（青岛华丰伟业电力科技工程有限公司山东青岛266100）
摘要：通过对350MW超临界机组协调控制策略的分析和优化，实现变负荷速率为（3%Pe/min）、变动量为（25%Pe）的大范围变动试验，为类似工程现场应用提供借鉴。
关键词：超临界、燃煤直流锅炉；空冷；CCS；负荷变动
一、前言
本机组为350MW超临界、空冷机组，包括1台燃煤锅炉、1台汽轮发电机组和所有必须的辅机设备及电厂BOP。
锅炉采用哈尔滨锅炉厂超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉、单炉膛、一次中间再热、切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、前煤仓布置、露天布置、全钢悬吊结构π型锅炉。锅炉配备5台配动态分离器的中速磨煤机，一次风机采用离心式，送风机和引风机采用动叶可调轴流风机，脱硫系统采用脱硫除尘一体化工艺。汽轮机采用东方汽轮机厂超临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、空冷凝汽式汽轮机，本工程设容量为60%BMCR两级串联液动旁路，给水系统设置3台50%容量的电动调速给水泵，凝结水系统设三台50%容量的立式、定速凝结水泵。发电机采用哈尔滨发电机厂双极凸极转子同步发电机，采取闭式循环冷却系统，定子铁芯和转子采用氢冷，励磁绕组及其接线端子采用水冷，集电环采用空冷。
DCS控制系统采用北京ABB贝利控制公司开发的S+DIN控制系统，硬件、软件系统由北京ABB贝利控制公司提供。
二、协调控制策略
本机组协调控制系统采用以锅炉跟随为基础的协调控制方式（CC-BF），有利于机组负荷响应。
协调控制策略：负荷控制中心把AGC的目标值或者手动设定的目标值经过负荷高低限，负荷闭锁控制、负荷迫升迫降、负荷速率限制、一次调频模块计算，形成目标负荷N0。
锅炉侧控制回路主要包括锅炉主控（主汽压力控制）、燃料控制、给水控制、氧量控制、风量控制、一次风压力控制、过热汽温控制、再热汽温控制等。
锅炉侧控制回路是根据目标负荷变化来控制的，是随动控制系统。
锅炉主控制（主汽压力控制）：主汽压力控制可以是定压控制，也可以是滑压控制；对于超临界直流锅炉滑压运行，经济效益最高。本机组采用滑压曲线函数F(x)4将目标负荷N0变为滑压方式下主汽压力设定值pT，经过两个一阶惯性环节形成主汽压力控制值。为提高压力变化的响应能力，设计了主汽压力偏差的实际微分环节，来提高主汽压力的稳定性。
燃料控制：接受锅炉主控的控制指令、机组负荷静态对应的煤量指令和目标负荷N0微分前馈指令（dN0/dt）.
给水控制：给水控制的原则是煤水比控制粗调，分离器出口温度或分离器出口蒸汽焓值进行校正细调，目标负荷N0微分前馈指令为动态调整过程补偿环节；本机组的给水量指令是由锅炉主控指令和机组负荷静态对应的煤量指令通过煤水比函数，变为给水流量，经过两个一阶惯性环节，变为给水流量指令中的煤水比函数部分；分离器出口温度过热度控制输出指令为给水流量指令中的校正部分；目标负荷N0微分前馈指令（dN0/dt1）经过两个一阶惯性环节变为给水流量指令中的动态部分。
风量控制：目标负荷N0通过F(x)2形成目标负荷下对应的风量和氧量控制校正值形成风量控制指令；
氧量控制：通过F(x)3形成目标负荷下对应的氧量控制设定值与实际氧量经PID控制运算得到氧量控制校正值。
一次风压力控制：通过F(x)1形成目标负荷下对应的一次风压力控制设定值与实际一次风压力经一次风压力PID控制运算得到一次风机动叶指令。
