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    張海富（1974－）

  男，遼寧鐵嶺人，工程師，

 研究方向為生產過程自動化。





1 概述

　　陜西國華錦界能源有限公司機組為600MW亞臨界參數燃煤發電機組。鍋爐為上海鍋爐廠制造，采用控制循環、一次中間再熱、單爐膛、四角切圓、平衡通風、固態排渣的燃煤鍋爐。汽輪機為上海汽輪機廠制造的亞臨界蒸汽參數、單軸、中間再熱、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽輪機。發電機由上海電機股份有限責任公司制造的600MW水氫氫冷卻汽輪發電機。

　　DCS采用北京和利時MACSV分散控制系統，首次應用在600MW燃煤機組，包括以下系統及功能：閉環控制系統(MCS)，爐膛安全監測系統(FSSS)，順序控制系統(SCS)，數據采集處理監視系統(DAS)，電氣控制系統(ECS)等。機組DCS共由五臺操作員站、一臺工程師站、64臺(32對控制器)控制機柜及5臺打印機組成。

　　2 閉環控制系統的設計方案

　　2.1 協調控制系統的控制方案

　　(1)以鍋爐跟隨為基礎的協調控制

　　汽機和鍋爐兩側并行地接受負荷指令。鍋爐側通過改變燃燒率來維持主汽壓力，并將負荷偏差信號用來修正主汽壓力設定;汽機側通過改變主汽門開度來調整機組出力的大小，當汽機機前壓力與設定值偏差超過一定限值時，汽機主汽門開度將受到限制。

　　(2)鍋爐跟隨方式

　　汽機主控手動，鍋爐主控回路處于自動方式，通過改變鍋爐燃燒率進行主汽壓力調節。

　　(3)汽機跟隨方式

　　鍋爐主控手動，汽機主控回路處于自動方式，通過改變汽機主汽門開度進行主汽壓力調節。

　　(4)手動方式

　　鍋爐和汽機主控回路均處于手動方式。

　　2.2 RUNBACK

　　RUNBACK控制回路共有七個項目，分別為給水泵跳閘、爐水泵跳閘、磨煤機跳閘、空預器跳閘、一次風機跳閘、送風機跳閘、引風機跳閘。

　　正常運行時，根據上述設備運行情況及總燃油量計算出機組最大允許負荷，根據磨煤機運行情況及總燃油量計算出機組最小允許負荷，最大、最小允許負荷作為機組負荷設定回路的負荷上下限。

　　當任一上述設備跳閘時，將根據剩下的設備計算出機組最大允許負荷，如果機組此時的實際負荷大于最大允許負荷，將發生RUNBACK。

　　RUNBACK發生后，根據不同的跳閘設備給出不同的下降速率，使RB指令按此速率下降，并送至鍋爐主控，使鍋爐主控的輸出減少燃料量和風量。另外，協調控制方式將切除，鍋爐主控處于手動跟蹤狀態，汽機主控在4秒內處于輸出自動保持狀態，然后切至汽機跟隨滑壓方式，自動維持主汽壓力。

　　RUNBACK發生后，將發出指令給FSSS，按一定的速率從上往下跳磨煤機，直至與要求的負荷相匹配，并根據實際情況自動啟動相應的油槍。

　　2.3 送、引、一次風調節

　　送風調節的設定值來自燃料主控的風煤交叉限制后總風量指令，乘上氧量調節指令的修正后，再加上運行人員的修正，然后與最低30%風量比較后形成。

　　引風機靜葉調節接受送風機動葉指令信號作為前饋，在送風機動葉開度發生變化時，同步改變引風機靜葉，減少對爐膛壓力的影響。當發生MFT時，保護回路將迅速關小引風機靜葉5秒時間后再恢復，避免MFT時爐膛壓力過低。

　　一次風機動葉調節回路以熱一次風母管壓力作為被調量，協調方式壓力定值根據鍋爐主控指令換算，非協調方式下根據機組負荷指令換算，最少不能低于為8kPa。

　　2.4 給水調節

　　采用三臺50%容量的電動給水泵，低負荷使用總給水調門調節汽包水位，調門容量為30%。給水調門和三臺電泵液力耦合器控制，配合SCS的給水調門自動切換、電泵選擇等程控回路，可以實現給水全程控制。

　　3 優化前閉環控制系統存在的主要問題

　　國華錦界能源有限公司#1機組于2006年9月30日投產，通過近半年機組運行暴露出閉環控制方案中鍋爐主控邏輯方案不夠完善，汽機主控壓力拉回功能不具備，控制參數不合理，主要運行參數波動大，嚴重影響機組安全運行等諸多問題，主要如下：

