CN107420874B

CN107420874B - 一种超超临界火力发电机组协调控制系统

Info

Publication number: CN107420874B
Application number: CN201710700050.4A
Authority: CN
Inventors: 周亮亮; 王雷; 张晨; 张兵初; 张文琛; 杨帆华; 刘大伟; 曹忠; 吴越; 施天宇
Original assignee: Jiangsu Datang International Lvsigang Power Generation Co ltd
Current assignee: Jiangsu Datang International Lvsigang Power Generation Co ltd
Priority date: 2017-08-16
Filing date: 2017-08-16
Publication date: 2021-12-14
Anticipated expiration: 2037-08-16
Also published as: CN107420874A

Abstract

本发明涉及一种超超临界火力发电机组协调控制系统，属于发电机组协调控制技术领域；所述中间点温度控制系统、主汽温控制系统、再热汽温控制系统、AGC控制系统、喷氨控制系统均通过对应的优化系统模型控制器与DCS模块连接。所述分离器出口温度均值模块、分离器出口温度设定模块、机组负荷模块、分离器温度对煤水比修值模块均通过优化系统模型控制器与DCS模块连接；它结构简单，设计合理、使用方便，通过控制锅炉与汽轮机的出力达到调节机组负荷的目的，通过采用一系列的先进算法达到提高机组负荷响应速度和精度的目的。

Description

一种超超临界火力发电机组协调控制系统

技术领域

本发明涉及一种超超临界火力发电机组协调控制系统，属于发电机组协调控制技术领域。

背景技术

目前火电机组协调控制策略主要采用负荷指令前馈+PID反馈的调节方案，其核心思路在于：尽可能的将整个控制系统整定成开环调节的方式，反馈调节仅起小幅度的调节作用。这种方案要求前馈控制回路的参数必须整定得非常精确，对于煤种稳定、机组设备稳定机组，这种方案是比较有效的，但是对于煤种多变、机组控制及测量设备不精确、运行参数经常与设计参数存在较大偏差的机组，则控制效果会明显变差。

随着机组工况和煤种的变化，暴露出越来越多的问题，机组运行稳定性明显变差，各调节控制性能指标也随之下降，影响机组的经济稳定运行。发现存在的问题如下：①中间点温度修正控制策略不完善：采用偏差修正：在锅炉燃烧控制回路中，中间点温度偏差经过PI调节器进行修正，调节器输出的煤量指令叠加至总煤量指令中，以修正给煤量指令。但是修正的方式采用“加法”，不适应不同负荷段修正煤量的要求，导致中间点温度控制效果较差。②主再热汽温度由于自身存在的延迟大、惯性大等特点，在机组升降负荷时调节品质较差，波动幅度有时能超过±10℃，影响机组经济性。③由于AGC指令的频繁反复变化，使得机组的燃料、给水、送风等各控制量也大幅来回波动，易引起主汽压力系统稳定性下降（动态偏差达±1.5Mpa），对锅炉水冷壁，过热器管材的热应力、氧化皮脱落方面造成不利影响，增加锅炉爆管可能性。④机组AGC负荷日调节精度较差，不满足电网要求的0.5%Pe（Pe机组额定负荷），由于机组运行工况的变化，在机组负荷变化率设定为2% Pe/min, 电网实测负荷变化率无法达到电网要求的1.5% Pe/min。⑤脱硝系统由于控制对象大延迟、大惯性的特点及调门特性问题，以及控制逻辑的不完善，导致脱硝出口NO_X含量自动调节性能较差，出口NO_X含量控制波动较大，极易超标，导致环保考核及通报。⑥由于磨煤机入口风量自动控制系统无法正常投入自动，风量控制效果欠佳。

发明内容

本发明的目的在于针对现有技术的缺陷和不足，提供一种结构简单，设计合理、使用方便的超超临界火力发电机组协调控制系统，它通过控制锅炉与汽轮机的出力达到调节机组负荷的目的，通过采用一系列的先进算法达到提高机组负荷响应速度和精度的目的。

为实现上述目的，本发明采用的技术方案是：它包含中间点温度控制系统、主汽温控制系统、再热汽温控制系统、AGC控制系统、喷氨控制系统；所述中间点温度控制系统、主汽温控制系统、再热汽温控制系统、AGC控制系统、喷氨控制系统均通过对应的优化系统模型控制器与DCS模块连接。

作为优选，所述中间点温度控制系统中设有分离器出口温度均值模块、分离器出口温度设定模块、机组负荷模块、分离器温度对煤水比修值模块；所述分离器出口温度均值模块、分离器出口温度设定模块、机组负荷模块、分离器温度对煤水比修值模块均通过优化系统模型控制器与DCS模块连接。

