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摘要：针对330 MW亚临界直接空冷燃煤火力发电机组安全稳定运行和电网公司两个细则的要求，综合提升设备性能，改进控制策略，利用锅炉蓄热、管道蓄热和凝结水节流技术优化AGC综合调节性能指标。结果表明，设备性能优化的措施包括减少低温过热器受热面积和改造空预器。控制策略的优化措施包括创造并应用增强型导前温度，二次风门改为随动控制，优化氧量自动校正，优化一次风压力定值形成回路。协调控制性能的优劣关键在于利用好锅炉的蓄热，提出锅炉蓄热变速率利用技术，最大程度地减少燃料侧的扰动。提出供热管道蓄热利用技术，利用供热抽汽调节蝶阀开度和供热热网管道的热惯性，迅速提高机组发电功率。采用凝结水节流调负荷控制技术可解决由于锅炉燃烧严重滞后导致的主汽压力过度欠压或超调。
关键词：燃煤火力发电机组；AGC综合调节性能指标；两个细则；锅炉蓄热变速率利用；凝结水节流调节
1引言
蒙西电网的两个细则参照华北电网文件《华北区域发电厂并网运行管理实施细则（试行）》规定执行[1-3]。电网公司两个细则对火电AGC跟随调节性能指标的要求和考核日趋严格，有必要针对影响燃煤火力发电机组AGC控制性能的设备缺陷和逻辑缺陷进行诊断分析，提出改进措施，提升负荷响应速率和AGC跟随调节品质[3-5]。
本文针对330 MW亚临界直接空冷燃煤火力发电机组安全稳定运行和电网公司两个细则的要求，提升设备性能，改进控制策略，利用锅炉蓄热、管道蓄热和凝结水节流技术优化AGC综合性能指标。本文的分析有助于了解火电机组蓄能、调峰调频能力和协调控制系统的控制规律，深度优化AGC各项性能指标，以满足两个细则的考核要求，同时获得电网公司AGC奖励。
2设备性能优化
以国电东胜热电公司的2台330 MW亚临界直接空冷燃煤火力发电机组为例进行分析。为了提高负荷响应速率，设备性能优化的措施包括：
（1）减少低温过热器受热面。机组的一、二次风比例大幅偏离设计值，在保证制粉出力的条件下，应减小一次风率，降低火焰中心。由于当前制粉系统干燥出力不足，导致一次风风率偏高，因此需提高制粉系统干燥出力。减小低过受热面，以提高空预器入口烟温和空预器出口一次风温，增加制粉系统干燥出力，降低一二次风比例。
（2）改造空预器。当前空预器出口一次风温偏低。当燃用经济煤种的时候，实际煤种的水分比设计煤种的水分大40%，一次风温远不能满足制粉系统干燥出力的需求。实际运行时磨煤机出口温度只能维持在55℃左右，严重影响了制粉系统的出力。
通过减少低过受热面积，改造空预器，能有效改善空预器的换热能力，提高空预器出口的一次风风温；改善制粉系统干燥出力，降低一次风率，进而降低火焰中心，提高燃烧效率。由于燃烧效率提高，锅炉热负荷响应速率增加，主汽压力的调节速度提高，进而优化了AGC负荷响应速率的K1指标。另一方面，也缓解了锅炉屏式过热器存在的较严重的结焦结渣问题，提高了机组运行的安全性，同时优化了AGC综合调节性能指标中的负荷响应速率K1和响应时间K3指标。
3控制策略优化
控制策略的优化措施包括：
（1）创造并应用“增强型导前温度”。结合锅炉再热器受热面、管道自身测点分布特点，巧妙利用减温器后温度和屏再集箱蒸汽温度，在原有常规串级控制策略的基础上，应用了“增强型导前温度”，极大提高了再热汽减温水自动控制的投用率。
（2）利用燃烧调整配风试验数据将燃烧二次风门的闭环控制改为随动控制。原先控制二次风差压的燃烧二次风门，闭环控制效果不佳，实际运行中几乎都是人为操作。改为随动控之后，简化了控制器结构，有效降低了运行人员劳动强度。
（3）修正煤量-二次风量函数曲线、增加风量至送风机动叶前馈和优化氧量自动校正。优化后，氧量自动校正可正常投用，减少变负荷过程中的操作量，同时保障了锅炉燃烧经济性。
（4）优化一次风压力定值形成回路。将压力跟随机组负荷调节，改为压力跟随磨组最大单机给煤量调节，增加了动态变负荷前馈。
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4锅炉蓄热变速率利用技术
