电力行业燃煤机组热控调节系统运行情况调研与分析展望

1、电力行业燃煤机组热控调节系统运行情况调研与分析展望孙长生 来源：本站原创 点击数：153 更新时间：2012-10-31 23:40:33孙长生1 尹淞2 苏烨1 张鹏1 丁俊宏1（1.浙江省电力试验研究院 浙江杭州 310014；2.中国电力企业联合会科技开发服务中心北京 10038）【摘 要】为促进发电厂热控调节系统品质优化工作经验的沟通和交流，探讨控制系统优化对机组节能降耗的影响,推动控制系统优化工作的健康发展，电力行业热工自动化技术委员会(以下简称技术委员会)组织对电力行业热控调节系统运行情况进行了调研。本文总结了调研情况，介绍了调研到的控制系统优化软件原理和应用情况，探讨了

2、热控调节系统优化对机组节能降耗的影响, 提出了当前电厂过程控制系统应优先做的工作和未来电厂过程控制优化的目标，供从事相关工作的人员参考。【关键字】自动调节系统 调节品质 优化软件 调研为探讨热控调节品质对机组节能降耗的影响,推动热控调节品质优化工作的健康发展，电力行业热工自动化技术委员会在各发电集团和有关电科院的协助下，通过书面函调查、近20家电厂实地调研和举办电力行业热控调节品质优化专题论坛三种形式，对热工自动调节系统品质与辅助服务补偿细则和电厂并网管理细则（以下简称二个细则）考核情况进行了调研，本文就调研情况进行了总结提炼，供同行进行热工控制系统优化、提升调节品质和节能降耗减排工作空间时参

3、考。1热控调节系统运行情况调研1.1. 调节系统存在问题目前电力行业大多数机组的热控调节系统，仍采用传统PID控制，虽然有少数机组应用优化软件对控制系统进行优化，但由于底层设备原因，加上优化软件适应国情应用环境尚不理想，导致控制系统调节品质与机组运行需求存在很大距离，调研中反映的具体问题主要有：1）    煤种变化与煤种质量因素2燃烧的煤种离线测量滞后于燃烧控制需要，在线测量研究刚起步尚未进入实用，由于煤种变化大、混烧现象严重又得不到控制系统的及时响应调整，影响燃烧稳定性而导致主蒸汽和再热蒸汽温度、主蒸汽压力及协调控制品质差，被控参数波动幅度大，使得大部分电厂都得

4、借助运行人员的手动干预才能使参数回归定值；此外煤种质量差不但引起控制品质变差，还易引起出力下降或炉膛燃不稳而导致熄火，如某机组有时候需要六台磨煤机同时运行才能带足机组负荷且炉膛结焦现象加重，塌焦又引起炉膛压力保护动作，对锅炉的安全和经济运行造成较大影响。2）    控制策略不适应控制需求调研中的一些机组，控制参数波动频繁，历史记录中的扰动过程主要参数变化记录收集于表1。从表中可见控制参数偏离控制值过大，其原因除煤种变化外、主要是控制策略不适应控制的需求、表1 扰动过程中主要参数变化记录机组容量与AGC试验速率过程负荷目标值（MW）实际负荷偏差（MW）主汽压偏差值（

5、MPa）主汽温（）再热汽温（）某660MW超超临界，速率1.0%Pe/min扰动前稳态值4800.134降负荷最大值480-6000.7/-0.65/-189/-21某700MW超超临界，1. %Pe/min扰动前稳态值5603/00.84降负荷最大值560-500+27/-16+1.3/-1.8+5.6/-26升负荷最大值520/620+9/-45+0.75/-1.8+5/-28某1000MW超超临界，速率1.5%Pe/min扰动前稳态值90110/-60.6/-0.45.5/-6.15/-6降负荷最大值901/7503/-120.55/-0.823/-12+5/-15升负荷最大值650/9

6、720.75/-0.853/-26+5/-12某630MW超临界，速率0.5%Pe/min扰动前稳态值5000.3602升负荷最大值5605007.6/-80.75/-0.5+10/-5(中间点温度)某600MW超临界，速率1.5%Pe/min扰动前稳态值5400升负荷最大值5405801.3/-1.43）    控制参数测量一、二次风量测量不准、灰堵，影响燃烧和磨煤机自动调节效果；启停磨煤机过程中的煤量预测计算不理想对协调控制系统产生较大扰动，汽包水位测量偏差大影响水位自动调节品质；转速测量精度低影响一次调频控制效果。部分测点的设计安装位置不能保证测量的准确性（

