超临界火力发电机组在配煤掺烧过程中的CCS运行参数优化

超临界火力发电机组在配煤掺烧过程中的CCS运行参数优化

王鸿斌

（国电福州发电有限公司福建福清350309）

摘要：在配煤掺烧过程中，进入炉膛煤量与机组相应的应发负荷发生较大偏差时，将会使得各辅机的出力偏离设计而大幅增加，进而导致CCS负荷控制特性发生变化。在机组动态参数不变的情况下，必然影响机组自动控制的品质。

关键词：配煤掺烧；CCS协调控制；锅炉主控；汽机主控

引言

近年来，国电福州发电有限公司为综合煤价与电价直接的最优经济运行方式大力开展配煤掺烧工作。在配煤掺烧过程中，进入炉膛的煤质不断发生变化。由于煤质和煤量是作为机组在CCS协调控制中一项非常重要的参数，煤质发生变化将直接导致进入锅炉的煤量发生变化。因配煤掺烧后锅炉燃烧的煤质较机组的设计煤种存在较大的偏差，所以当进入炉膛煤量与机组相应的应发负荷发生较大偏差时，将会使得各辅机的出力偏离设计而大幅增加，进而导致CCS负荷控制特性发生变化。在机组动态参数不变的情况下，必然影响机组自动控制的品质及AGC参数。

1.机组情况介绍

国电福州发电有限公司江阴电厂1号机组为600MW燃煤汽轮发电机组，锅炉为超临界参数变压直流炉。机组重要辅机包括6台HP型中速辊式磨煤机、2台动叶可调轴流式送风机、2台静叶可调式引风机、2台动叶可调轴流式一次风机、两台汽动给水泵和一台30%容量的电动调速给水泵（电泵作启动及备用）等。

DCS控制系统采用西屋控制有限公司的Symphony集散控制系统，实现功能包括DAS、FSSS、SCS、ECS、MCS（含CCS、RB、AGC等）。

2.优化前参数情况

机组现在所使用的燃煤煤种与原设计存在较大的偏差，原设计煤种在600MW满负荷情况下需要230t/h，现在所使用的低热值煤种对应的满负荷需要260t/h甚至更高，已经远超出煤质校正系统（BTU）的校正范围。另外，原参数设置中为了减小过热度在负荷变化过程中的波动，对给水流量指令设置了三阶惯性滞后，且滞后时间较长。这也导致在负荷变化过程中给水响应速率偏慢，也在一定程度上影响了CCS的负荷调节速率。

3.优化思路及方向

以机组燃烧煤量的变化作为基础参数，改变机组对于煤、水直接的参数，使得机组的运行参数以运行参数变化的方式尽量接近于机组的设计工况。同时对于给水速率进行进一步优化调整。

机组的优化目标是使机组在参数优化后能够适应当前配煤掺烧的工况下，满足省网对于机组AGC的响应要求，即《两个细则》。

4.协调控制系统的参数调整

4.1煤质校正控制站BTU的参数调整

在机组进行配煤参数后，煤质热值下降，相对应机组满负荷时所需的总燃料量增大。根据修改后，每个负荷区间对应的燃料总量将改变，并改变相应负荷区间内的控制方式。

4.2给水控制的参数调整

配煤掺烧后，由于煤量提高，所需的给水量将增大，而锅炉主控中，给水量经过主指令前的给水三阶惯性滞后控制后，响应速度达不到相应煤量的给水要求。因此需要对三阶给水滞后的时间参数进行调整。

4.3锅炉主控指令的参数调整

由于调整了煤、水的控制参数即煤水比参数，锅炉主控指令关于汽机功率的PID参数需要重新设定，已使得在AGC运行时负荷的变化趋势的超调量、响应速度、动态偏差、静态偏差等都在合理的区间。

5.参数优化措施

5.1对燃料控制站中总燃料量的参数进行调整

按照现行配煤参烧后的机组满负荷总煤量的平均值，作为机组燃料比例系数调整后的总煤量，即将机组满负荷时的总燃料量由230t/h更改未260t/h，使得煤质校正控制站能够在正常的范围内工作。