锅炉的蓄热量为储存在工质和金属受热面中的热量总和。协调控制的主要任务是使机组在汽机调门前蒸汽压力偏差不超过合理范围的前提下，尽快适应负荷的变化要求，同时应使被调节变量变化平稳，不致过分超调。协调控制性能的优劣关键在于利用好锅炉的蓄热。
当外界负荷指令变化时，暂时利用锅炉的蓄热能力，可以改善功率的响应特性。但同时也使汽压动态偏差增加，蓄热利用过度还可能造成锅炉灭火。因此在负荷变过程中既要充分利用锅炉蓄热，快速响应负荷的变化，又要相应地限制利用的幅度，稳定汽压。锅炉蓄热的合理利用可最大程度地减少燃料侧的扰动。
提出“锅炉蓄热变速率利用”，即在变负荷初期快速提高变负荷速率，中、后期再将变负荷速率适当放缓。在不透支锅炉蓄热的提前条件下，充分、有效地利用锅炉蓄热以获取更好的响应时间K3指标。幅度不大的变负荷工况下，还可获取更好的变负荷速率K1指标，而精度指标K2几乎不会受到影响，从而整体提升了AGC性能。
5供热管道蓄热利用技术
提出供热管道蓄热利用技术，即当机组发电负荷指令增加时，可先关小供热抽汽调节蝶阀开度，将原本用于供热的蒸汽引入汽轮机低压缸内做功，迅速提高机组发电功率。然后，机组在协调控制系统作用下，依靠增加燃料量使机组总功率缓慢增加后，再逐渐开大供热抽汽调节蝶阀开度，恢复供热热源的稳定。由于供热热网管道具有非常大的热惯性，这一过程导致的供热热源不稳定不会反映到用户端。
根据变负荷幅度和主汽压力偏差折算供热蝶阀开度。当机组发生增负荷工况，供热参与调负荷动作条件满足时，蝶阀关至折算好的节流开度，动作结束后蝶阀再恢复至动作前开度。同时，设置供热蝶阀参与调负荷控制方式的投切按钮，前期只考虑增负荷时的节流供热工况。
6凝结水节流技术
负荷需求变化时，例如加负荷时，汽机调门快速开大，首先利用锅炉蓄热快速响应负荷，同时锅炉燃烧率增加，及时补充机组蓄能，维持机组能量与负荷需求之间的新平衡。但机组锅炉燃烧严重滞后，汽机调门的大幅快速变化将造成主汽压力过度欠压或超调，从而影响机组的稳定性和安全性。
采用凝结水节流调负荷控制技术可解决这一问题。当负荷指令有大幅变化且主汽压力出现较大偏差时，在凝结水正常调节流量的基础上，叠加或减去一个与负荷偏差和变负荷速率相关的流量偏量，减少或增加大负荷变化过程中进入低加的抽汽量。从而改变进入汽轮机的蒸汽量，迅速改变机组负荷，降低主汽压力波动范围。
7结论
针对330 MW亚临界直接空冷燃煤火力发电机组安全稳定运行和电网公司两个细则的要求，提升设备性能，改进控制策略，利用锅炉蓄热、管道蓄热和凝结水节流技术优化AGC综合调节性能指标。结果表明：
（1）设备性能优化的措施包括减少低温过热器受热面积和改造空预器。
（2）控制策略的优化措施包括创造并应用增强型导前温度，利用燃烧调整配风试验数据将燃烧二次风门的闭环控制改为随动控制，修正煤量-二次风量函数曲线、增加风量至送风机动叶前馈和优化氧量自动校正，优化一次风压力定值形成回路。
（3）协调控制性能的优劣关键在于利用好锅炉的蓄热，提出锅炉蓄热变速率利用技术，最大程度地减少燃料侧的扰动。
（4）提出供热管道蓄热利用技术，利用供热抽汽调节蝶阀开度和供热热网管道的热惯性，迅速提高机组发电功率。
（5）采用凝结水节流调负荷控制技术可解决由于锅炉燃烧严重滞后导致的主汽压力过度欠压或超调。
参考文献
[1]庞冬冬, 胡伟, 贺延枫, 姚俊彦, 焦玉明, 赵俊杰. 330 MW亚临界汽轮机高压调节阀流量特性研究[J]. 电力设备, 2017, (25): 354-355.
[2]兰俊生, 马俊峰, 张二祥, 李孟周, 周得福, 赵俊杰. 汽轮机在部分进汽模式下的顺序阀控制研究[J]. 电力设备, 2017, (26): 423-424.
[3]胡伟, 胡剑刚, 任海峰, 李洪山, 雷俊容, 赵俊杰. 负荷对汽轮机高压调节阀的动作控制影响分析[J]. 电力设备, 2017, (25): 56-57.
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论文作者:张毅龙,姚俊彦,任晓敏,王齐,赵俊杰
论文发表刊物:《防护工程》2017年第29期
论文发表时间:2018/2/8
标签：蓄热论文; 负荷论文; 锅炉论文; 机组论文; 凝结水论文; 速率论文; 制粉论文; 《防护工程》2017年第29期论文;