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1.机组及其供热系统
河源电厂一期2X600MW机组供热系统中，4段抽汽为供热主热源，再热冷段作为备用热源。从电厂一期2X600MW机组每台机的再热冷段蒸汽管道止回阀后增加供热分支，在4段抽汽管道上增加供热分支，接到每台机组的压力匹配器。每台机的压力匹配器还设置一个低温再热蒸汽的减压阀旁路，作为压力匹配器的备用供热管路。每台机组低温再热蒸汽管道（额定负荷4.61Mpa，340.2℃）、4段抽汽管道（额定负荷1.0Mpa，379.4℃）根据设计分界处的参数要求，经压力匹配器或者减压器后的蒸汽参数不小于：1.7Mpa，298℃；每台机组最大供热能力120t/h。厂区供热蒸汽母管到电厂围墙分界处的设计最大蒸汽流量200t/h。在每台机组的压力匹配器后设置减温装置，保证到分界点的温度不超过285℃。
2 供热超（超）临界机组协调控制系统模型
供热直流锅炉的协调控制对象模型可简化为一个四输入四输出系统，输入为汽轮机调节阀开度μT（%）、燃料量M（t）、给水流量W（t），压力匹配器调节阀开度U（%），输出为机组电负荷NE（MW）、机前压力PT（MPa）、分离器入口蒸汽温度θ（℃）或焓值H（kJ/kg）、供热负荷NH（MW），其相互间的耦合关系如图2所示。燃料量增大，机组电负荷、压力、温度、供热负荷均增大；汽轮机调节阀开度增大，机组电负荷、供热负荷增大，压力、温度降低；给水流量增大，机组电负荷、压力、供热负荷增大，温度降低；压力匹配器调节阀开度增大，给水流量增大，机组电负荷、压力降低，供热负荷增大。图2中实线为强相关关系，虚线为弱相关关系，在调节系统构建和参数配置时，为简化控制模型将忽略弱相关关系，而利用各强相关关系的不同系数配比来实现不同的协调控制策略。
通过分析纯凝机组在不同负荷下的热力特性发现，汽轮机进汽流量与机组发电负荷存在近似线性关系，对于供热机组，当安装压力匹配器后，进入汽轮机的蒸汽量与机组发电负荷同压力匹配器阀开度的乘积成正比关系，则汽轮机供热抽汽流量描述为：
QH= K5·u·NE（1）
式中：QH为供热抽汽流量，t/h；K5为固定压力匹配器调节阀开度下发电负荷折算抽汽流量的系数，t/（h·M W ·%）。调节系统的时域指令模型[1]可表述如下。
汽轮机指令为：
μT=f1（ND）+GPI（k1·ΔNE-k2·ΔPT）+ f5（x）· K5·u·NE （2）
燃料指令为：
M=f2（ND）+f3[GPID（k3·ΔNE+k4·ΔPT）]+ λGPI（Δθ）+ f6（x）· K5·u·NE（3）
给水指令为：
W=f4（ND）+f5[GPID（k3·ΔNE+k4·ΔPT）]+λ′GPI（ΔH）+ f7（x）· K5·u·NE（4）
式中：ND为负荷指令；GPI、GPID为调节器算法；k1-k4为负荷-汽轮机压力分量的配比系数；f1（x）为汽轮机前饋函数；f2（x）、f4（x）、f5（x）、f6（x）、f7（x）为超前指令函数；f3（x）和f5（x）为煤水分配函数；λ为焓选择系数；λ′为温度选择系数。对于以锅炉跟随为基础的协调控制系统，量纲等效换算后k1>k2，k3k4；采用焓水控制策略的系统，λ=0，λ′=1；采用分离器入口蒸汽过热度（即分离器入口蒸汽温度减去该点的蒸汽压力对应的饱和温度）控制策略的系统，λ=1，λ′=0[2]。
3 控制策略优化
常规火电机组，采用炉-机-电三者平衡原理对整个热力循环进行控制，即：通过电负荷表征汽轮机机械负荷，作为系统能量需求，锅炉蒸发量作为系统能量供给。稳定工况下：锅炉蒸发量=汽机机械功率=发电机负荷，三者平衡，系统稳定。当系统对外供热时，汽机机械功率不等于发电机负荷，若仍采用原先平衡控制策略，会造成三者负荷不平衡，压力失稳，系统状态失衡。因此，需采取能量补偿回路，计算出供热负荷，将其融入三者能量关系内，从而确保系统平衡。
3.1供热负荷计算回路