7、如某汽机转速测量的安装位置不合理，使得转速测量不稳定，一次调频考核达不到指标），或不便于检修维护，造成参数异常时得不到及时处理，影响了控制系统的正常运行。4）      设备选型、设计缺陷设备选型或设计不合理，造成自动系统投入困难，如除氧器上水阀在自动调节过程中造成管道振动大，凝泵变频由于电机的原因在转速低时振动大，调节区域小，母管压力偏高或偏低，影响了机组的经济性运行。执行机构老化故障率高，控制精度低，导致响应动作缓慢；部分调节阀门内漏大、档板线性和稳定性差，调节特性和来回变差不满足控制系统调节要求。5）   &

8、#160;  调整维护不及时调研中发现，调整维护不及时是导致控制系统品质不满足规程指标要求的原因之一，如某机组历史曲线显示，控制参数动静态品质都不理想。但通过交流了解到，该地区考核相对较宽松，电科院服务中没有机组检修后进行控制系统调整试验的项目，而厂热工专业在这方面又比较薄弱，所以基建投产和检修后，很少进行控制系统规范性试验和参数调整优化工作。而有的电厂，控制系统的试验与调整维护又全部依赖于当地电科院，电厂人员很少根据品质变化进行调整。6）    调度信号机组性能试验表明，当机组负荷低于80%额定负荷时，高压缸效率明显下降，引起机组热耗率明显上升（见图1

9、）。目前电力调度所直调机组负荷，且一些地区的机组负荷率低，降低了机组效率。同时一些地区调度与电厂之间的数据传输中存在失真、滞后、数据堵塞和偏差等情况，造成AGC调节和考核结果不理想；此外负荷的频繁调度、AGC信号波动过于频繁，幅度过大，不但降低了控制系统的工作稳定性，还将对锅炉主设备的长期运行寿命带来不利影响。7）    一次调频负荷响应一次调频负荷响应幅度不够，如某电厂#3、#4机组一次调频试验，在转速差±11r/min时响应的最大负荷与转速差±9r/min时响应的最大负荷基本相同，大约在±45MW左右，最大响应负荷不能满足两个细则

10、的±60MW的要求。由于测量误差、电网低频振荡等原因使机组转速和频率不能精确一致导致使DEH和协调系统在小范围内不能同步调频，调节阀门特性曲线使得局部变化率在某些负荷点偏离规定值，都影响了调频效果。以上问题，一部分通过设备的改造和换型可以解决，但是锅炉混煤掺烧的稳定性和安全性一直是困扰电厂运行的一个难点；PID控制对大机组的大迟延、大惯性、时变的复杂被控对象无法实现有效的控制，控制目标仅限于缩小底层被控变量与其设定值的偏差，无法实现的锅炉效率、污染物排放等高层目标的控制。1.2. 控制系统优化软件应用情况随着锅炉、汽机本体节能降耗减排能力被挖掘的空间减小，大机组运行工况的多变性增加，

11、过程生产领域对控制系统要求的不断提高，加上电厂控制系统的复杂性和强耦合性特征，使得传统的控制方法已难以满足火电厂热力流程对系统稳定性和性能最优化方面的要求，煤种多变引起燃烧不稳带来协调系统等重要参数超标（尤其是汽温超标）已成为制约机组负荷变化响应能力和安全稳定运行的主要障碍之一3，二个细则考核指标达不到要求又对机组的经济性构成直接影响。因此电厂将节能降耗减排的注意力开始转向控制系统的优化，由此基于现代控制理论的一些控制系统优化软件在火电厂过程控制领域中开始应用逐步增多，如基于过程模型并在线动态求解优化问题的模型预测控制（简称MPC）法、让自动装置模拟人工操作的经验和规律来实现复杂被控对象自动控

12、制的模糊控制法、利用熟练操作员手动成功操作的经验数据，在常规的串级PID调节系统的基础上建立基于神经网络技术的前馈控制作用等。这些优化软件，在提高机组控制系统的控制效果和调节品质（尤其是汽温控制）过程中都发挥了一定的作用，表2是某机组应用国产优化软件,优化前后试验数据记录曲线见图1，数据表明优化取得较好效果。表2 某机组优化前后试验数据记录机组容量与AGC试验速率1000MW超超临界 过程扰动前稳态值降负荷最大值升负荷最大值允许值  实际值允许值优化前负荷目标值（MW）901 901750650972/负荷指令变化率（%Pe/min）/11/负荷偏差（%

13、Pe）+1/-0.6±1.5+2/-1.2 ±3主汽压偏差值（MPa）+0.6/-0.4±0.3+0.55/-0.82+0.75/-0.85±0.5主汽温（）+5.5/-6.1±3+3/-12+3/-26±8再热汽温（）+5/-6±4+5/-15+5/-12±10优化后负荷目标值（MW）930 930830800900 负荷指令变化率（%Pe/min）/215 实际负荷变化率（%Pe/min）/1814 负荷响应纯延迟时间（s）/502090负荷偏差（%Pe）