作为优选，所述主汽温控制系统中设有主蒸汽温度均值模块、主蒸汽温度设定值模块、主蒸汽流量模块、锅炉主控输出模块、减温水调节模块；所述主蒸汽温度均值模块、主蒸汽温度设定值模块、主蒸汽流量模块、锅炉主控输出模块、减温水调节模块均通过优化系统模型控制器与DCS模块连接。

作为优选，所述再热汽温控制系统中设有再热蒸汽温度均值模块、再热蒸汽温度设定模块、机组负荷模块二、锅炉主控输出模块二、烟气挡板开度模块、事故减温水阀门开度模块；所述再热蒸汽温度均值模块、再热蒸汽温度设定模块、机组负荷模块二、锅炉主控输出模块二、烟气挡板开度模块、事故减温水阀门开度模块分别通过优化系统模型控制器与DCS模块连接。

作为优选，所述AGC控制系统中设有主汽压力设定模块、主汽压力实际值模块、机组负荷指令模块、机组实际负荷指令模块；所述机组负荷指令模块与机组实际负荷指令模块通过相减模块得到一个数值，这个数值与机组实际负荷指令模块的实际值通过相加模块与IMC内模控制器连接；所述主汽压力设定模块、主汽压力实际值模块与IMC内模控制器连接；所述AGC控制系统中还设有APC已投入模块和锅炉主控输出模块三；所述APC已投入模块和锅炉主控输出模块三分别通过跟踪开关与跟踪值与IMC内模控制器连接。

作为优选，所述喷氨控制系统包含脱硝出口NO_X均值模块、脱硝出口NO_X设定模块、锅炉总风量模块、锅炉主控输出模块四、脱硝氨流量模块和脱硝喷氨阀门调节模块；所述脱硝出口NO_X均值模块、脱硝出口NO_X设定模块、锅炉总风量模块、锅炉主控输出模块四、脱硝氨流量模块和脱硝喷氨阀门调节模块均通过优化系统模型控制器与DCS模块连接。

作为优选，所述优化系统模型控制器采用的优化系统网络为DCS网络；所述DCS网络与DCS控制站连接，同时DCS网络与OPC服务器连接；所述OPC服务器通过TCP\IP与优化系统服务器连接。

本发明的工作原理：采用预测控制技术作为机组闭环控制的核心环节，对机组运行特性参数进行全工况实时校正；采用在整体控制结构上仍使用前馈+反馈的控制模式，但与常规DCS控制策略不同的是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进而取代原有的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）的未来变化及变化趋势，而后根据被调量的未来变化量进行控制，调节过程能提前，从而大幅提高了机组控制系统的闭环稳定性和抗扰动能力。

本发明采用常规DCS的控制回路，其控制参数一经整定结束即不改变，对于日后机组工况的变化无能为力；采用预测性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使得整个系统始终处于在线自适应状态，控制性能不断向最优目标逼近。

采用上述结构后，本发明有益效果为：本发明所述的一种超超临界火力发电机组协调控制系统，它结构简单，设计合理、使用方便，通过控制锅炉与汽轮机的出力达到调节机组负荷的目的，通过采用一系列的先进算法达到提高机组负荷响应速度和精度的目的。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是本发明的整体框架图；

图2是本发明中中间点温度控制系统的示意图；

图3是本发明中主汽温控制系统的示意图；

图4是本发明中再热汽温控制系统的示意图；

图5是本发明中AGC控制系统的示意图；

图6是本发明中喷氨控制系统的示意图；

图7是本发明中优化系统网络拓扑图；

附图标记说明：

中间点温度控制系统1、主汽温控制系统2、再热汽温控制系统3、AGC控制系统4、喷氨控制系统5，分离器出口温度均值模块11、分离器出口温度设定模块12、机组负荷模块13、分离器温度对煤水比修值模块14、主蒸汽温度均值模块21、主蒸汽温度设定值模块22、主蒸汽流量模块23、锅炉主控输出模块24、减温水调节模块25、再热蒸汽温度均值模块31、再热蒸汽温度设定模块32、机组负荷模块二33、锅炉主控输出模块二34、烟气挡板开度模块35、事故减温水阀门开度模块36、主汽压力设定模块41、主汽压力实际值模块42、机组负荷指令模块43、机组实际负荷指令模块44、脱硝出口NO_X均值模块51、脱硝出口NO_X设定模块52、锅炉总风量模块53、锅炉主控输出模块四54、脱硝氨流量模块55和脱硝喷氨阀门调节模块56、DCS网络6、DCS控制站7、OPC服务器8、优化系统服务器9。