　　(1) 鍋爐主控的微分前饋未加限制措施，因此問題曾發生幾次的負荷大幅波動。同時由于此原因，一次調頻只能疊加在負荷指令的速率限制之前，使一次調頻的質量下降;

　　(2) 在協調投入后升降負荷時機前壓力波動大，超調較多，達到正負0.7 MPa到1.2MPa。鍋爐蒸汽吹灰過程中，機前壓力波動大，機組協調控制不穩定;

　　(3) 在切除協調控制時壓力和負荷波動大，不能實現無擾切換;

　　(4) 風煤控制交叉限制邏輯導致負荷升降過程中煤量受風量限制，影響了機組負荷響應速度，另外存在煤量指令隨實際風量的變化而波動的現象;

　　(5) 增、減閉鎖的功能不完善，較容易發生負荷閉鎖，影響AGC負荷調動;

　　(6) 在工況穩定的情況下，汽包水位波動大，通過參數優化此問題得到了好轉，但在變工況時水位波動大(在正負120mm左右)如：升降負荷、起停給水泵等;

　　(7) 過熱器減溫控制和再熱器減溫控制均存在積分飽和和調節緩慢的問題協調控制系統;

　　(8) 氧量控制效果不明顯，不能實現機組經濟燃燒。

　　如圖1、圖2所示，分別是邏輯優化前機組穩態和動態的趨勢曲線：

   

　　                            圖1 機組負荷穩定時的主要參數



         

　　                                圖2 機組升負荷過程中的主要參數

　　4 閉環控制系統邏輯改進措施

　　這是國產DCS在600MW機組的首次應用，保證閉環控制系統控制品質穩定的同時，也關系到國產DCS能否在600MW機組順利推廣與應用，決定著我國自動化的發展方向。因此在充分論證的基礎上對閉環控制系統進行了優化，主要方案如下：

　　4.1 協調控制邏輯優化方案

　　(1) 鍋爐主控參與穩態前饋的同時，合理地、多方面加入多種微分加速信號

　　對鍋爐主控主要是引入多個前饋信號，增加其響應速度。主要有機組負荷指令對應煤量的主前饋，機前壓力指令的微分前饋，機前壓力指令和實際機前壓力偏差的微分前饋。

　　負荷指令的一階微分環節：用以在負荷指令變化過程中，事先加入燃料(約20 t/h左右)。保證給煤量略微過調，使壓力相對穩定。當過程結束時，給煤量減少20 t/h左右，達到穩態的平衡。負荷指令的二階微分環節：用以在負荷指令變化開始瞬間，提前加入燃料，及負荷指令變化結束瞬間，提前減少燃料，以補償一階微分環節的滯后量。鍋爐主控中負荷指令的綜合前饋如下圖3所示。

       
　                                     　圖3 負荷指令的綜合前饋

　　鍋爐是一個巨大的蓄熱裝置，在機組變負荷時，如果能夠合理利用其蓄能的變化可以提高機組對負荷指令的響應速度。盡管大型鍋爐的蓄熱能力相對較小，但也要充分利用這部分的蓄熱。利用鍋爐的蓄熱就是在機組變負荷時允許主汽壓力的合理波動，所謂的合理波動具體是指在機組變負荷開始時取消壓力偏差對汽機調門的限制作用，升負荷之初允許主汽壓力適當的下降，開始降負荷時則允許主汽壓力適當的上升。即在機組升負荷過程一般認為對于配備直吹式制粉系統機組而言，允許主汽壓力偏差在0.3～0.5MPa之間都是合適的。

　　(2) 改變傳統的‘風/煤’交叉限制和投運方式

　　目前通用的燃料和送風控制中一般都設計有風煤交叉限制邏輯，從而實現升負荷時先加風后加燃料，減負荷時先減燃料后減風。在機組負荷變動中，此種功能往往成為制約機組負荷響應速度的一個因素。由于變負荷時燃料和送風系統往往同時動作，由于風量調節較快，而燃料一般都會滯后于風量，可以使風量快速對應煤量，再用氧量進行適當的修正，如此加快了鍋爐的響應速度。因此取消了傳統的‘風/煤’交叉限制后 。運行曲線如圖4所示。

