超临界机组控制策略比较分析

超临界机组控制策略比较分析

李向华

新疆新能集团有限责任公司乌鲁木齐电力建设调试所，新疆乌鲁木齐830000

目前，国内大型火电机组的控制系统多为国外进口，协调控制方案或按照国外厂家的设计做部分改进，或参照国内同类机组控制方案进行设计，对于直流炉机组由于应用在国内时间较短，在协调控制策略上基本上都沿用了国外DCS厂家的原设计，以下分别分析各家DCS公司的协调控制方案技术特点：

1FOXBORO公司公司控制方案

FOXBORO公司设计了基于BF的CCS和基于TF的CCS两种协调控制方式，其中BF-CCS时机侧同时调功和调压以防止压力偏差过大，并将负荷指令经过惯性环节后才进入汽机功率调节器，以在变负荷初始阶段减缓汽机侧的动作速度，防止由于锅炉的的大惯性而使指控参数出现大幅波动，锅炉侧调压并采用负荷指令和汽机调门等效开度的DEB指令做前馈以加速响应。TF-CCS时锅炉侧调功并引入负荷指令信号作前馈，汽机调压回路引入功率偏差，利用锅炉蓄能，减少功率波动，可称作综合型协调控制。

煤水比控制上首先根据燃料量指令计算对应的设计给水流量，并根据分离器出口温度与设计值偏差判断目前的给水流量计算值是否合适，并相应的增减省煤器入口给水流量指令。控制回路中还同时设计了减温水校正功能，基本思想是：若系统目前的减温水流量高于设计流量，则应适当下调分离器出口温度的设定值，减少给水流量，以使机组工作于效率较高的工况下。

2日立公司控制方案

日立公司的协调控制方案与FOXBORO公司设计的基于BF的CCS较类似，只不过在锅炉指令的前馈处理上未使用DEB信号，而直接采用负荷指令UD经超前滞后处理后引入燃料量、风量、给水回路中补偿锅炉侧的相应滞后，汽机侧功率回路也同样采用主汽压力偏差修正负荷指令的方法防止主汽压力波动过大。

煤水比控制上日立公司采用焓值计算校正功能，这样可避免由于水蒸汽在不同工况下的不同焓——温特性而造成调节偏差，首先根据分离器出口压力计算出当前工况下的过热器入口焓设定初值，该焓值经过当前减温水与设计值的偏差或者分离器温度与当前值的偏差校正后产生过热器入口焓设定终值，该最终设定值与过热器入口实际焓进入焓值校正PID运算得出给水流量附加值，该值加上由锅炉指令经煤水比曲线和惯性延迟后产生的给水流量初始指令而得出最终的省煤器入口流量指令。方案中同时还设计了给水温度校正回路，通过省煤器出口实际焓与当前工况下的设计焓值比较来修正给水流量的设定值，从而可提前一步消除由于高压加热器故障等因素造成的给水温度扰动。

3西门子公司控制方案

西门子公司在超临界机组协调控制上采用汽机侧纯调功，锅炉侧调压并接受由负荷指令和主汽压力指令共同产生的锅炉加速信号做前馈，提前动作燃料量和给水流量来改善锅炉侧的动态相应特性。并通过以下几种手段来避免出现主汽压力的过大偏差：

通过主汽压力偏差限制变负荷速率，防止在压力偏差较大时由于汽机调门的持续动作而使参数更加恶化。

变负荷时机组负荷指令经过几阶惯性环节后再进入汽机功率调节器，适当延缓汽机侧的动作速度以等待锅炉侧响应。

负荷指令经滑压曲线后也经过几阶惯性环节后再进入锅炉压力调节器，这样在变负荷时压力慢上几拍再变，防止同时升/降负荷和压力时锅炉侧负担过重，从而出现参数的较大波动。

煤水比控制上西门子公司设计的方案较为复杂，其基本思想是首先根据当前负荷、压力等物性参数计算出水冷壁的总吸热率，再通过屏过出口温度与设计值偏差（温差控制器）、分离器出口焓与设计值偏差（焓差控制器）的两级校正后计算出过热器入口焓的期望值，最终由下式得出省煤器入口流量指令：

省煤器入口流量指令=水冷壁的总吸热率/（过热器入口焓期望值-省煤器出口焓）

西门子在解决煤水回路相互耦合的问题上引入了焓值解耦的策略，在焓值控制器变动的同时也通过微分信号改变燃料量，这相当于是“锅炉指令变动时燃料量通过惯性环节才计算出给水流量”这一过程的逆运算，目的是为了保持燃料量回路始终比给水流量回路超前一段时间，从而消除焓值控制器变化时由于煤、水调节回路惯性不同所造成的额外扰动。

4控制方案的比较分析及优化

从上述几家DCS公司所设计的超临界机组协调控制方案在国内电厂的实际应用效果来看，均存在着一定的问题。

FOXBORO公司对其设计的协调方案在直流炉上推荐采用TF-CCS方式，在江苏镇江#5、#6机组（600MW）使用后，机组运行较稳定，主汽压力偏差不大，但未能很好的解决锅炉侧调节功率大滞后的问题。变负荷时的响应很慢，AGC测试速率仅为1.2%左右，而且消除静差的能力也较差，负荷指令与实发功率经常有10MW左右的静态偏差而长时间不能消除，同时由于汽机侧调功，在升负荷初期由于机组滑压运行压力定值上升而造成调门反而关闭，功率在升负荷初期是反向调节的，造成其一次调频性能也很难满足要求。

日立公司的控制策略在上海外高桥电厂900MW超临界机组应用后，实际运行中仅能勉强达到1.0%的AGC速率，其原因主要在于锅炉侧仅采用功率指令作为燃料量、给水流量的动态加速信号，抗内扰能力差，不能及时消除由于工况偏移所造成的额外扰动，且该信号仅在变负荷过程中起作用，静态时调节压力完全靠一个锅炉主控的单回路来完成，对于大滞后对象，只有PID参数整定得很慢才能保证其稳定性，但同时就造成被调量的动态偏差较大，而汽机侧采用经压力偏差修正的功率指令，一旦压力出现大偏差则转而校正压力，从而影响了变负荷速率。同时由于汽机侧在牺牲负荷的前提下保证压力又反过来造成锅炉侧不能及时增加燃料量，相当于两个耦合回路相互等待，最终的结果就是实际变负荷率与设定值相差很大。

西门子公司的协调方案采用汽机侧单纯调节功率，锅炉侧调压并接受由负荷指令和主汽压力指令共同产生的锅炉加速信号做前馈。在整体设计上与日立公司的控制策略类似，其应用的锅炉动态加速信号、通过主汽压力偏差限制变负荷速率和主汽压力定值增加惯性环节仅能在变负荷时起到有效作用，锅炉侧本质上还是靠一个单回路在调节压力，一旦发生扰动时主汽压上升，汽机调门将持续关闭以保证功率，将更加恶化锅炉侧的调节。该策略在华润常熟600MW机组上试投用时，由于机组制粉系统采用的是双进双出磨煤机，燃料量无法准确测得，内扰问题严重，结果造成控制系统在静态下即出现不稳定现象。