流量后，中間點溫度的差異分別由給水流量、燃料量共同進行調(diào)整。當(dāng)機組運行在汽機跟隨方式和協(xié)調(diào)控制變負(fù)荷期間，采用水跟煤方式，燃料量對中間點溫度的修正作用較弱；當(dāng)機組運行在穩(wěn)態(tài)工況時，采用煤跟水方式，給水流量對中間點溫度的修正作用較弱。該控制方案分別克服了“水跟煤”和“煤跟水”的各自缺點，發(fā)揮其優(yōu)勢，這樣當(dāng)參數(shù)整定合適，其控制效果較好[4]。

2.3.2 鍋爐加速信號（BIR）的應(yīng)用

由上文分析可知，燃料主控和給水主控接收的指令來自鍋爐主控，雖然對燃料量和給水流量設(shè)置了不同的慣性時間，一定程度上實現(xiàn)了主汽壓-燃料量關(guān)系和主汽壓-給水流量關(guān)系的解耦，但煤、水仍同步動作。BIR 信號則實現(xiàn)了燃料量和給水流量超信號的分別設(shè)置，進一步將主汽壓-燃料量關(guān)系和主汽壓-給水流量關(guān)系這兩者分離，使變負(fù)荷過程中的鍋爐熱量平衡。

圖4 為本工程采用的鍋爐燃料加速信號原理圖，以加負(fù)荷中的燃料動作為例，該信號由兩部分組成：由負(fù)荷指令微分信號判斷燃料加速信號動作，根據(jù)不同負(fù)荷段對燃料加速PID 進行純積分變參數(shù)調(diào)節(jié)，PID 的輸出即為燃料超前動作量；另外一路為燃料預(yù)加量指令，該信號動作更為超前，只要在CCS 方式下的加負(fù)荷，燃料量立即動作。除此以外，根據(jù)負(fù)荷變化幅度和設(shè)定的負(fù)荷變化率對燃料量加速信號進行修正。同樣，鍋爐給水流量加速信號的構(gòu)成與此類似，與燃料量的加速信號的比例約為2:1，仍遵循“煤快水慢”的原則。鍋爐加速信號的整定一般在鍋爐主控、汽機主控、水煤比、BTU 等環(huán)節(jié)初步投用后，結(jié)合機組變負(fù)荷曲線分析進行。

2.3.3 BTU控制

本文將燃煤發(fā)熱量自動校正（BTU）納入水煤比控制范疇，因其作用范圍較小，BTU 輸出對燃料量起修正作用，直接影響了鍋爐水煤比。BTU 根據(jù)穩(wěn)定負(fù)荷下總給水流量和實際燃料量的比例將實際煤種校正到設(shè)計煤種，考慮了省煤器入口溫度變化對水煤比的影響。BTU 數(shù)值較大說明煤質(zhì)較好，在協(xié)調(diào)控制中的表現(xiàn)為鍋爐主控輸出較實際負(fù)荷小，在燃料主控指令不變而BTU 輸出變大時會自動減小煤量，使主汽壓及過熱度減小，從而使鍋爐主控指令加大，與實際負(fù)荷匹配，反之同理。通過上述自動調(diào)節(jié)的過程，使得協(xié)調(diào)控制的鍋爐主控指令與機組實際負(fù)荷大致相等，從而保證機組在變負(fù)荷過程中，鍋爐輸出的能量能夠落在設(shè)計值附近，保證良好的線性近似度。

3 協(xié)調(diào)控制投運中的問題及解決方案

3.1 機組在高負(fù)荷段的控制問題

圖4 鍋爐燃料指令BIR信號原理圖Fig.4 Diagram of boiler coal demand BIR

在機組負(fù)荷達到950MW 以上時，鍋爐動態(tài)響應(yīng)較差，汽機調(diào)門易全開。造成此問題的原因也是多樣的，如煤質(zhì)較差；高低加系統(tǒng)帶缺陷運行，影響給水溫度；汽輪機調(diào)門流量特性在流量指令達到80%后，蒸汽流量隨大機調(diào)門的開大已無明顯變化；此外本工程地處熱帶，環(huán)境溫度較高，3 臺循泵均運行時機組真空也只能維持在-93KPa 左右，影響了汽輪機效率。從控制角度而言，解決辦法可歸結(jié)為鍋爐主控提供能量的快速性上，即加強鍋爐主控動態(tài)前饋、適當(dāng)提高滑壓曲線、加快BTU 修正速率，放寬鍋爐主控上限并與汽機主控相匹配。通過以上方法使得該問題獲得圓滿解決。

