CN105511420A - 火力发电机组的自动控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种火力发电机组的自动控制方法，提供实现火电机组APS全过程、全范围自启停的并行管理策略及“闭环全程随时自动”设计方案，该方法包括：在当前MCS子回路需要投入且具备投入自动条件时，APS系统通过APS步序指令自动投入MCS子回路；在当前MCS子回路需要投入但不具备投入自动条件时，APS系统进行APS置位开度或通过保护超驰条件进行强制开度；每一MCS子回路中的闭环设定值根据当前火力发电机组的状态由APS系统自动置位。本发明目的在于提供一种实现火力发电机组APS全过程、全范围自启停的并行控制，缩短控制周期、减小工况变化对控制过程的影响，为使机组一键启动获得更好控制品质提供技术前提。

Description

火力发电机组的自动控制方法

技术领域

本发明涉及一种火力发电机组热工过程控制技术领域，特别涉及一种基于并行的火力发电机组APS(机组自启停控制系统)管理策略以及APS与MCS(模拟量控制系统)全程接口设计方案的火力发电机组的控制方法。

背景技术

APS系统实现从机组启动准备到带满负荷的全程自动控制和从满负荷减到零直至机组完全停止的全过程自动控制。APS系统执行过程讲究调节过程以及系统过程稳定，这对参数及状态控制极其重要。任何控制回路参数不稳定都对APS系统的控制产生影响，在增加调节时间的同时也延长了APS系统执行的时间，甚至影响APS系统后继动作的开展。

在火力发电机组中，维持系统参数稳定的MCS是机组控制的重要组成部分，常规的MCS调节设计有手/自动两种工作方式，对应自动调节和人工手动操作两种控制状态。手动转入自动必须人工投切，这就决定了MCS自动方式一定要在设备和工艺系统运行且参数正常后才能投入。而APS要求模拟量控制系统全过程投运及非人工投切，这是常规的MCS系统无法实现的。因此，必须对常规MCS进行优化设计，增加APS投切及干预MCS的控制接口，使MCS与APS无缝结合，共同完成机组自动启停控制。

另外，MCS调节在低负荷阶段和机组启停阶段，目前的控制回路大都处在手动状态，需人为调整，MCS的品质考验只体现在锅炉稳定燃烧或机组稳定阶段。对于机组启停阶段，由于系统多变、热力设备频繁启动，自然对控制参数产生较大的影响。所以，要实现APS，不但要解决机组稳定工况下的调节性能，还要实现在启停工况下过程参数的持续稳定，把握合理的投切时机，提供准确的控制要求，从而达到理想的控制效果。

对于单元机组APS控制来说，一些主要控制系统，如全程给水控制、燃烧控制系统、主蒸汽压力控制系统等，是需要重点解决的控制回路，如何控制好这些系统是需要丰富的MCS设计和调试经验。

发明内容

本发明要解决的技术问题是为了克服现有技术中在低负荷阶段和机组启停阶段调节控制回路是通过人为调节完成的，而无法实现MCS自动调节控制回路，进而导致MCS无法与APS无缝结合的缺陷，提供一种火力发电机组的自动控制方法。

本发明是通过下述技术方案来解决上述技术问题的：

本发明提供一种火力发电机组的自动控制方法，其特点在于，该火力发电机组包括APS系统和MCS系统，MCS系统包括多个MCS子回路，该自动控制方法包括：

在当前MCS子回路需要投入且具备投入自动条件时，该APS系统通过APS步序指令自动投入该MCS子回路，例如投风烟子组程控时由APS系统投入引风机自动；

在当前MCS子回路需要投入但不具备投入自动条件时，该APS系统进行APS置位开度或通过保护超驰条件进行强制开度，例如磨煤机启动自组中实现吹扫功能时投入冷风调整门自动，由APS系统自动置位开度30％左右对应磨煤机的最低吹扫风量；

每一MCS子回路中的闭环设定值根据当前火力发电机组的状态由APS系统自动置位。

较佳地，给水全程控制包括三个阶段：机组停运阶段、湿态低负荷运行阶段和直流阶段；

机组停运阶段：该APS系统控制给水泵的出水经过高加水侧进入省煤器，流过水冷壁后进入启动分离器，当该分离器中的水质不合格或该分离器水位过高时，通过两个高水位控制阀将该分离器中的水排入大气式扩容器中；

