(大唐信阳华豫发电有限责任公司 河南信阳 464000)
摘要：现阶段，社会发展迅速，我国的各行各业的发展也有了改善。目前国内超超临界高参数机组持续低负荷运行，甚至低至50％以下，再加上新能源产业的不断壮大，不稳定的风电、太阳能逐渐改变了目前供电网的格局，对深度调峰、调频和机组协调控制提出了挑战。传统的协调控制方式是炉跟机或机跟炉等基本协调方式，包括机组滑压控制、锅炉主控、汽机主控，最广泛常规的控制方法是PID控制，但经常不能适应变工况过程中的对象特性的变化，同时满足机组安全经济运行的需求。在超临界机组控制研究中，涌现了很多改进方法，在基础协调控制的方式上，采用预测控制或神经网络等方法；或在原有PID基础上优化PID适应系统变化能力的方法等。在协调控制的实际问题中，仍存在很多困难，如预测控制等先进算法复杂度高、计算量大、难以获得精确的数学模型。同时由于协调系统本身具有输入输出的多约束、非线性、大滞后的特点，影响了机组经济高效安全运行，所以对协调控制方案和控制方法提出了更多的挑战。
关键词：超临界大容量火电机组；深度调峰；燃煤锅炉；影响
引言
超临界机组是一个庞大且复杂的系统，具有强耦合、非线性、多变量的特点，这些特性使得传统的控制策略很难达到理想的控制效果。因此，很多先进控制算法开始被引入到超临界火电机组的控制中。然而，大多数先进控制算法对模型的精确度有着较高的要求，模型的好坏直接影响到控制效果。近些年，先进控制算法应用在机组部分环节，如脱硝、脱硫等，在模型准确的情况下，取得了较好的控制效果。
1超超临界机组协调控制对象分析
超超临界机组协调控制对象具有强耦合性、非线性以及总体蓄热量较少的特点。超超临界机组与亚临界机组的最大不同是没有汽包储能元件，无汽包带来的差异使得汽水流程一次性通过，两相区和单相区之间无固定分界点，工质从给水到省煤器再到过热蒸汽被划分为加热段、蒸发段和过热段，汽水过程受给煤、给水等扰动，这意味着其蒸发量（功率）与给水量和燃料量都有关。在控制上由于燃料量和给水量变化会引起负荷、汽压和汽温同步变化，互相牵制。同时由于缺少汽包导致蒸发区容积变小，整体的蓄热能力降低，所以在变负荷时主汽压力等参数相较于汽包炉变的更加敏感，给控制系统增加一定困难。因此在设计协调控制系统时要充分考虑到超超临界机组协调控制对象的特性，需要进行总体优化。经过分析认为具体的原因主要有以下3点：（1）负荷速率设定偏低锅炉的动态特性相对较慢，DCS系统中为防止在负荷短时内变化较大时主蒸汽压力与设定值偏差较大，将变负荷速率设置得较低，导致锅炉侧的动态反应与汽轮机侧相比更慢，这是造成机组AGC测试速率不合格的主要原因，给电厂AGC相关的考核造成经济损失。（2）锅炉主控PID参数设置不合理锅炉主控根据主汽压力偏差计算PID输出，作用于燃料主控，同时通过煤水比计算机组的给水流量。但目前PID参数固定，导致机组在不同负荷段时PID调节速率不匹配。DCS系统为保证机组运行安全，PID参数设置相对保守，在中高负荷段时PID调节速度较慢，导致燃料量和给水量的变化不能及时跟上负荷变化，导致主汽压力和中间点温度等参数在变负荷时波动较大。（3）滑压速率偏低实验中发现，机组汽轮机高压调门处于全开状态时，即机组负荷由机组当前的压力决定，而原有滑压速率是在机组变负荷速率设定为9．5MW／min下设计的，这就导致机组滑压速率达不到现有变负荷速率要求，从而导致机组AGC上限考核不达标。
2对安全性的影响
2.1锅炉燃烧稳定性
使用燃煤锅炉进行发电时，很多发电厂将燃煤锅炉的最小稳定燃烧负荷控制在燃烧锅炉额定负荷的50%左右。
