林建勇
福建大唐国际宁德发电有限责任公司 福建省宁德市 355006
摘要：由于我国新能源发电的迅猛发展及煤电产能的过剩，当新能源在电网中的比例逐渐扩大时，对调峰电源的需求也逐渐升高，煤电机组在未来持续低负荷运行或者深度调峰将成为常态。大型发电机组深度调峰势在必行。大多数火电机组当初大多是作为带基本负荷机组设计的，不适应深度调峰运行的要求。如果参与调峰运行，由于频繁启动及大范围负荷变动，机组要经常承受大幅度的温度变化，使转子、汽缸等厚壁部件产生交变热应力，导致机组厚壁部件的低周疲劳损伤。在这种工况下，机组寿命损耗增加较多，燃料损耗也增加很多，这些都直接影响着机组运行的安全性和经济性。
关键词：深度调峰；协调优化；AGC
中图分类号：TM621 文献标识码：B
1关于深度调峰下AGC协调优化解决的主要方面
1.1燃烧稳定性
在锅炉的燃烧工况大大低于设计最低稳定负荷运行情况下，会导致炉膛的温度急剧下降，进而对煤粉的着火造成不利影响，比如，火焰的稳定性不足，容易出现熄火和炉膛灭火等问题，埋下诸多的安全隐患。
1.2环保设备安全性
当燃煤机组处于低负荷运行状态时，环保设备中的 SCR 脱硝系统开始出现问题，导致这一问题出现的主要原因在于入口处的烟气温度不足，进而不能达到催化剂发生反应的温度需要，这一问题会造成氮氧化物的排放不达标[1]。同时，在低负荷运行的状态下，会出现大量没有充分燃烧的煤炭，影响催化剂的作用，缩短催化剂的使用寿命。此外，处于低负荷下的烟气温度不足，SCR 脱硝系统的氨气会和硫氧化物反应生成硫酸氢铵，这种黏性的化学物质也容易造成催化剂孔隙的堵塞，影响催化剂反应能力。
1.3辅机设备安全性
在燃煤发电机组中，如果长期处于低负荷的状态，可能会导致给水泵和风机偏离标准工况，对辅机系统的做功造成不利影响，比如，出现风机的失速、跳闸等问题。目前，解决这一问题主要是采取变频运行的方法[2]。
1.4 AGC协调性能
由于锅炉侧多项基础自动和机组协调控制系统控制性能不佳，对机组的AGC性能造成明显影响，同时由于一次调频和AGC控制存现相互影响的问题；尤其是在深度调峰时，低负荷机组稳定性欠佳，严重影响锅炉稳燃和机组安全性。
1.5主汽压力的波动
稳定负荷时，主汽压力存在明显的振荡，波动幅度达（1.0-2.0）MPa；变负荷时，主汽压力动态偏差经常达到3.0MPa左右，整个协调系统控制系统稳定性极差。
2原因分析
（1） 660MW超超临界机组的AGC协调及汽温控制策略一般采用DCS厂商提供的组态逻辑，采用了“前馈+PID反馈”的调节方案，随着机组工况和煤种的变化，机组被控对象非线性和时变性的特征越来越明显，过程的滞后和惯性时间也变得越来越长，在这种情况下，基于常规PID的控制方案，已很难对机组进行有效的控制，使机组的负荷调节性能差，汽温、主汽压力及NOx等关键参数的波动非常大，整个系统不稳定，严重影响着机组的安全、稳定及经济运行。
（2）较多重要的基础自动设计不合理或控制性能不佳，如氧量控制无法长期有效投入；一次风机控制系统无法在动态调节过程中提供合理的风煤配比；磨煤机风量测点有反向变化现象（风门开大风量反而变小），造成磨风量自动调节振荡明显。这些因素都加剧了机组控制性能的恶化。
3深度调峰下AGC协调优化方案
（一）采用预测控制技术作为机组闭环控制的核心环节
优化控制系统在整体控制结构上仍采用前馈+反馈的控制模式，但与常规DCS控制策略不同的是在其在反馈控制部分应用了目前国际上最前沿的解决大滞后对象控制问题的预测控制技术，取代了原有的PID控制。采用这种技术能够提前预测被调量（如主汽压力、汽温等参数）的未来变化趋势，而后根据被调量的未来变化量进行控制，有效提前调节过程，从而大幅提高了机组AGC控制系统的闭环稳定性和抗扰动能力。