汽机主控：目标负荷N0经三个一阶惯性环节运算与实际负荷进行PID运算得到汽机总阀位指令。
三、调试过程中遇到的问题
1）在CCS投入过程中，主蒸汽压力波动大。
2）在负荷变动过程中，动态响应慢。
3）锅炉热量转换存在大滞后。
4）加负荷过程中，锅炉存在超温现象。
5）大范围变负荷过程中（变动负荷25%TMCR，变化率3%TMCR），能量变化满足不了机组要求。负荷大范围变动时，前阶段实际负荷和主汽压力满足要求，五分钟后，实际负荷和主汽压力跟不上设定值的变化。
6）变化速率不同时需要的前馈量不同。
四、问题分析及解决方案
解决调节系统中的问题，首先要明确控制对象的特性，下面分别介绍直流锅炉和汽机的特性。
直流锅炉的特性：由于直流锅炉没有汽包，给水从受热面一端进入，在给水泵压头的作用下，从另一端排出，在流动过程中，吸收热量，给水变成蒸汽。在这一过程中，加热、蒸发、过热三个热交换过程顺序发生。被加热的工质即给水一次通过受热面，全部蒸发完毕。它有如下特点：
a、加热区、蒸发区和过热区之间无固定的分界线，任何一种扰动都会使假想的分界线前移或后移，导致主要被调参数变化。例如，当燃料量增加时，蒸发区和过热区的界限向前移动，而当给水量增加时，蒸发区和过热区的界限向后移动。这些变化都会使分离器出口的蒸汽热焓、蒸发量、汽压、汽温变化。因此直流锅炉是一个复杂的相互关联的多变量的控制对象。
b、直流锅炉没有汽包，采用小管径受热面。锅炉水容积小，因此畜热能力低，在受外部扰动时，自行保持负荷及参数的能力差，对扰动很敏感，这样就对自动调节系统提出了更高的要求。但是，由于直流锅炉依靠给水泵进行强制循环，允许的压力变化速度大，锅炉变更负荷时，蒸汽参数能迅速跟上变工况的需要，这是对调节有利的一面。
c、直流锅炉运行中，稳态时必须保证下列条件的成立，动态时，工况也在下列条件允许的一定范围之内变化。给水量和蒸汽量比值一定。由于在给水泵和直流锅炉蒸汽出口侧之间无类似汽包的缓冲装置，给水量和蒸汽量比值的任何偏差都会产生很大的主汽压力扰动。给水量和燃料量比值一定。在稳态时，给水量和燃料量的比例必须保持一定，比值的任何偏离都会使汽温发生变化。例如，当给水量不变而燃烧率增加时，由于蒸发所需的热量不变，加热和蒸发受热面缩短而过热受热面增加，所增加的燃料全部用于蒸汽过热，使汽温急剧上升。因此，直流炉调节汽温的手段主要是保持燃烧率和给水量之比恒定（即分离器出口蒸汽过热度一定）。
f、保证过热器减温水门在一定的可调范围之内，当给水流量与燃料流量比例失调时，会引起汽温的剧烈变化，从而引起减温水流量的剧烈变化。由于直流炉中蒸汽量等于给水量与喷水量之和，反而会扩大燃料量与给水量的失调程度。因此要把分离器出口蒸汽过热度控制作为校正值加到给水中，保证水煤比值的恒定作为汽温调节的粗调手段，而喷水调节只是作为汽温调节的细调手段。
汽机的特性：无论功率调节还是主汽压力调节，响应速度快。对于协调控制系统来说，汽机总阀位控制就相当于一个调节阀的控制，只是在DEH中添加了阀门变化速率限制、OPC、阀位与指令偏差大切手动等保护手段。汽机按滑压曲线运行，总阀位大致在90%以上，顺序阀控制时，#1、#2高压调阀全开，#3、#4高压调阀参与控制，节流损失小，经济效益高。
调试过程遇到的问题，大部分是由机炉配合不当引起的。例如，在CCS投入过程中，主蒸汽压力波动大。锅炉热量转换存在大滞后。大范围变负荷过程中（变动负荷25%TMCR，变化率3%TMCR），能
量变化满足不了机组要求。负荷大范围变动时，前阶段实际负荷和主汽压力满足要求，五分钟后，实际负荷和主汽压力跟不上设定值的变化。以上问题主要是锅炉负荷响应比较慢，汽机负荷响应比较快引起的。
