2018-08-02 08:41:06 電力鷹

超超臨界1000MW二次再熱機組水煤比控制及優化

【摘要】針對超超臨界1000MW二次再熱機組水煤比的控制策略,為適應機組參數等級提高帶來機組熱慣性的顯著增加,將機組水煤比的控制策略由單獨的煤跟水控制策略改為動態過程以煤跟水為主,穩態過程以水跟煤為主,2個控制相互交叉,既能夠快速調節中間點溫度,保證機組安全穩定運行,又能夠有效減小主蒸汽壓力控制上的偏差,保證AGC、一次調頻控制滿足電網考核的要求。本文提出的控制策略控制效果較好,為二次再熱機組水煤比控制策略的完善和提高提供了新的思路。

【關鍵詞】二次再熱；水煤比；過熱度；超超臨界；變負荷前饋；熱慣性；煤跟水控制；水跟煤控制；

0、引言

在未來很長一段時間內，我國以燃煤為主的能源結構不會改變。因此，需要不斷提高燃煤發電機組的效率來改善能源緊張的情況及緩解碳排放的壓力。超超臨界二次再熱技術是一個可行的選擇。二次再熱機組中主蒸汽壓力從超超臨界的27MPa提高至35MPa，大約可降低熱耗1.0%；再熱蒸汽溫度從600℃提高至620℃，大約可降低熱耗0.5%；二者共可降低熱耗約1.5%。雖然國外二次再熱技術已經相當成熟，但國內的發展仍面臨一定的困難。特別在控制技術上，由於增加了二次再熱系統，爐內各受熱面熱量的分配更加複雜；隨著機組參數等級的提高，熱慣性明顯增大，並對機組的負荷變化率以及水煤比的控制產生很大的影響；此外，由於國內運行的機組必須滿足“兩個細則”的考核要求，需要機組變負荷率達到1.5%。這些都對機組的控制策略帶來全新的挑戰。

本文基於傳統超（超）臨界機組水煤比控制方式的對比分析，對某超超臨界1000MW二次再熱機組控制策略進行優化，以克服運行參數提高帶來的熱慣性。

1、超（超）臨界機組水煤比控制策略

直流鍋爐控制策略的核心問題是水煤比的控制。水煤比控制輸出量表示機組運行過程給水與燃料量配比的偏離程度。直流鍋爐在水煤比失調時，會對過熱器出口蒸汽溫度產生嚴重影響。如果燃料量與給水流量兩者相差10%，出口蒸汽溫度變化可達100℃左右。因此，水煤比控制直接關係機組運行的安全和穩定，機組協調控制必須採用保持水煤比作為維持出口主蒸汽溫度的主要粗調手段，而採用噴水減溫作為輔助性細調手段。

目前國內超（超）臨界機組水煤比的控制主要有煤跟水控制方式和水跟煤控制方式2種。給水流量和燃料量對水煤比的響應特性不同。給水流量的變化對水煤比的影響比較敏感，可以迅速控制水煤比的變化。燃料量對水煤比的影響比較滯後，往往需要等待一定時間才會引起水煤比的變化。

對於直流鍋爐而言，當鍋爐主控制器確定燃料量後，如果水煤比的控制由給水流量調節，稱為水跟煤控制方式。如果水煤比的控制由燃料量調節，稱為煤跟水控制方式。水跟煤控制方式優點是中間點溫度控制精度高，有利於鍋爐過熱蒸汽溫度和壁溫的控制，缺點是主蒸汽壓力控制效果相對較差。煤跟水控制方式優點是主蒸汽壓力穩定，缺點是中間點溫度控制精度差，不利於鍋爐過熱蒸汽溫度和壁溫控制，尤其在直吹式制粉系統鍋爐中表現較為明顯。

2、1000MW 二次再熱機組水煤比控制難點

1）機組增加了二次再熱系統，使得控制過程非常複雜。過熱、一次再熱、二次再熱間的換熱相互影響，整個系統的動態調節時間加長。再熱蒸汽溫度的調節過程對過熱器的換熱過程產生影響，並影響到過熱度及主蒸汽壓力的控制。

2）鍋爐參數的提高，金屬使用量的增加使機組的熱慣性增加，大幅度的負荷變化需要克服的金屬吸熱或放熱明顯增加，使過熱度、主蒸汽壓力的變化出現大的滯後。

3）汽輪機側增加了超高壓缸，各缸間的做功比出現變化，超高壓缸處於負荷調節狀態，但僅佔汽輪機負荷的20%，使得機組的負荷變化能力受限，經常出現汽輪機調節閥全開的狀態，給負荷控制帶來影響。

4）鍋爐吹灰過程中，各受熱面的換熱發生改變，使熱負荷分配產生變化，特別是水冷壁的吹灰過程對過熱度和主、再熱蒸汽溫度的控制帶來影響。

5）磨煤機啟/停過程不只是入爐燃料量發生了改變，爐內燃燒、溫度場分佈、鍋爐配風的改變，都影響到各受熱面的換熱，以及對過熱度的控制。

3、某1000MW二次再熱機組水煤比控制策略

3.1 機組概況

某超超臨界1000MW 二次再熱機組鍋爐型號為HG-2752/32.97/10.61/3.26-YM1，採用塔式佈置、單爐膛、水平濃淡燃燒器、角式切圓燃燒方式、二次中間再熱。汽輪機由上海汽輪機有限公司設計製造，採用德國西門子公司的技術，汽輪機型號為N1000-31（THA）/600/620/620，為超超臨界、二次中間再熱、單軸、五缸四排汽、雙背壓、十級回熱抽汽、反動凝汽式。機組的分散控制系統採用西屋公司的OVATION，整臺機組構成一體化的控制。