       
　　                          圖4 取消的‘風/煤’交叉限制后的曲線

　　(3) 氧量和總風量控制邏輯優化方案

　　送風量控制改用串級型比值控制系統，引入鍋爐煙氣含氧量信號，對燃料量與送風量之間比值進行修正。如圖5所示。由于煙氣含氧量代表煙氣中的過剩空氣系數，即保證了總燃料量與總風量之間的最佳比值。最佳煙氣含氧量與鍋爐負荷有關，通常隨鍋爐負荷增加而略有減少，因此，以代表鍋爐實際負荷的蒸汽流量信號D經函數轉換后，作為煙氣最佳含氧量的給定值。根據本鍋爐實際運行情況給出了比較合理的氧量曲線(如圖6)，保障經濟燃燒。

　　由于煙氣含氧量的測量有較大的慣性遲延，因此氧量校正回路的工作頻率通常低于送風量調節回路。當燃燒量依負荷指令改變時，送風量調節器同時按比例改變送風量。以減少動態過程中的風-煤比例失調。

　　
   圖5 氧量、送風調節系統框圖

　　
圖6 鍋爐實際負荷的蒸汽流量信號與氧量的函數關系

　　(4)汽機協助鍋爐以穩定主汽壓力

　　所謂協調控制主要就是指要協調好慣性和遲延都較大的鍋爐和響應快速的汽機之間的控制指令。鍋爐側的大慣性和大遲延主要來自其風煙系統與汽水系統間固有的傳熱特性，此外鍋爐制粉系統的形式(如中儲式就較直吹式的響應要快)和相關自動調節系統的調節品質有較大的影響。

　　一方面在機組變負荷之初希望通過主汽壓力的合理波動來提高機組對負荷指令的響應速度，另一方面希望在機組變負荷過程中和穩定負荷時盡量能夠保證主汽壓力的穩定。為此在爐跟機協調控制方式下，應將主汽壓力的偏差信號引入到機側的負荷拉回回路中，讓汽機幫助鍋爐共同穩定主汽壓力。也就是在機前壓力偏差大于一定值時通過增加和減少機組負荷來使機前壓力偏差減小，穩定主汽壓力。同時取消機組負荷指令作為汽機主控設定值時的慣性環節，使機組的負荷響應速度更快，充分利用汽包鍋爐蓄熱快速響應負荷的變化。

　　(5)增、減閉鎖的功能完善

　　增減閉鎖邏輯優化為：當主汽壓力設定<實際壓力、燃料量設定<實際燃料量且給煤系統處于最小煤量、汽包水位設定<實際水位且給水泵處于最小指令、總風量設定<實際風量且送風機動葉處于最小開度、爐膛負壓<爐膛負壓設定且引風機靜葉處于最小開度、一次風壓設定<實際一次風壓且一次風機動葉處于最小開度，上述任一情況發生時，將閉鎖機組減負荷指令。當一次風壓設定>實際一次風壓且一次風機動葉位置反饋達到最大、總風量設定>實際風量且送風機動葉位置反饋達到最大、爐膛負壓>爐膛負壓設定且引風機靜葉位置反饋達到最大、主汽壓力設定>實際壓力、燃料量設定>實際燃料量且給煤出力已達最大限、汽包水位設定<實際水位且給水泵勺管處于最大位置，上述任一情況發生時，將閉鎖機組增負荷指令。

　　(6)一次調頻邏輯優化方案

　　將一次調頻功率指令直接加到速率限制后的負荷指令上，使一次調頻不受負荷變化率的限制，加快協調部分一次調頻負荷響應速度。負荷指令的微分前饋取自疊加一次調頻功率指令前的負荷指令，且對負荷指令的微分前饋增加上、下限，避免負荷指令的微分前饋影響機組負荷的較大波動。

　　4.2 給水控制邏輯優化方案

　　將主汽流量計算公司進行了修改，現修改為根據上汽廠提供的調節級壓力和主汽流量的對應曲線，直接由調節級壓力經折線函數直接計算主汽流量(如圖7)，保證主汽流量的準確性。給水主調節器增加變參數功能，一臺電泵運行且投自動對應一定的比例帶和積分時間;兩臺電泵運行且投自動對應一定的比例帶和積分時間。

　　
圖7 主汽流量曲線圖

　　4.3 汽溫控制邏輯優化方案

　　目前過熱器減溫控制和再熱器減溫控制都存在積分飽和和調節緩慢的問題。因此首先增加汽溫串級控制的抗積分飽和邏輯。取消二減的飽和溫度限制邏輯，一減飽和溫度限制的過熱度減小，加大減溫水的調節范圍。增加被調溫度的微分先行信號，增加負荷指令、總風量和燃燒器擺角的前饋信號，提高汽溫調節器的調節速度，保證在機組負荷快速變化以及燃料大幅度變化工況下的調節品質。

