妈湾发电总厂300MW机组协调控制系统调试

　　摘要：介绍在协凋系统投入的实践中，通过对控制策略所进行修改解决负荷控制响应和压力控制的波动问题，分析燃料、负压、空预器漏风对协调系统投入的影响和相应的实验结果．同时．简要介绍协凋系统的投入过程中所做的基本实验过程和结果。
　　
　　妈湾发电总厂4x300MW机组作为大型燃煤电厂，参加电网自动发电控制（AGC）是势在必行。AGC对单元机组的基本要求就是机炉协调控制系统（CCS）要投入。CCS作为单元级的控制，其基础是子系统运行在自动控制方式。妈湾发电总厂在CCS投入的实践中，大量的评估及改造实验主要都是针对炉侧子系统进行。其中，改善引风机运行工况的实验，解决了负压系统不能投自动的问题；给煤量测量问题的解决在保证燃料系统投入自动的同时也保证了燃料修正的准确性。本文对3、4号机组CCS投人过程中所做的子系统评估及改造结果作厂介绍，对CCS投入后的RD、RB实验结果进行介绍和分析。其中，针对子系统所开展的基础工作具有借鉴意义。
　　
　　1关于控制对象
　　
　　妈湾发电总厂300MW燃煤机组设备由哈尔滨集团制造。锅炉为引进美国CE公司技术生产的HG-1025／18.2-YM6型亚临界中间再热控制循环汽包炉，配6台中速磨直吹式制粉系统，6台轴流风机。汽轮机是引进美国西屋公司技术生产的N300-16．7／537／537双缸双排汽亚临界中间再热凝汽式汽轮机。1、2号机组控制系统是美国BAILEY公司的INFI-90；3、4号机组控制系统是瑞士ABB公司的PROCONTROL-P。
　　
　　1．1静态特性试验
　　
　　在机组不同负荷下（50％-100％）测取主蒸汽压力、有功功率、主蒸汽温度、各喷水阀后汽温、再热汽温、燃料量、送风量、氧量、给水量、蒸汽量、汽轮机调门开度等稳定工况下的过程参数，作为控制系统的静态参数配比、前馈信号的整定等作用。试验应在负荷上升和下降时，每隔30min记录1组参数。
　　
　　1．2动态特性试验
　　
　　在机组带60％、80％、100％额定负荷时，做燃料量和汽轮机调门开度扰动试验，测取主蒸汽压力和机组负荷的动态特性[2、4]，主要确定各通道的延迟t、时间常数T、比例系数K。
　　
　　2对问题子系统的评估和改造
　　
　　2．1燃料子系统
　　
　　锅炉燃料的汁量主要是煤的计量，直接影响锅炉发热量和风量匹配。目前，给煤机的计量准确性和可靠性偏低，对送风机的自动投入有直接影响。要解决这一问题，要求磨煤机检修人员和热工人员，严格执行给煤机的校验程序。磨煤机一次风流量自投产以来，一直存在测量不准的问题，导致磨煤机冷风挡板投自动后，不能长期稳定运行，不能适应磨煤机升降负荷。为解决这个问题，首先，应增加一次风流量测量的准确性，可通过增加测点或重新做风量标定；其次，控制策略要做相应调整，做好静态参数配比和上下限限定工作，使冷热风控制达到一个*的解偶控制。
　　
　　2．2提高负压子系统的可控性
　　
　　从炉膛出口到引风机人口的烟道阻力如果偏离设计值，将影响引风机运行的稳定性，zui终影响到风机出力。几年运行表明，在高负荷工况下，引风机的喘振强迫负压系统切为手动，直接影响协调系统投人。尾部烟道设计参数列于表1。　　为确认烟道阻力的实际状况，设计了如下的阻力测试方案，测量不同工况下烟道各段的阻力。在大、小修前后分别测试，在检修中，对阻力超标的空气预热器环节重点整改，采取高压清洗、加装空气炮确保空气预热器不堵。烟道阻力测点布置及阻力实测值分别示于图1和表2。
　　

　　因大、小修后空气预热器入口至引风机入口段烟道的阻力大幅度下降，解决了系统烟道阻力大、风机压头不足的问题，大大提高了引风机运行的稳定性。试验表明，在280MW以下的负荷，引风机入口风压小于3.0kPa，根据引风机特性曲线，风机工作在稳态区，动调在100％范围内工作正常。
　　
　　2．3空气预热器漏风控制
　　
　　根据公式计算空气预热器的漏风系数：
　　
　　K=（a''-a'）x90％／a'a=21／（21-o2）
　　
　　式中a'，a''分别为空气预热器进、出口过剩空气系数。
　　
　　实验结果表明，各台炉空气预热器漏风系数在18％-2%c之间，比设计值大很多。因此，在机组大、小修中对空气预热器进行双密封改造，使漏风率降到了9％-10％，提高了一次风压，间接提高了磨煤机出力。