然而深度调峰要求机组燃烧负荷一般情况下在40%BMCR时燃烧工况，甚至要求有部分电厂能够达到30%BMCR时的燃烧工况。因此，火电机组在进行深度调峰时，燃煤锅炉将会出现最低运行负荷比电厂最小稳定燃烧负荷还要低的情况，这样燃煤锅炉内的煤粉量进一步减少，炉内的平均温度进一步降低，着火不稳定，燃烧火焰稳定性降低，可能导致燃烧过程很容易出现灭火的情况。当然，燃煤锅炉在运行过程当中，其稳定性与多方面因素有关，例如锅炉的形状、燃煤的品种、磨煤机的运行质量与性能等等。由此可见，要更好地保障燃煤锅炉的燃烧稳定性，就需从多方面入手，例如，燃煤发电厂可以引进一些先进的、稳定性高的，新型低负荷燃烧器运用到燃煤锅炉中，同时还合理科学的调整燃煤锅炉运行中风量配比等等。
2.2氧化皮加剧生成和剥落
超临界大容量火电机组在进行深度调峰时，不仅对燃煤锅炉燃烧运行安全会有很大的影响，还会严重影响到电厂当中汽水系统的运行安全。在深度调峰的过程当中，电厂燃烧锅炉当中的一些设备的管路容易生成氧化皮，随着时间的推移这些氧化皮会逐渐脱落。为了使这一现象得到更好地改善，从而使燃煤锅炉运行更为安全，可以从以下几方面入手：第一，在燃煤锅炉运行过程当中，为了进一步避免受热面的温度超温现象，可以将其燃烧火焰的中心位置尽可能的调低一些，在进行深度调峰的时，尽可能保持主再热蒸汽温度的稳定，防止蒸汽温度的大幅波动量影响氧化皮的产生及脱落。第二，在进行深度调峰的时候，要对燃烧锅炉水温变化进行严格的控制，避免其波动太大。第三，为了避免燃煤锅炉在吹灰过程中对锅炉受热面结焦大面积掉焦导致壁温超限，应对燃烧煤种进行合理安排，确保煤种灰熔点在一定范围之内，另外要对锅炉的吹灰进行合理的安排，确保锅炉受热面的温度可控是避免氧化皮产生及脱落的有效手段。
2.3对除尘与脱硝的影响
在进行深度调峰的时候，燃煤锅炉很长时间都会处于低负荷状态下，这时排放的烟气就会降低，而随着烟气的温度降低，其除尘器的除尘效率反而会增加，但是如果烟气的温度过低，很有可能导致除尘器出现故障。为了避免这种情况发生，可以采取一些有效的措施：一方面，可以适当提高燃烧锅炉中烟气的温度；另一方面，可以对燃煤锅炉当中的一些设备进行升级改造，以此来提升烟道进口处烟气的温度。另外，脱硝系统在烟气温度低时，会使脱硝反应区催化器失效，甚至会由于化学反应产生粘性物质，导致催化器堵塞，最终影响风烟系统阻力，所以在低负荷运行时，一定要适当提高烟气温度，确保脱硝系统安全。燃煤锅炉在处于低负荷运行时，由于有很大一部分燃煤并没有完全燃烧，这样一来在燃烧时会产生更多的硫化类物质，另外在低负荷投油稳燃时，可能会有脱硫浆液中毒的情况出现，严重影响到脱硫系统，因此应对脱硫浆液和脱硫石膏的分析过程加以重视。在这一环节，可以采取相应的措施，例如，对燃烧锅炉进行燃烧条件，最大程度确保无油燃烧过程的稳定性等等。
结语
在进行深度调峰时，火电发电厂的燃煤锅炉处于低负荷运行状态，超临界大容量发电机组在进行相应的深度调峰时，应对火电发电厂整体系统进行综合的考虑，尤其要考虑到对燃煤锅炉的影响，然后根据实际情况，采取科学的、合理的措施，提升机组的运行安全与运行效率，使其能够满足深度调峰的需求。
参考文献:
[1]陈鸿伟，刘聪，朱志.超临界直流锅炉机组高加解列事故分析与探讨[J].能源研究与管理，2015（01）∶37-38.
[2]殷立宝，余乐溪，谢高，等.600MW超临界机组CCS工况下高加跳闸机理分析与处理方法[J].中国电力，2008（11）∶55-57.
[3]古钦培.高加解列对锅炉主汽温扰动的分析及调整对策[J].中国特种设备安全，2012（05）∶20-21.