具体实施方式

下面结合附图对本发明作进一步的说明。

参看如图1--图7所示，本具体实施方式包含中间点温度控制系统1、主汽温控制系统2、再热汽温控制系统3、AGC控制系统4、喷氨控制系统5；所述中间点温度控制系统1、主汽温控制系统2、再热汽温控制系统3、AGC控制系统4、喷氨控制系统5均通过对应的优化系统模型控制器与DCS模块连接。所述中间点温度控制系统1中设有分离器出口温度均值模块11、分离器出口温度设定模块12、机组负荷模块13、分离器温度对煤水比修值模块14；所述分离器出口温度均值模块11、分离器出口温度设定模块12、机组负荷模块13、分离器温度对煤水比修值模块14均通过优化系统模型控制器与DCS模块连接。所述主汽温控制系统2中设有主蒸汽温度均值模块21、主蒸汽温度设定值模块22、主蒸汽流量模块23、锅炉主控输出模块24、减温水调节模块25；所述主蒸汽温度均值模块21、主蒸汽温度设定值模块22、主蒸汽流量模块23、锅炉主控输出模块24、减温水调节模块25均通过优化系统模型控制器与DCS模块连接。所述再热汽温控制系统3中设有再热蒸汽温度均值模块31、再热蒸汽温度设定模块32、机组负荷模块二33、锅炉主控输出模块二34、烟气挡板开度模块35、事故减温水阀门开度模块36；所述再热蒸汽温度均值模块31、再热蒸汽温度设定模块32、机组负荷模块二33、锅炉主控输出模块二34、烟气挡板开度模块35、事故减温水阀门开度模块36分别通过优化系统模型控制器与DCS模块连接。所述AGC控制系统4中设有主汽压力设定模块41、主汽压力实际值模块42、机组负荷指令模块43、机组实际负荷指令模块44；所述机组负荷指令模块43与机组实际负荷指令模块44通过相减模块得到一个数值，这个数值与机组实际负荷指令模块44的实际值通过相加模块与IMC内模控制器连接；所述主汽压力设定模块41、主汽压力实际值模块42与IMC内模控制器连接；所述AGC控制系统4中还设有APC已投入模块和锅炉主控输出模块三；所述APC已投入模块和锅炉主控输出模块三分别通过跟踪开关与跟踪值与IMC内模控制器连接。所述喷氨控制系统5包含脱硝出口NO_X均值模块51、脱硝出口NO_X设定模块52、锅炉总风量模块53、锅炉主控输出模块四54、脱硝氨流量模块55和脱硝喷氨阀门调节模块56；所述脱硝出口NO_X均值模块51、脱硝出口NO_X设定模块52、锅炉总风量模块53、锅炉主控输出模块四54、脱硝氨流量模块55和脱硝喷氨阀门调节模块56均通过优化系统模型控制器与DCS模块连接。

其中，所述优化系统模型控制器采用的优化系统网络为DCS网络6；所述DCS网络6与DCS控制站7连接，同时DCS网络6与OPC服务器8连接；所述OPC服务器8通过 TCP\IP与优化系统服务器9连接。

本具体实施方式采用预测控制技术作为机组闭环控制的核心环节，对机组运行特性参数进行全工况实时校正；采用在整体控制结构上仍使用前馈+反馈的控制模式，但与常规DCS控制策略不同的是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进而取代原有的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）的未来变化及变化趋势，而后根据被调量的未来变化量进行控制，调节过程能提前，从而大幅提高了机组控制系统的闭环稳定性和抗扰动能力。

本具体实施方式采用常规DCS的控制回路，其控制参数一经整定结束即不改变，对于日后机组工况的变化无能为力；采用预测性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使得整个系统始终处于在线自适应状态，控制性能不断向最优目标逼近。

本具体实施方式中DCS原有控制逻辑完全保留，仅增加少量切换逻辑，运行人员可以方便的在DCS系统和新增控制系统间进行切换。对于该扩展部分控制逻辑调试、修改不影响机组的正常运行，对于调试效率和安全性有极大提高，也为今后新技术的应用升级打下了良好的基础。与DCS数据通讯方面，新增过程控制优化系统以外挂服务器形式并行于DCS系统，较好的保留了DCS控制环网的原生态，避免了第三方软件对DCS控制环网带来的冲击和安全隐患。

本具体实施方式中由于新增过程控制优化系统以外挂服务器形式并行于DCS系统，较好的保留了DCS控制环网的原生态，避免了第三方软件对DCS控制环网带来的冲击和安全隐患；DCS原有控制逻辑完全保留，仅增加少量切换逻辑，运行人员可以方便的在DCS系统和新增控制系统间进行切换。对于该扩展部分控制逻辑调试、修改不影响机组的正常运行，对于调试效率和安全性有极大提高，也为今后新技术的应用升级打下了良好的基础。

本具体实施方式中新增先进过程控制优化系统与DCS控制系统在机组正常运行中无论哪一套控制系统投运，另一套控制系统自动跟踪操作端输出，保证两套控制系统之间的无扰切换，在其中一套控制系统出现异常或故障时，自动切换至另一套控制系统运行，保证机组安全稳定运行。