3.2 原水煤比控制策略

隨著機組參數等級的提高以及受熱面的增加，機組的熱慣性明顯加強，在機組負荷改變後，鍋爐的吸熱和放熱過程出現明顯變化，表現在變負荷過程主蒸汽壓力跟隨緩慢，而過熱度變化大。原機組水煤比的控制策略為水跟煤，在負荷變化幅度較大的過程中，鍋爐的熱慣性表現強烈，過熱度反方向變化嚴重，直接導致水煤比的輸出與負荷變化過程相反，即加負荷水煤比輸出減少，減負荷水煤比輸出增加。由於水煤比的反方向變化，導致鍋爐側的主蒸汽壓力無法滿足設定壓力的需求。變負荷過程主蒸汽壓力偏差大，經常出現升負荷過程汽輪機調節閥全開，影響機組的AGC 和一次調頻。機組變負荷過程參數曲線如圖1所示。由圖1可以看出，原控制策略下的機組變負荷過程，隨負荷增加，分離器出口蒸汽溫度快速下降。由於過熱度變化和負荷變化方向相反，造成主蒸汽壓力持續偏低，嚴重影響負荷跟蹤的精度。

3.3 優化後水煤比控制策略

二次再熱機組設計有煙氣再循環，再循環煙氣量的變化對鍋爐水冷壁、省煤器、再熱器、過熱器溫度都有影響，也會對中間點溫度產生明顯影響，這種影響是一次再熱超（超）臨界機組所沒有的。此外，二次再熱機組再熱器、過熱器、省煤器的佈置比一次再熱機組鬆散，其動態特性表現為慣性時間變長、階數加大，使得機組的主蒸汽壓力、溫度等控制難度加大。

基於以上二次再熱機組的特點，沿用以往單一的水跟煤或煤跟水的控制策略，其控制精度難以達到要求。因此，對於二次再熱機組，採用水/煤複合調節的水煤比控制策略，動態過程以煤跟水為主，穩態過程以水跟煤為主。其基本方法是當鍋爐需求確定了燃料量、給水流量後，中間點溫度的差異分別由給水流量、燃料量共同進行調整。該控制方案克服了水跟煤和煤跟水控制策略各自的缺點，發揮各自優勢，這樣當參數整定合適，控制效果較好，能滿足二次再熱機組的控制要求。

機組動態過程的水煤比隨不同的負荷段、不同的負荷變化速率出現較大的比值變化，因此，在水煤比控制上採用煤和水共同控制的策略，同時注意穩態及動態2個過程的分離。即：協調控制上水煤比的動態前饋構造及水煤比的雙向調節，在穩態過程採用給水流量來調節過熱度；動態過程採用煤和水共同調節過熱度，但對給水流量控制進行相應的弱化，煤量控制上比例作用較強而積分作用較弱，並在機組處於穩態過程對水煤比的調節輸出（燃料量）以一定的速率緩慢歸“0”。圖2為機組優化後水煤比控制策略。

圖2中，機組變負荷過程的過熱度偏差同時修正燃料量和給水流量，但對燃料量和給水流量的作用過程相反動態過程以燃料控制過熱度為主，快速克服鍋爐的熱慣性，維持主蒸汽壓力。穩態過程僅以給水流量來控制過熱度，保證機組的安全。給水迴路的水煤比控制採用動態和穩態的變參數控制。燃料控制迴路的上限和下限值，在不同的負荷變化率下存在差異，負荷變化率越大，燃料量的調整範圍越大。為保證燃料的動態調節範圍，在穩態時將調節的輸出緩慢歸“0”，這也使鍋爐輸出指令與機組負荷相平衡，目的是使BTU（煤質淨熱量校正）的調節處於合理位置。

3.4 機組變負荷前饋控制優化

機組的變負荷前饋以燃料量維持主蒸汽壓力，給水前饋保證過熱度的穩定，送風量控制氧量的變化。但由於機組熱慣性較大，為滿足動態過程的調節需求，重新構造機組的變負荷前饋，

其控制邏輯如圖3 所示。

圖3中的控制邏輯針對鍋爐升負荷或降負荷結束時，根據機前主蒸汽壓力偏差的變化來確定以一定的速率緩慢結束變負荷前饋量。主要是由於鍋爐的熱慣性較大，在升負荷過程結束，主蒸汽壓力通常偏低；降負荷結束，主蒸汽壓力通常偏高。為使變負荷結束時的主蒸汽壓力快速收斂，儘可能匹配汽輪機與鍋爐的能量平衡，對不同變化率、不同負荷段（負荷越低熱慣性越大）、不同變負荷量所帶來的熱慣性進行相應的釋放。其中，負荷變化率對應的函數確定了前饋消失的速率；主蒸汽壓力偏差對應的函數確定了進行速率控制的時間。

3.5 機組變負荷過程參數曲線

優化後的控制策略對機組過熱度及主蒸汽壓力的控制改善明顯，其相應調節曲線如圖4 所示。