　　由于再熱汽溫串級控制中的導前溫度取自減溫器后的溫度，減溫水調門開得較大、較快時此處溫度易進入飽和區，不利于再熱汽溫的控制，因此將導前溫度重新選為屏再出口的溫度，并修改相應邏輯。

　　4.4 一次風壓力優化控制方案

　　一次風壓力對于鍋爐的變負荷率有較大的影響，一般其定值為機組負荷的函數。原邏輯一次風壓力定值由總煤量指令給出，且恒為8KPa，影響了負荷的升、降速率，因此做如下修改：一次風壓力定值改為鍋爐主指令的函數如圖8所示，其函數根據設備運行實際情況和運行人員的經驗整定得出;投入協調后一次風壓力調節器的前饋指令上增加負荷指令的微分前饋，其作用是保證負荷增加時提前提高一次風壓力，將磨內煤粉吹入鍋爐，加快鍋爐的響應速度，保證煤粉的輸送和燃燒的穩定。

　　
圖8 一次風壓力定值與鍋爐主指令的函數關系

　　4.5 磨負荷的優化控制方法

　　磨的負荷控制對提高采用直吹式制粉系統的機組的負荷響應速度比較關鍵。磨煤機冷、熱風擋板調節器前饋修改為本磨煤機對應的給煤指令的函數，保證投入自動后，加煤過程中熱風擋板開度同步增加，冷風擋板開度同步減小，提高磨出口風粉溫度和一次風量的調節品質。同時磨一次風量定值中加入給煤指令的微分前饋，保證升負荷加煤時，一次風量先動態超調將磨煤機中蓄粉迅速吹出，以適應負荷變化對爐膛發熱量的需要。但給煤指令的微分前饋也不能太大，否則加負荷時會降低煤粉細度，導致燃燒經濟性下降，降負荷時會引起煤粉管道堵塞，嚴重時跳磨。

　　
圖9 磨調節系統框圖

　　5 閉環控制系統邏輯優化效果

　　5.1定值擾動試驗數據及曲線

　　在進行了模擬量方案優化以后對各個系統進行了定值擾動試驗，從過渡過程曲線上讀出過程變量與設定值的最大動態偏差(正、負方向)，以及相關的穩定時間、衰減率等品質指標都符合模擬量控制系統負荷變動試驗指標。

　　表1 國華錦能公司1#機組定值擾動試驗表

　　
圖10 汽包水位定值擾動曲線

　　5.2 負荷變動試驗數據及曲線

　　在進行了模擬量方案優化以后對各個系統進行了性能測試，從過渡過程曲線上讀出過程變量與設定值的最大動態偏差(正、負方向)，主汽壓力、主汽溫、爐膛負荷、汽包水位等主要參數控制品質完全滿足DL/T 657-2006《火力發電廠模擬量控制系統驗收測試規程》的相關要求，基本達到標準DL/T 657-2006規定的優良指標。

　　表2 模擬量控制系統負荷變動試驗指標

　　注：表中數據取自2007年3月28日300MW-600MW間負荷變動試驗的結果，負荷變化速率為1.5%MCR/min。

　　如圖11、圖12所示，分別是邏輯優化后機組升降負荷時的趨勢曲線。

　　
圖11 升負荷480MW→600MW趨勢

　　
圖12 降負荷601.75MW→475.87MW趨勢

　　6 結束語

　　600MW亞臨界燃煤發電機組正壓直吹式制粉系統工藝中，“給煤、制粉、送粉、燃燒、傳熱、熱交換、形成需要的蒸汽功率”，是個大延遲、動態保持水/燃比及風/燃比快速閉環控制的過程。既考慮負荷響應的快速性，又保證機組運行的穩定性;既要滿足電網需求，又要顧及機組實際可能出力，機爐作為一個整體應用國產DCS系統進行控制，需要在生產實踐中不斷探索，優化控制邏輯，閉環控制品質提高的同時，也標志著自主研發國產DCS在600MW火力發電機組已經成功應用，標志著我國電廠自動化控制技術達到了國際先進水平，對我國自主知識產權DCS系統在大型發電機組上的廣泛應用，具有重要的示范意義和推動作用。

　　其他作者：王進英(1974—)，女，遼寧錦州人，工程師，研究方向為生產過程自動化及儀器儀表。

　　參考文獻：

　　[1] 邊利秀等.熱工控制系統[M]. 北京：中國電力出版社，2001.

　　[2] 張玉鐸等.熱工自動控制系統[M]. 北京：水利電力出版社，1985.

　　[3] 陳來九.熱工過程自動調節原理與應用[M] .北京：水利電力出版社，1982.