主蒸汽压力波动大存在三种情况：1.动态时，变负荷初期，当锅炉侧增加煤、风、水的同时汽机主控PID通过开调门来增加负荷，直流锅炉蓄热量少，调门开度增大只能短时间维持负荷增加，很快调门就全开，主汽压力偏差大切手动，需要牺牲机组负荷的响应能力，来达到机炉协调的目的，于是在锅炉主控前主汽压力设定值增加两个一阶惯性环节，等到锅炉热负荷真正加入到系统中去，使主汽压力设定值和锅炉热量一起增加，压力偏差减少；另外汽机主控负荷设定值前增加三个一阶惯性环节，充分利用锅炉蓄热，但不至于造成主汽压力偏差大切手动；这样，主蒸汽压力偏差不会太大，汽机调门不会过开。2.稳态时，在目标负荷N0不变时，主汽压力波动大主要由系统本身的内部扰动引起的，这是由直流锅炉的特性决定的。影响最大的是给水流量波动，该项目在投入CCS过程中，给水流量波动大，造成主汽压力波动大，造成燃料波动大，造成调节系统震荡；通过给水控制系统分析，过热度调节当满足机组负荷变化速率大时，不满足机组负荷稳定时的调节，过热度调节作用太强，造成给水流量变化大是主汽压力变化大的原因，通过过热度变参数控制解决问题（即当负荷不变时，过热度控制比例积分作用弱，变负荷时，过热度控制比例积分作用强）。3.在高负荷变化速率，大范围变负荷时，滑压变化速率也应相应增加，使锅炉主控调节始终和目标负荷的变动方向一致（即增负荷时，锅炉主控指令是增大或者不变，绝对不能减小。减负荷时，锅炉主控指令是减小或者不变，绝对不能增大）。
在负荷变动过程中，动态响应慢。加负荷过程中，锅炉存在超温现象。变化速率不同时需要的前馈量不同。以上问题主要由锅炉特性引起的。满足变负荷要求，锅炉必须快速的改变热负荷，即改变燃料量、风量、给水流量。另外需要锅炉安全运行，即不超温不超压。本机组采用燃料量和给水流量前馈信号分开添加，给水流量的前馈信号dN0/dt1与燃料量前馈信号dN0/dt的比值比正常的水煤比小，弥补锅炉蓄热部分的能量，两个一阶惯性环节（lag8和lag9）的时间比正常给水的两个一阶性环节（lag6和lag7）的时间短，目的是提前加水，防止锅炉超温。给水流量的前馈信号dN0/dt1与燃料量前馈信号dN0/dt是满足负荷响应的动态补偿部分，变负荷的参数好坏取决于此。大范围变负荷，后劲不足主要取决于微分补偿时间的长短，升负荷后期主汽压力和机组负荷跟不上设定值变化时，可以把微分补偿时间设置长一点，设定值达到目标负荷时微分补偿缓慢变为零。在不同机组负荷变化率下动态前馈量要求不同，可以通过增加动态前馈量高低限制来实现不同机组负荷变化率下的不同要求。
五、试验验证
在负荷变动试验验证考核过程中实际按照负荷变动速率3.14%Pe/min（11MW/min）、变动量27.8%Pe（97.4MW）进行了升降负荷各5次的试验，升降负荷实际变化速率都大于10.5MW/min。在负荷变动过程中主蒸汽压力最大动态偏差±0.8MPa；主汽温度在540℃-567℃之间变化，温度最大动态偏差±15℃，再热温度在545℃-575℃之间变化，温度最大动态偏差±15℃，炉膛压力最大动态偏差±150Pa。图2为负荷变动速率3.14%Pe/min（11MW/min）、变动量27.8%Pe升负荷曲线。试验表明本机组采用优化后的CCS控制策略，高质量的完成快速大幅度的机组负荷变动试验，存在的不足是无法避免主汽温度和再热汽温度的最大动态偏差，稳态偏差符合技术要求。
荷变动速率3.14%Pe/min（11MW/min）、变动量27.8%Pe升负荷曲线。
【作者简介】孔繁林，青岛华丰伟业电力科技工程有限公司，职务：热控所副所长；
赵仰昆，青岛华丰伟业电力科技工程有限公司，职务：热控调试专工。