本具体实施方式中提高机组AGC负荷调节性能：1）在机组负荷指令以2% Pe/min变化率, 负荷变动量△P=10%Pe的斜坡方式连续增减各一次的双向变动试验，电网实测机组负荷变化率>1.5% Pe/min；2）机组AGC日调节精度达到≤0.5%Pe，AGC响应时间：≤40s。硝自动控制系统能够正常投入，响应时间≤60s，脱硝系统出口NO_X含量控制在合理范围内（最大超调量≤10mg/m3），减少液氨使用量，有效控制喷氨量及氨逃逸，防止因过度喷氨导致空预器堵塞，引起机组被迫降负荷及停运事故。

本具体实施方式所述的一种超超临界火力发电机组协调控制系统，它结构简单，设计合理、使用方便，通过控制锅炉与汽轮机的出力达到调节机组负荷的目的，通过采用一系列的先进算法达到提高机组负荷响应速度和精度的目的；有效的对锅炉水煤比进行修正，控制分离器出口温度，配合锅炉过再热器减温水控制系统，控制主再热汽温度在合理范围内，减少减温水用量，提机组经济性；有效的控制锅炉主汽压力，降低主汽压力波动幅度，减少锅炉水冷壁，过热器管材的热应力的变化。

以上所述，仅用以说明本发明的技术方案而非限制，本领域普通技术人员对本发明的技术方案所做的其它修改或者等同替换，只要不脱离本发明技术方案的精神和范围，均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims

1.一种超超临界火力发电机组协调控制系统，其特征在于：它包含中间点温度控制系统、主汽温控制系统、再热汽温控制系统、AGC控制系统、喷氨控制系统；所述中间点温度控制系统、主汽温控制系统、再热汽温控制系统、AGC控制系统、喷氨控制系统均通过对应的优化系统模型控制器与DCS模块连接；所述中间点温度控制系统中设有分离器出口温度均值模块、分离器出口温度设定模块、机组负荷模块、分离器温度对煤水比修值模块；所述分离器出口温度均值模块、分离器出口温度设定模块、机组负荷模块、分离器温度对煤水比修值模块均通过优化系统模型控制器与DCS模块连接；所述主汽温控制系统中设有主蒸汽温度均值模块、主蒸汽温度设定值模块、主蒸汽流量模块、锅炉主控输出模块、减温水调节模块；所述主蒸汽温度均值模块、主蒸汽温度设定值模块、主蒸汽流量模块、锅炉主控输出模块、减温水调节模块均通过优化系统模型控制器与DCS模块连接；所述再热汽温控制系统中设有再热蒸汽温度均值模块、再热蒸汽温度设定模块、机组负荷模块二、锅炉主控输出模块二、烟气挡板开度模块、事故减温水阀门开度模块；所述再热蒸汽温度均值模块、再热蒸汽温度设定模块、机组负荷模块二、锅炉主控输出模块二、烟气挡板开度模块、事故减温水阀门开度模块分别通过优化系统模型控制器与DCS模块连接；所述AGC控制系统中设有主汽压力设定模块、主汽压力实际值模块、机组负荷指令模块、机组实际负荷指令模块；所述机组负荷指令模块与机组实际负荷指令模块通过相减模块得到一个数值，这个数值与机组实际负荷指令模块的实际值通过相加模块与IMC内模控制器连接；所述主汽压力设定模块、主汽压力实际值模块与IMC内模控制器连接；所述AGC控制系统中还设有APC已投入模块和锅炉主控输出模块三；所述APC已投入模块和锅炉主控输出模块三分别通过跟踪开关与跟踪值与IMC内模控制器连接；所述喷氨控制系统包含脱硝出口NO_X均值模块、脱硝出口NO_X设定模块、锅炉总风量模块、锅炉主控输出模块四、脱硝氨流量模块和脱硝喷氨阀门调节模块；所述脱硝出口NO_X均值模块、脱硝出口NO_X设定模块、锅炉总风量模块、锅炉主控输出模块四、脱硝氨流量模块和脱硝喷氨阀门调节模块均通过优化系统模型控制器与DCS模块连接；所述优化系统模型控制器采用的优化系统网络为DCS网络；所述DCS网络与DCS控制站连接，同时DCS网络与OPC服务器连接；所述OPC服务器通过TCP\IP与优化系统服务器连接；它采用预测控制技术作为机组闭环控制的核心环节，对机组运行特性参数进行全工况实时校正；采用在整体控制结构上仍使用前馈+反馈的控制模式；采用常规DCS的控制回路，其控制参数一经整定结束即不改变，对于日后机组工况的变化无能为力；采用预测性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使得整个系统始终处于在线自适应状态，控制性能不断向最优目标逼近。