14、77;0.3±1.5+0.9/-0.1+0.4/-1.9±3主汽压偏差值（MPa）±0.15±0.3+0.5/-0.4+0.5/-0.6±0.5主汽温（）±2±3+2/-5+2/-3.86±8再热汽温（）+2/-4±4+6/-16+6/-18.8±10注：表中再热汽温超出指标值，试验时减温水调门已关死，再热挡板已开至最大，运行反映煤质很差。  图2某机组汽温优化前、后试验曲线记录但有些优化软件，刚调试完成时能取得较好的明显效果（某机组的负荷变化率甚至能达到4%Pe/min）。

15、因其自适应能力差，随着运行环境的变化，（如煤种变化、机组检修后或长时间运行机组特性发生改变后），每过一段时间需要修正建模和参数调整才能适应机组运行要求。由于多数优化软件研发单位或供应商追求的是最大化的利润空间，软件优化成本和后期维护费用高，控制系统优化投运后，进一步完善与维护未能及时跟上，使得运行一段时间以后控制系统优化后取得的控制品质效果开始逐渐下降，其中也有少数优化软件最后被撤出运行而搁置。此外有些软件不适应目前实施的二个细则考核要求，黑匣子无法进行检修维护和修改。因此在电厂微利或亏损经营的当前局面，控制系统优化时的投入与优化后的产出效果不明显，长期运行效益和安全效果还有待观察，大多数电厂

16、对开展控制系统优化工作持观望态度。1.3. 调研情况小结综合电厂调研收资情况和分析研究，归总以下几点看法：1）    由于有的区域网对两个细则的考核力度大，因此网内的电厂机组的变负荷速率设定都很快；机组的调节速率加快后，压力和汽温的波动范围很大，运行手动干预较多，一定程度上牺牲了机组的经济性指标。由于热力设备在适应二个细则考核的潜在能力上是有限的，因此需要负荷调度单位在实施二个细则考核的同时，展开提高AGC调节信号稳定性和实施全厂负荷分配系统的研究，以更好地兼顾电网和机组的安全、稳定和经济运行。2） 有些电厂设计了凝结水节流调节控制投入使用后，对机组的节

17、能有一定的效果，但是对凝结水管道，两个除氧器上水调节门、凝泵变频等要求比较高，由于主汽调门处于全开位置，因此对AGC情况下的调节速率和各种动态指标有一定的影响，以本次调研的某厂为例，负荷动态偏差最大达到50MW。有的电厂在开展加负荷初期进行抽汽节流，对提升AGC响应速度有一定效果。3）  在调研的1000MW机组电厂中，大部分机组都未上专用优化软件，而多数电厂的热控调节系统品质都还不是很理想，尤其是主汽温度和AGC、一次调频的调节，需要优化提高，各集团应投入一定的资金。4） 热控调节系统尚存在诸多缺陷，特别是手脚和测量的可靠性方面，影响了热工基本调节性能的发挥。因此提高热工

18、调节系统品质，首先需要从基础工作做起，基建机组不应仅从价格考虑选用廉价产品，在关键的测量和执行设备上应选用经运行证明是可靠的产品。运行机组在测量和执行设备等基础设备改造上应投入必要的资金，否则提高热控系统调节品质的优化工作将会徒劳无果。5） 调研中，各电厂普遍反映缺少热工专业人才，尤其是缺少自动专业人才，因此重视热工专业从才的培养，举办一些重点内容放在实际应用上的培训班。2热控系统优化工作未来展望4提高控制系统的调节范围和品质指标，是火电厂热控系统控制技术研究的长期方向。2.1. 当前电厂过程控制系统应优先考虑做好的工作虽然控制系统优化在节能降耗上大有空间，但由于当前火电企业在高煤价

19、的影响下踏步于微利与亏损经营间，加上软件的优化能力还未被完全认可，大多数电厂尚不愿意在控制系统优化上注入资金，因此热控专业当前应优先做好控制系统的基础工作，逐步完善过程控制参数的检测手段、梳理和整顿各控制回路执行机构和阀门挡板的特性、整理和完善当前DCS中各控制系统回路，提高基础控制水平，如通过确定合理滑压参数运行区域的阀门开度和方式，优化主汽压力与高压调节汽门开度；在保证安全性和调节品质的前提下尽量提高磨煤机出口温度；在安全允许条件下提高汽温参数运行的同时，减少减温水量；优化凝泵、引风机等变频控制策略（或引风机汽泵控制策略）和回热系统水位调节系统等，来拓展调节系统在节能降耗中空间。2.2.