湿态低负荷运行阶段：该水冷壁出水进入该分离器进行汽水分离，蒸汽进入过热器加热为过热蒸汽，而水则通过疏水管道分两路引到除氧器和大气式扩容器；

在机组停运阶段和湿态低负荷运行阶段，汽泵转速控制压差保证给水母管压力，给水旁路阀控制给水流量保证锅炉启动和低负荷时所需的最小流量，该分离器的储水箱水位由三个水位调阀控制，其中除氧器管路上的一个调阀控制储水箱中的正常水位、其他两个调阀用于调节储水箱中的高水位；

直流阶段：给水一次性流过加热段、蒸发段和过热段，当给水流量及燃烧量发生变化时，三段受热面的吸热比率将发生变化，锅炉出口温度以及蒸汽流量和压力都将发生变化。

较佳地，燃料全程控制中，该APS系统控制在首台制粉系统投入后立即投入燃料主控自动，并生成整套的燃料主控指令，包括升温升压前初始燃料量、加煤至热态冲洗压力、升温升压至冲转、转干和常规CCS(协调控制系统)燃料指令。

较佳地，风烟全程控制中，单侧风机投入后立即投入闭环控制，送风机单侧投入后立即控制最低风量，后期带载煤量超过30％额定负荷后转入常规回路；引风机单侧自动投入后自动控制-50kPa，由APS置值；一次风机单侧自动调整风压，然后根据磨煤机风门的开度自动设定一次风压，当有热风、冷风调门开度大于75％时，设定值自动增加0.5KPa，当风门开度小于65％时，自动减小0.5KPa。

较佳地，主蒸汽压力全程控制中，机组升温升压阶段，主汽压力设定值来自于锅炉厂的升温升压曲线，该主汽压力设定值送至旁路控制站，由旁路全程控制；

该APS系统置汽机主控自动时，高旁设定值开始叠加正向偏置，逐步全关，由该汽机主控接受压力控制。

较佳地，升负荷全程控制中，该火力发电机组点火以后启动第一套制粉系统，并投入燃料闭环控制，此后以一设定速率增加给粉量直到达到冲转参数要求；

并网前，汽机维持本地转速控制完成暖机操作，燃料指令来自于该分离器入口温升率控制回路计算生成的给煤率，根据现场运行数据启动第二套制粉系统；

机组并网后，通过在高旁设定值回路增加正偏置达到逐步收旁路动作，在旁路收尽之前，汽机主控已投入闭环控制主汽压力，锅炉主控手动维持当前设定煤量，DEH(汽轮机数字电液控制系统)处于本地负荷方式；旁路全关后，自动投入锅炉主控自动，汽机遥控自动，进入湿态CCS阶段，接收APS置位指令以设定速率增加给煤量，加强燃烧直到转干完成；

进入干态方式后CCS系统转为常规控制，升负荷指令来自于APS系统设定，升负荷速率来自于运行设定。

本发明的积极进步效果在于：

本发明的目的在于提供一种实现火电机组APS全过程、全范围自启停的并行管理策略及“闭环全程随时自动”设计方案，缩短控制周期、减小工况变化对控制过程的影响，为使机组一键启动获得更好控制品质提供技术前提。

附图说明

图1为本发明的较佳实施例的APS系统启动架构总体框架。

图2为本发明的较佳实施例的APS自动升负荷全程控制流程图。

具体实施方式

下面结合附图给出本发明较佳实施例，以详细说明本发明的技术方案，但并不因此将本发明限制在所述的实施例范围之中。

本发明中，该火力发电机组包括APS系统和MCS系统，MCS系统包括多个MCS子回路。

为实现APS系统与MCS系统全程无缝连接，本发明提供了一种火力发电机组的自动控制方法，具体地，提供了一种实现火电机组APS全过程、全范围自启停的并行管理策略及“闭环全程随时自动”设计方案，即在APS步序设计及MCS接口设计中，任一MCS子回路在任何时候都可以投入自动，实现闭环调节；如果实际机组状态不允许该回路在当前工况下投入闭环，在流程中通过APS置位开度或系统保护超驰条件强制开度。此方案与已有的“闭环自动并举”方案(“闭环自动并举”是在闭环具备真正投入条件时才投入真自动，之前的控制皆处于跟踪状态)相比，该项改进措施可实现MCS真正意义上的全程自动，无需人为干预。因此，无论机组在低负荷及启停阶段或其它任何阶段都能实现MCS自动。