　　
　　3CCS控制策略和修改
　　
　　妈湾发电总厂机炉协调方式，以3、4号机组为例，是典型的以汽轮机跟踪为基础的协调控制方式。原设计中，主蒸汽压力控制器的定值是根据目标负荷推算得来，系统试投过程中，压力控制波动偏大，考虑到锅炉蓄热的充分利用，将主蒸汽压力调节器定值改由根据实际负荷推算得来，在滑压负荷范围，负荷指令改变初期，主蒸汽压力控制器不因定值的提高而过早关小进汽调门而影响实际负荷的响应速度，在压力控制的滞后区间内，系统能获得较好的压力控制效果、
　　
　　由于3、4号机组锅炉的燃烧实际特性存在很大延迟，当负荷指令按不大于5MW／min速率变化时，因实际负荷变化滞后，导致负荷控制器的积分饱和，在控制策略上，一方面通过前馈问路加速燃料指令的增加；另一方面通过动态补偿环节消除早期负荷指令变化对负荷控制器的入口影响。在实践中，动态补偿环节设计为根据现场实际配置的1阶和2阶惯性环节的组合；
　　
　　磨煤机跳闸，在负荷高限回路起作用。磨煤机的出力问题是指机组原设计5台磨煤机带额定负荷，126t／h煤量。实际上，磨煤机出力远远达不到此要求，且各台磨煤机的状况不一样。这样，在正常情况下，给煤机的煤量调节反而有可能造成磨煤机堵煤，出力下降。同时，为维持总煤量不变又会使其它磨煤机增加出力，造成恶性循环。磨煤机的出力直接影响锅炉的负荷控制，也是机炉协调方式投入的关键，尤其是煤质不好时，对机炉协调方式是一个严峻考验。针对这一问题，要求控制系统对组态做修改，限制每台给煤机的zui大出力，并且对“限制升负荷”做出修改。CCS修改后的控制方案示于图2。　　4协调系统投入试验
　　
　　4．1控制方式
　　
　　在机组带不同负荷下试投各种控制方式，顺序为汽轮机跟踪、锅炉跟踪、机炉协调，调整控制参数，使控制系统能在稳定负荷下满意地运行。小幅改变负荷和主蒸汽压力定值，观察控制过程曲线，调整控制参数，使控制系统能兼顾稳定负荷和变动负荷；
　　
　　4．2负荷变动试验
　　
　　在70%-100％负荷范围内进行变动负荷试验，实验负荷选定在200~240MW，负荷变化率为6MW／min。同时，负荷大幅度变化时，主给水、主蒸汽温度、再热蒸汽、制粉系统等的控制效果也有所恶化，反复进行调试整定后，能满足机组运行要求。试验结果如图3所示，负荷从241MW变化到191MW，幅度约为50MW．期间，炉膛负压和主蒸汽压力基本保持不变，燃料量随着负荷下降而下降了约16t，整个过程约17min完成，可通过改变调节器参数，使该过程加快，提高负荷跟踪速度。　　4．3RB和RD试验
　　
　　在机组负荷和电网中调允许的情况下，进行50％RB试验和20％RD试验。（1）50％RB试验。机组负荷在100％MCR（300MW），手动打闸1台引风机或送风机，协调系统自动降负荷至50％MCR。（2）20％RD试验。机组负荷在100％MCR（300MW），手动打闸l台磨煤机，协调系统自动降负荷至80％MCR。试验结果如图4所示，主蒸汽压力基本保持不变，燃料系统的自动使其他5台磨煤机的煤量上升，补充手动打闸1台磨煤机造成燃料降低，改变过程在5min内完成，表明系统快速降负荷能力能使主蒸汽压力、汽包水位等主要参数稳定。　　5结沦
　　
　　协调控制系统是完成机组AGC工作的基础，在实施CCS投入过程中，首先要求解决子系统的可控性问题，而这些工作视机组的状况而定，有些项目的改造工作量很大。在CCS投入的实践中，对锅炉尾部烟道阻力特性的改进，有效地降低了烟道阻力，提高了引风机工作的稳定性，保证了炉膛负压自动控制的长期投入。其中，所做的烟道各段阻力的测试结果表明，保持回转式空气预热器清洁不堵灰，是降低烟道阻力的关键。
　　
　　针对3、4号机组CCS原设计，通过改变主蒸汽压力控制器入口压力定值来源，使其跟踪实际负荷对应下的压力要求，有助于在调整负荷初期利用锅炉的有效蓄热能力，取得较好的压力控制效果。对负荷控制器输入信号的动态修正，有助于负荷变化暂态过程中负荷控制器的积分饱和，从而改善系统的调节品质。在CCS投入实践中，负荷扰动实验由200MW到240MW，其控制品质见表3，能满足现场运行要求。磨煤机跳闸扰动实验，机组负荷为245MW，主蒸汽压力为16．5MPa，1台磨煤机跳闸后其余磨煤机承担起跳闸磨的负荷，但每台磨煤机的出力不超过30t／h，CCS自动降低目标负荷。控制品质见表4。