3.2 鍋爐制粉系統(tǒng)對協(xié)調(diào)控制的影響

對配置直吹式制粉系統(tǒng)鍋爐而言，機組負(fù)荷對給煤量的響應(yīng)較為滯后，主要表現(xiàn)在制粉系統(tǒng)一次風(fēng)的控制問題上。磨煤機控制系統(tǒng)為多變量耦合系統(tǒng)，熱風(fēng)調(diào)門主調(diào)磨入口風(fēng)量，冷風(fēng)調(diào)門主調(diào)磨出口溫度，冷、熱風(fēng)調(diào)門互相設(shè)置開度指令前饋實現(xiàn)靜態(tài)解耦。本工程制粉系統(tǒng)存在的問題為磨煤機入口風(fēng)量測點安裝在彎管處，風(fēng)量隨熱風(fēng)調(diào)門開度變化反應(yīng)不靈敏，導(dǎo)致磨煤機熱風(fēng)調(diào)門自動無法投入，冷風(fēng)調(diào)門自動正常投入。以升負(fù)荷為例，鍋爐燃料量增加，磨煤機出口溫度降低，冷風(fēng)調(diào)門關(guān)小。由于熱風(fēng)調(diào)門自動未投入，導(dǎo)致升負(fù)荷過程中磨入口風(fēng)量降低，鍋爐總一次風(fēng)量降低，鍋爐燃燒無法得到有效加強，降負(fù)荷過程與此相反。后經(jīng)磨煤機入口風(fēng)量重新標(biāo)定、熱風(fēng)調(diào)門特性區(qū)間的反復(fù)摸索，使得磨煤機熱風(fēng)調(diào)門順利投入自動。從而使鍋爐一次風(fēng)量與負(fù)荷同向變化，鍋爐燃燒控制良好。

圖5 連續(xù)升負(fù)荷曲線Fig.5 Curves of continuous increasing load

3.3 給水調(diào)節(jié)造成的機組變負(fù)荷過程中過熱度波動大

機組變負(fù)荷過程中鍋爐過熱度波動較大，在排除了燃料量、風(fēng)量控制等無問題的情況下，通過分析曲線發(fā)現(xiàn)鍋爐給水量調(diào)節(jié)精度較差。鍋爐給水主控根據(jù)鍋爐主控指令生成的流量指令與實際給水流量進行單回路調(diào)節(jié)，并設(shè)計了給水指令對汽泵轉(zhuǎn)速的靜態(tài)前饋，通過核對汽泵流量特性曲線發(fā)現(xiàn)該靜態(tài)前饋參數(shù)設(shè)計不合理，即流量指令對應(yīng)的轉(zhuǎn)速指令偏差較大，只能通過單回路PID 反復(fù)校正，導(dǎo)致給水流量在指令附近波動，最大可達70t/h，影響了過熱度及主汽壓的穩(wěn)定性。后經(jīng)修改給水指令至汽泵轉(zhuǎn)速的靜態(tài)前饋曲線使得此問題得到解決，給水控制系統(tǒng)調(diào)節(jié)性能良好，并能滿足協(xié)調(diào)控制變負(fù)荷、RB，以及FCB 等各工況控制要求。

4 協(xié)調(diào)控制的投運實踐

將上述控制策略應(yīng)用于芝拉扎三期百萬機組的協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)中。如圖5 ～圖7 所示，經(jīng)過多次負(fù)荷擺動試驗、反復(fù)參數(shù)整定和策略優(yōu)化，機組設(shè)置變負(fù)荷率為15MW/min，計算實際變負(fù)荷率為13MW/min，變負(fù)荷區(qū)間為500MW ～1000MW，負(fù)荷偏差最大12MW，壓力偏差最大0.6MPa，過熱度波動范圍在±8℃內(nèi)，主汽溫波動范圍在±10℃內(nèi)，汽輪機調(diào)門、給水流量及燃料量等控制量相對平穩(wěn)，機組主要參數(shù)控制品質(zhì)良好，能夠滿足相關(guān)規(guī)程要求，協(xié)調(diào)控制品質(zhì)良好。

圖6 連續(xù)降負(fù)荷曲線Fig.6 Curves of continuous decreasing load

圖7 正常運行升降負(fù)荷曲線Fig.7 Curves of increasing and decreasing load under normal operation

5 結(jié)語

超超臨界直流機組的協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)的調(diào)試、投運及優(yōu)化是一項較為復(fù)雜的系統(tǒng)工作，與機組設(shè)備特點、主輔機運行特性，以及所采用的控制策略及參數(shù)整定方法等密切相關(guān)，而且需要豐富的機組運行數(shù)據(jù)，往往在機組進入商運階段仍有優(yōu)化空間。實踐表明，通過分析協(xié)調(diào)控制模型，制定合理的控制策略，根據(jù)設(shè)備資料和實際運行數(shù)據(jù)確定各靜態(tài)前饋，以水煤比為切入點設(shè)置好各動態(tài)前饋，采用BTU 控制和BIR 信號減弱過程非線性等方法，能夠使協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)獲得較好的控制品質(zhì)。