20、开展全厂负荷分配系统研究目前机组的AGC及负荷指令均为单机方式。由于电网负荷变化频繁，使投入AGC的机组始终处于相应的变负荷状态，锅炉的蒸汽压力和温度波动幅度大，辅机、阀门、挡板等设备动作频繁，这种方式对机组和设备的寿命都会产生一定的负面影响。随着发电成本的提高，发电企业需从各个角度地考虑如何切实降低电厂运行成本，延长机组的使用寿命。因此进行AGC调节稳定性和全厂负荷分配系统的研究，将是控制系统优化优先考虑的工作。2.3. 新测量技术和控制算法在控制系统优化中应用新测量技术的发展，使得飞灰含碳量的准确测量，为实时计算锅炉效率提供了可能；光纤测量技术的开发与应用，将消除或减少外界干扰对控制系统可

21、靠性的影响，降低机组的非停运次数。煤种实时在线的监测和辨识技术的逐步成熟，自适应技术和算法日趋完善，建模技术的不断完善、建模精度大幅度提高后，开始实现非线性模型的建立（以往大都是采用线性模型近似地描述非线性被控对象模型）；这将提高控制系统优化软件的适应能力和效果，扩大应用范围； 2.4. APS技术应用APS是机组级顺序控制系统的代名词，由于设备自身的可控性和可用率不满足自动化要求，加上一些工艺和技术上还存在问题，目前燃煤机组实施APS系统的还不多见。但由于APS系统的实质是电厂运行规程的程序化，其优势在于可以减轻运行人员的工作强度，避免人为操作中的各种不稳定因素，缩短机组启停时间。作为提高生

22、产效率和机组整体自动化水平，增强在电力企业的市场竞争能力行之有效的手段，将会成为未来机组控制发展的方向之一，引导设计、控制系统厂商和电厂人员更多地去深入研究，设计和完善功能，并付绪实施。2.5. 未来电厂过程控制优化的目标和前景面对国家法律对环保日益严格要求和高煤价的双重影响及发电企业处于微得或亏损运行的状态, 通过控制系统优化去发掘电厂节能空间将被提上日程，未来电厂过程控制优化，将逐步引入先进控制技术和方案，超越控制系统以被控变量的较小偏差作为控制目标，代至以机组的安全、效率、排放等作为控制目标，围绕“节能增效，可持续发展”这个主题展开，如此同时，通过制订控制系统优化技术条件和在线验收量化标

23、准，规范优化项目的实施目标，如： 1）通过提高控制系统可靠性技术措施研究实施与故障诊断与预测功能的完善，降低大机组非计划停运次数至0.5/台以下。2）降低机组煤耗，使供电煤耗接近或达到国外机组水平；3）提高机组效率，在目前的控制水平下，分别降低15%的NOX排放和飞灰含碳量；4）提高主蒸汽温度设定值2-3运行，或者控制主汽温度动态偏差±3；5）实现机组全程自动控制，通过优化AGC调度指令，实现以发电厂为单位的全厂负荷分配。 在节能减排形势的重压下，安全、经济效益方面取得明显效果、通用性强、安装调试方便的优化控制专用软件（尤其是燃烧和蒸汽温度优化、性能分析软件），将会在电厂受到亲睐而得

24、到进一步发展与应用。3结束语认清热控调节系统存在的问题，从节能降耗减排、降低机组非计划停运次数的角度来分析总结热控专业的工作，正确定位热控专业在电厂及热控调节系统优化在节能降耗减排工作中的作用，在做好热控调节系统的基础工作的基础上，推广应用先进的优化控制软件，使热工的自动调节系统在满足机组节能减排降耗运行中发挥作用。The Operation Research of Thermal Control Regulation System for Power plant in Electric Power IndustrySUN Chang-sheng1，YIN Song2，SU Ye1，ZHANG

25、 Peng1，DING Jun-hong1(1.Zhejiang Electric Power Test and Research Institute, Hangzhou 310014, China;2.Scientific and Technical Service Center, China Electricity Council, Beijing 10038, China)Abstract: The Thermal Automation Technology Committee of Electric Power Industry starts one research on opera

26、tional aspect of Thermal Control and Regulation System in the industry on three purposes: the 1st one is that experiences on improving the quality of Thermal Control Regulation System for Electric Power could be better communicated and exchanged ,the 2nd is to study how the control system Optimization would effect the units energy consumption, the 3rd is to sustain the healthy development of optimization of control system. This paper summarizes the results of the research, de