具体APS与MCS接口设计按照以下原则：1)MCS回路具备投入自动条件，由APS步序指令自动投入该闭环自动，如投风烟子组程控时由APS投入引风机自动；2)MCS回路当前不具备投入自动条件，由APS步序指令投入自动后，置位一定开度，如磨煤机启动自组中实现吹扫功能时投入冷风调整门自动，由APS自动置位开度30％左右对应磨煤机最低吹扫风量；3)MCS闭环设定值根据当前机组状态由APS自动置值，如风烟子组程控进行时，投入引风自动，初步设定炉膛负压设定值为-50kPa；或闭环设定值由当前机组状态参数函数生成，如旁路自动汽压设定值的生成。

也就是说，该自动控制方法包括：

在当前MCS子回路需要投入且具备投入自动条件时，该APS系统通过APS步序指令自动投入该MCS子回路，例如投风烟子组程控时由APS系统投入引风机自动；

在当前MCS子回路需要投入但不具备投入自动条件时，该APS系统进行APS置位开度或通过保护超驰条件进行强制开度，例如磨煤机启动自组中实现吹扫功能时投入冷风调整门自动，由APS系统自动置位开度30％左右对应磨煤机的最低吹扫风量；

每一MCS子回路中的闭环设定值根据当前火力发电机组的状态由APS系统自动置位。

本设计规范必要的功能子组及启动框架如图1所示：在该框架中，充分考虑到各子组的子组并行控制技术的可能性，大大减少了APS启动时间。另外，相对于常规设计大于等于7个断点，该设计中启动阶段只划分为：启动准备、点火升温、汽机冲转、并网升负荷四个阶段。

本发明的具体设计如下：

一、APS与MCS接口原则

为了实现机组自启停控制，必须对常规的模拟量控制系统进行优化设计，使之实现全程稳定调节，以及与APS的无缝链接，共同完成机组的启动和停止控制。

MCS接口改进主要体现在：任一子组排除设备故障、过程点故障以外任何时候均可以投入自动，即“闭环全程随时自动”，与已有的“闭环自动并举”区别在于，以往APS与MCS实现接口时先投入假自动，条件具备后再投入真自动的传统做法。此处改进需要在APS步序中增加相应的预处理操作，即通过步序设计合理性来完成投自动摆状态过程，保证进行到回路投自动无强制切手动条件，即通过APS步序操作实现子组设备正常运转、管路通畅、启停步序合理等，完成投回路自动“摆状态”过程。这项改进大大简化了运行人员对APS步序的理解，更规范化了子组启停的过程，操作上不需要运行人员在关注回路假自动后的条件过渡，真假切换；逻辑上可以避免积分饱和的困扰。

二、给水系统全程控制

给水控制分三个阶段：

1)机组停运阶段：给水泵的出水经过高加水侧进入省煤器，流过水冷壁后进入启动分离器。当分离器中的水质不合格或分离器水位过高时，通过2个高水位控制阀将分离器中大量的水排入大气式扩容器中。对于APS给水启动过程还应该包括：给水管道静态注水、锅炉上水及冷态清洗环节。

2)湿态低负荷运行阶段：湿态带低负荷运行阶段是锅炉点火后3分钟起到锅炉转干态前。在该阶段，水冷壁出水进入分离器进行汽水分离，蒸汽进入过热器加热为过热蒸汽，而水则通过疏水管道分两路引到除氧器和大气式扩容器。

在以上两个阶段，锅炉的工作同汽包炉类似：汽泵转速控制压差保证给水母管压力，给水旁路阀控制给水流量保证锅炉启动和低负荷时所需的最小流量(暂定30％BMCR，BMCR是指锅炉最大连续蒸发量)，并提供水冷壁安全保护。分离器储水箱水位由启动系统的3个水位调阀控制：除氧器管路上的调阀NWL控制正常水位(此阀需要除氧器水质合格后才允许开启)、其他两个调阀用于高水位调节。

3)直流阶段：给水一次性流过加热段、蒸发段和过热段，三段受热面没有固定的分界线。当给水流量及燃烧量发生变化时，三段受热面的吸热比率将发生变化，锅炉出口温度以及蒸汽流量和压力都将发生变化。直流锅炉可视作一个三输入/三输出相互耦合关联极强的被控对象。给水系统不仅要向锅炉输送合格的工质，而且还担负着负荷控制和汽温控制的任务，因此锅炉给水流量控制是基于中间点焓值(汽水分离器出口焓值)校正、控制动态燃水比值的给水自动控制系统。给水流量指令包括基本指令和焓值调节器指令两部分组成。基本指令根据锅炉负荷(锅炉主控指令)得出，目的是保持燃水比在一个大致的范围；焓值控制器的作用修正给水流量指令。

三、燃料全程控制

燃料全程控制是指机组启动过程中从第一台给煤机启动到机组正常模式燃料量的全过程控制，其中包括对燃油量的计算。燃料全程包含给煤机自动、燃料主控自动和CCS(协调控制系统)三部分。