（二）对机组运行特性参数进行全工况实时校正
常规DCS的控制回路，其控制参数一经整定结束就不会改变，对于日后机组工况的变化无能为力；优化控制系统采用竞争型的神经网络学习算法来实时校正机组运行中与控制系统密切相关的各种特性参数（包括燃料热值、汽耗率、机组滑压曲线、中间点温度设定曲线、制粉系统惯性时间等），并根据这些特性参数实时修正AGC控制系统的前馈和反馈回路中的各项控制参数，使得整个系统始终处于在线学习的状态，控制性能不断向最优目标逼近。
（三）对AGC运行模式进行了特别优化
常规DCS控制方案对于机组运行在CCS方式还是AGC是不加区分的，优化控制系统中包含AGC运行模式下的特别优化模块：采用智能预测算法，一方面根据机组当前AGC指令、实发功率、电网频率等参数实时预测“调度EMS系统AGC指令”在未来时刻的变化趋势；另一方面根据机组的燃料量、风量、给水流量等参数实时预测表征锅炉做功能力的“锅炉热功率信号”在未来时刻的变化值，并依据这两者间的匹配程度来修正锅炉指令的变化量。实际应用表明，增加AGC模式特别优化模块后，可在保证AGC负荷响应的基础上使机组燃料量、风量、给水流量、减温水流量的波动幅度减小60%以上，对于延长锅炉管材寿命，减少爆管极为有利。
（四）用大滞后控制技术对再热汽温控制系统进行优化
优化控制系统先将自适应SMITH控制技术、状态变量控制技术及相位补偿技术融于一体，对再热汽温被控对象的大滞后特性进行动态补偿，有效减小补偿后再热汽温广义被控对象的滞后和惯性，而后以广义预测控制器作为反馈调节器、以模糊控制作为控制系统的智能前馈，所构成的新型再热汽温控制系统。通过对多种大滞后控制策略的有效组合，成功地实现了以烟气档板调节为主、事故喷水调节为辅的再热汽温自动控制，有效减少了再热汽温的喷水流量，取得了明显的经济效益。
（五）采用多目标控制技术
火电机组大部分的控制回路要兼顾多项控制需求，而普遍控制策略仅设计单一的主控制目标。当主控制目标与副控制目标出现冲突时，需要频繁的人工干预，控制性能和运行经济性均受损（例：过热汽温调节，当出现局部壁温超温时，需要运行人员人工改变汽温设定值来干预，如果频繁壁温超温，通常会解除自动，将减温水门开很大）。
（六）采用独立的硬件平台，调试效率、安全性和升级能力明显提升
优化控制系统在具体实现上选用Siemens S7系列PLC为硬件平台，通过MODBUS通讯方式作为一个扩展DPU融入到DCS系统中。DCS原有控制逻辑完全保留，仅增加少量切换逻辑，运行人员可以方便地在DCS系统和优化控制系统间进行无扰切换。对于该扩展部分控制逻辑的调试、修改不影响机组的正常运行，极大地提高了优化控制系统的调试效率和机组运行的安全性，也为今后新技术的进一步升级打下了良好的基础。
结语
针对机组AGC及许多基础自动控制品质较差，汽温、汽压及NOx等关键参数的波动非常大的现状，采用如预测控制、神经网络、智能前馈等先进控制技术对机组AGC协调及汽温系统进行优化控制，有效改善控制系统的性能。在此基础上，进一步研究机组的深度调峰控制技术，将机组的最低负荷在AGC协调控制方式下直接调整到30%Pe,确保机组的安全、稳定及经济运行。
参考文献
[1]李连军.分析耐火材料对热工设备节能环保的作用[J].决策探索(中)，2019(07)：89-90.
[2]季可申，刘晓萌.浅谈火电厂烟气脱硫热工设备常见故障的分析逻辑[J].电力与能源，2019，40(03)：360-362.