机组满负荷情况下对应的燃料量为机组额定总燃料量的75%，所以可以得到调整的比例系数为：

5.2对给水控制的三阶惯性控制的滞后参数进行调整

在过热度变化的运行范围内为使调整后的三阶给水滞后及给水流量控制参数后，机组给水量对负荷变化后的响应速度提高，更符合相应煤量的给水要求。根据自动控制原理的三阶惯性控制时间参数的参考，对给水三阶惯性滞后控制的时间参数进行调整：

第一阶给水滞后时间参数：由60改至35；

第二阶给水滞后时间参数：由60改至10；

第三阶给水滞后时间参数：由60改至10；

且修改给水流量控制PID参数：S5（K）增益系数0.38改为0.42；

逻辑参数优化见下图：

5.3调整锅炉主控中关于负荷响应速度有关的参数

将机组的负荷指令对锅炉主控的前馈作用由原来的80%加强到95%，以达到机组在当前工况下快速响应负荷指令的要求。通过以下几个参数调整来实现负荷的快速响应：

增加锅炉主控中汽机功率分量的作用，调整其PID参数；

a）增加锅炉主控的前馈FF中负荷指令分量的前馈作用，调整其比例系数和限幅；

b）适当减弱锅炉主控中的CCS指令分量，防止负荷响应过快而超调引起主参数波动；

逻辑参数优化见下图：

6.优化后进行扰动试验

根据《华东区域发电厂并网运行管理实施细则（试行）》的要求，直流炉机组的要求AGC响应速率为1.5%的额定有功功率，即需要大于9MW/min，火电机组的AGC响应时间应小于1分钟。调节精度要求是在负荷稳定后，实际功率与设定点指令之差的绝对值进行积分，即为该时段的调节偏差量。

（当A<0.8时）

式中，Q1AGC为日平均调节精度系数小于0.8时，AGC调节精度考核电量；Q2AGC为目标出力和实际出力偏差考核电量；A为日平均调节精度系数；t考核为2小时；为AGC考核系数，其数值为1；为机组额定容量（兆瓦）；P实际为机组实际出力，P目标为机组目标出力，T为机组AGC每日投运时间。其中：

试验开始前，福州公司#1机组处于CCS协调控制模式，燃烧煤种为日常配煤掺烧煤种，各辅机均处于协调控制状态。

在机组负荷稳定在550MW后，12：31：56，CCS指令以10MW/min的速率从550MW下降至450MW附近。此时机组的实际负荷550MW，经过35s时间后负荷开始响应；12：43：00，机组负荷指令下降至450MW，此时实际负荷下降至459MW。机组实际降负荷速率为9.2MW/min，降负荷过程中过热度变化10℃左右，最高升至23℃。

在机组负荷调整在450MW并稳定后，13：32：26，CCS负荷指令以10MW/min速率从450MW上升至550MW附近。此时机组实际负荷451MW，经过35s左右负荷开始响应；13：43：31机组负荷指令上升至550MW，此时实际负荷上升至543MW。机组实际升负荷速率为9.2MW/min，升负荷过程中过热度变化在7℃左右，最低降至9℃。

7.参数优化后试验结论

CCS协调控制的参数在重新调整后，机组响应负荷速度得到提高，1号机组AGC性能试验过程中机组具有较好的负荷响应性能，基本可以满足中调EMS系统对机组AGC控制的要求，机组在AGC控制方式下运行稳定，各模拟量控制子系统，自动调节效果良好。在近年来福建省网进行的各类AGC测试和试验中，福州公司#1机组的升负荷实际速率均能够达到大于9MW/min，降负荷实际速率能够达到大于9MW/min，参数优化调整使得公司在满足《两个细则》的前提下保持经济运行，连续多年获得省网的电量奖励。

参考文献：

[1]华东区域并网发电厂辅助服务管理实施细则；

[2]华东区域发电厂并网运行管理实施细则；

[3]AGC的基本原理及应用。

作者简介：王鸿斌（1990.4-）男，福建龙岩人，大学本科，助理工程师，研究方向：自动控制。2013年毕业于东北电力大学测控技术与仪器专业，2013年7月进入国电福州发电有限公司工作，现任热控维修员。主要负责专业涉网控制、自动控制系统、汽轮机维护等。