燃料全程的控制策略改进措施包括：

1)实现制粉系统吹扫、暖磨、步煤、启磨、给粉、并入燃料主控一键完成。不仅实现在启动阶段调用一键启磨子组实现制粉系统启动，同时为后期无断点升负荷提供了可靠保证。

2)在首台制粉系统投入后即投入燃料主控自动，并生成整套的燃料主控指令，包括升温升压前初始燃料量-加煤至热态冲洗压力-升温升压至冲转-转干-常规CCS燃料指令。

3)区别于传统燃料指令生成回路，在燃料全程自动板块，燃料指令除了接受CCS来的锅炉主控指令外，还包括锅炉升温回路即燃烧率指令按汽水分离器入口温度比例控制，保证控制使分离器入口温度上升率小于2℃/min(冷、温、热、极热态温升率各不相同)，使锅炉受热均匀，直至升温过程结束。自动状态时，给煤机给煤量指令来自于燃料主控的总煤量与各给煤机之间的分配关系，指令分配可暂定1：1：0.9：0.8：0.7。另外，全程自动还包含机组转干时预加给煤回路实现快速转干。

四、风烟全程控制

除了上述燃料控制外，燃烧控制系统还包括了配比燃料的送风量控制以及维护炉膛压力稳定的任务、二次风门的控制(辅助风、燃料风和燃尽风)等。所以风烟控制系统是一个较大的综合性系统，通过系统综合控制保证锅炉能正确稳定燃烧和安全经济运行。

风烟全程控制主要改进之处包括：

1)单侧风机投入后立即投入闭环控制，送风机单侧投入后立即控制最低风量30％，后期带载煤量超过30％额定负荷后转入常规回路；引风机单侧自动投入后自动控制-50kPa，由APS置值；一次风机单侧自动调整风压(最低5KPa)，然后根据磨煤机风门的开度自动设定一次风压，当有热风、冷风调门开度大于75％时，设定值自动增加0.5KPa，当风门开度小于65％时，自动减小0.5KPa。后期根据投入制粉系统套数函数生成风压设定。

2)第二台风机并入后，为减少系统扰动，对第二台投入的风机调节机构设置开启速率，并考虑电流和开度平衡。

五、主蒸汽压力全程控制

APS方式下，机组启动前由旁路系统控制主蒸汽压力，在机组并网升负荷过程中，旁路退出的情况下主蒸汽压力和负荷全程控制是通过协调控制系统实现的。

主汽压力全程控制区别于传统控制的关键点在于：

1)机组升温升压阶段，主汽压力设定值来自于锅炉厂的升温升压曲线，该设定值送至旁路控制站，由旁路全程控制。

2)冲转完成至并网前，理论上此状态下可维持冲转压力不变，由旁路控制当前压力。

3)汽机主控与旁路控制任务交接：APS置汽机主控自动时，高旁设定值开始叠加正向偏置，逐步全关，由汽机主控接受压力控制。

六、升负荷全程控制

APS机组升负荷全程自动控制过程，必须在风、煤、水等基础自动投入的情况下实现。机组点火以后启动第一套制粉系统，并投入燃料闭环控制，此后以一定速率增加给粉量直到达到冲转参数要求。如图2所示，其为本设计规范必要的APS自动升负荷全程控制流程图。

并网前，汽机维持本地转速控制完成暖机等相关操作，燃料指令来自于分离器入口温升率控制回路计算生成的给煤率，该阶段根据现场运行数据可考虑启动第二套制粉系统。

机组并网后，通过在高旁设定值回路增加正偏置达到逐步收旁路动作，在旁路收尽之前，汽机主控已投入闭环控制主汽压力，锅炉主控手动维持当前设定煤量，DEH处于本地负荷方式；旁路全关后，自动投入锅炉主控自动，汽机遥控自动，进入湿态CCS阶段，接受APS置位指令以设定速率增加给煤量，加强燃烧直到转干完成；进入干态方式后CCS转为常规控制，升负荷指令来自于APS设定，升负荷速率来自于运行设定。

APS全程负荷控制主要区别在于湿态低负荷阶段的负荷控制：在旁路未收尽之前，DEH仍处于本地方式，此时负荷不受控，开放模式。一旦旁路全关以后，机组处于类似汽包炉的湿态协调方式，负荷指令来自于APS置位给定，以一定速率逐步加煤至转干。机组转干后的干态协调模式下负荷控制与传统方式无异。

