2017 电力行业节能技术研讨会
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控制优化在火电厂节能减排中的应用
华能国际电力股份有限公司长兴电厂, 董勇卫、朱峻、张剑民
摘要:国内大多新建火电机组在基建调试阶段通常采用常规的 PID 调节方式完成机组控制系统的组态、调试,使
得投产初期普遍存在机组控制品质差、参数波动大等问题,机组的实际性能无法达到设计指标。通过对机组的控制系统
进行改造优化,提高调节性能,在电厂节能减排中取得了明显的效果。
关键词:控制优化;节能减排;应用
0 引言
国内新建火电机组的控制策略大多由基建调试
单位或 DCS 厂家完成逻辑的组态和调试,通常采用
常规的 PID 反馈的调节方式,在基建试验及 168 小
时试运中控制系统性能基本能满足验收规程的品质
要求。
但当机组正常投入商业运行后,控制系统大多
出现调节性能差、主要参数波动大等问题,特别是
当机组在快速变负荷(AGC 方式) 、启停制粉系统、
吹灰、燃烧煤种变化等扰动情况下,控制系统往往
会出现控制不稳定,温度、压力、SO2 等主要控制参
数大幅偏离设定值的情况,使机组的性能无法达到
设计值,严重影响机组运行的安全性和经济性。
1 控制系统运行现状
华能长兴电厂 2×660MW 超超临界燃煤发电机组
为哈-上-上配置方式,控制系统为艾默生过程控制
有限公司的 Ovation 3.5 系统,涵盖了 DAS、MCS、
FSSS、SCS、ECS、DEH、MEH 等各项控制功能。机组
锅炉侧主汽压力 29.4MPa,主汽温度 605℃,再热汽
温 623℃, 是目前国内设计参数最高的一次再热发电
机组;设计供电煤耗 277.8 g/kWh,处于国内领先水
平;烟尘排放设计值 5 mg/Nm3,SO2 排放设计值 35
mg/Nm3,NOX 排放设计值 50 mg/Nm3,满足浙江省超
净排放标准。
机组自 2014 年 12 月正式投产以来,经常出现
控制参数的大幅波动,机炉主要指标无法达到设计
参数的要求,高效超超临界机组的性能优势不能充
分体现。现有控制系统无法有效满足运行参数快速
性、稳定性要求之间的矛盾,主要存在问题如下:
(1)汽温度控制:主汽温度设定值在 605℃时,
汽温最高达 609.3℃,最低为 592.1℃;再热汽温最
低 602.1℃,最高 624.8℃。汽温波动幅度很大,超
温和低温情况都很明显,特别是在 AGC 模式下,负
荷的快速变化,经常发生锅炉管壁的大面积超温。
由于机组设计参数为国内一次再热机组最高参数,
但其材质仍沿用常规超超临界机组的相同材质,为
防止汽温波动引发超温对锅炉管壁金属材料造成影
响,实际运行中常常将汽温设定值设置较低,使机
组未能压红线运行,高效超超临界机组的经济性未
能有效体现。
(2)主汽压力控制:虽然机组的变负荷率可达
到 12MW/min,但 AGC 响应速度慢、一次调频动作准
确率低,主汽压力与设定值存在明显偏差,最大动
态偏差超过 1.2MPa 且波动非常频繁。
(3)高压调门开度控制:机组在 420MW~590MW
的负荷区间运行时, 高压调门的平均开度仅为 30%~
35%左右。660MW 满负荷运行时,高压调门的平均开
度也仅为 38%左右。调门节流损失很大,机组的经济
性受损。
(4)SO2、NOx 等环保指标控制:SO2、NOx 等主
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