综上所述，本发明目的在于提供一种实现火电机组APS全过程、全范围自启停的并行管理策略及“闭环全程随时自动”设计方案，缩短控制周期、减小工况变化对控制过程的影响，为使机组一键启动获得更好控制品质提供技术前提。

虽然以上描述了本发明的具体实施方式，但是本领域的技术人员应当理解，这些仅是举例说明，本发明的保护范围是由所附权利要求书限定的。本领域的技术人员在不背离本发明的原理和实质的前提下，可以对这些实施方式做出多种变更或修改，但这些变更和修改均落入本发明的保护范围。

Claims (6)

1.一种火力发电机组的自动控制方法，其特征在于，该火力发电机组包括APS系统和MCS系统，MCS系统包括多个MCS子回路，该自动控制方法包括：

在当前MCS子回路需要投入且具备投入自动条件时，该APS系统通过APS步序指令自动投入该MCS子回路；

在当前MCS子回路需要投入但不具备投入自动条件时，该APS系统进行APS置位开度或通过保护超驰条件进行强制开度；

每一MCS子回路中的闭环设定值根据当前火力发电机组的状态由APS系统自动置位。

2.如权利要求1所述的自动控制方法，其特征在于，给水全程控制包括三个阶段：机组停运阶段、湿态低负荷运行阶段和直流阶段；

机组停运阶段：该APS系统控制给水泵的出水经过高加水侧进入省煤器，流过水冷壁后进入启动分离器，当该分离器中的水质不合格或该分离器水位过高时，通过两个高水位控制阀将该分离器中的水排入大气式扩容器中；

湿态低负荷运行阶段：该水冷壁出水进入该分离器进行汽水分离，蒸汽进入过热器加热为过热蒸汽，而水则通过疏水管道分两路引到除氧器和大气式扩容器；

在机组停运阶段和湿态低负荷运行阶段，汽泵转速控制压差保证给水母管压力，给水旁路阀控制给水流量保证锅炉启动和低负荷时所需的最小流量，该分离器的储水箱水位由三个水位调阀控制，其中除氧器管路上的一个调阀控制储水箱中的正常水位、其他两个调阀用于调节储水箱中的高水位；

直流阶段：给水一次性流过加热段、蒸发段和过热段，当给水流量及燃烧量发生变化时，三段受热面的吸热比率将发生变化，锅炉出口温度以及蒸汽流量和压力都将发生变化。

3.如权利要求2所述的自动控制方法，其特征在于，燃料全程控制中，该APS系统控制在首台制粉系统投入后立即投入燃料主控自动，并生成整套的燃料主控指令，包括升温升压前初始燃料量、加煤至热态冲洗压力、升温升压至冲转、转干和常规CCS燃料指令。

4.如权利要求3所述的自动控制方法，其特征在于，风烟全程控制中，单侧风机投入后立即投入闭环控制，送风机单侧投入后立即控制最低风量，后期带载煤量超过30％额定负荷后转入常规回路；引风机单侧自动投入后自动控制-50kPa，由APS置值；一次风机单侧自动调整风压，然后根据磨煤机风门的开度自动设定一次风压，当有热风、冷风调门开度大于75％时，设定值自动增加0.5KPa，当风门开度小于65％时，自动减小0.5KPa。

5.如权利要求4所述的自动控制方法，其特征在于，主蒸汽压力全程控制中，机组升温升压阶段，主汽压力设定值来自于锅炉厂的升温升压曲线，该主汽压力设定值送至旁路控制站，由旁路全程控制；

该APS系统置汽机主控自动时，高旁设定值开始叠加正向偏置，逐步全关，由该汽机主控接受压力控制。

6.如权利要求5所述的自动控制方法，其特征在于，升负荷全程控制中，该火力发电机组点火以后启动第一套制粉系统，并投入燃料闭环控制，此后以一设定速率增加给粉量直到达到冲转参数要求；

并网前，汽机维持本地转速控制完成暖机操作，燃料指令来自于该分离器入口温升率控制回路计算生成的给煤率，根据现场运行数据启动第二套制粉系统；

机组并网后，通过在高旁设定值回路增加正偏置达到逐步收旁路动作，在旁路收尽之前，汽机主控已投入闭环控制主汽压力，锅炉主控手动维持当前设定煤量，DEH处于本地负荷方式；旁路全关后，自动投入锅炉主控自动，汽机遥控自动，进入湿态CCS阶段，接收APS置位指令以设定速率增加给煤量，加强燃烧直到转干完成；

进入干态方式后CCS系统转为常规控制，升负荷指令来自于APS系统设定，升负荷速率来自于运行设定。