构造供热负荷计算回路，作为供热能量平衡的热负荷基准。热负荷计算回路：根据抽汽流量生成供热负荷；同时，为避免供热流量频繁波动对锅炉调节产生扰动，该计算回路增加阶梯判断、速率限制、惯性补偿等环节。
3.2供热负荷--协调控制回路
1）将计算供热负荷增加至锅炉水、煤、风等回路中，从而将供热能量需求补偿至锅炉能量供给中，当供热需求变化时，锅炉能量（水、煤、风）随时变化，达到供需平衡目的；
2）为了满足供热负荷需求，使锅炉中间点温度的控制偏差较小，将供热负荷控制中的水煤比设置为7：1；
3）在原BTU 控制策略中的理论燃料量由机组实发功率转换得到，在投入供热系统后，在理论燃料量中必须增加供热负荷消耗的燃料量，供热负荷对应的燃料量为4t/h蒸汽流量近似对应1 MW 负荷，1MW 负荷对应的燃料量为0.4t/h；
4）由于供热抽汽时机组的再热蒸汽压力以定压的方式控制，而机前蒸汽压力处于滑压控制方式，汽轮机高压缸的做功效率随机组负荷的改变变化很大，因此抽汽供热运行时机组滑压曲线应随供热负荷变化进行修正。
4小结
结果表明：供热优化机组协调控制系统满足随机组供热负荷变化的要求；供热状态下，机组电负荷调节过程的锅炉侧主蒸汽压力控制偏差、燃料变化量、水煤比控制、主蒸汽温度等主要运行参数均能满足机组运行的需求，因此，机组的主要控制系统均能够满足自动控制方式下机组电负荷及热负荷控制的要求。
参考文献：
[1] 张秋生，梁华，胡晓花，等.超超临界机组的两种典型协调控制方案[J].中国电力，2011，44（10）：74-79.
Zhang Qiusheng，Liang Hua，Hu Xiaohua，et al.Two typical coordinated control schemes for Ultra Supercritical Units [J].China Electric Power，2011，44（10）：74-79.
（作者单位：深能合和电力（河源）有限公司）
河源电厂一期2X600MW机组供热系统中，4段抽汽为供热主热源，再热冷段作为备用热源。从电厂一期2X600MW机组每台机的再热冷段蒸汽管道止回阀后增加供热分支，在4段抽汽管道上增加供热分支，接到每台机组的压力匹配器。每台机的压力匹配器还设置一个低温再热蒸汽的减压阀旁路，作为压力匹配器的备用供热管路。每台机组低温再热蒸汽管道（额定负荷4.61Mpa，340.2℃）、4段抽汽管道（额定负荷1.0Mpa，379.4℃）根据设计分界处的参数要求，经压力匹配器或者减压器后的蒸汽参数不小于：1.7Mpa，298℃；每台机组最大供热能力120t/h。厂区供热蒸汽母管到电厂围墙分界处的设计最大蒸汽流量200t/h。在每台机组的压力匹配器后设置减温装置，保证到分界点的温度不超过285℃。
2 供热超（超）临界机组协调控制系统模型
供热直流锅炉的协调控制对象模型可简化为一个四输入四输出系统，输入为汽轮机调节阀开度μT（%）、燃料量M（t）、给水流量W（t），压力匹配器调节阀开度U（%），输出为机组电负荷NE（MW）、机前压力PT（MPa）、分离器入口蒸汽温度θ（℃）或焓值H（kJ/kg）、供热负荷NH（MW），其相互间的耦合关系如图2所示。燃料量增大，机组电负荷、压力、温度、供热负荷均增大；汽轮机调节阀开度增大，机组电负荷、供热负荷增大，压力、温度降低；给水流量增大，机组电负荷、压力、供热负荷增大，温度降低；压力匹配器调节阀开度增大，给水流量增大，机组电负荷、压力降低，供热负荷增大。图2中实线为强相关关系，虚线为弱相关关系，在调节系统构建和参数配置时，为简化控制模型将忽略弱相关关系，而利用各强相关关系的不同系数配比来实现不同的协调控制策略。
通过分析纯凝机组在不同负荷下的热力特性发现，汽轮机进汽流量与机组发电负荷存在近似线性关系，对于供热机组，当安装压力匹配器后，进入汽轮机的蒸汽量与机组发电负荷同压力匹配器阀开度的乘积成正比关系，则汽轮机供热抽汽流量描述为：
QH= K5·u·NE（1）
式中：QH为供热抽汽流量，t/h；K5为固定压力匹配器调节阀开度下发电负荷折算抽汽流量的系数，t/（h·M W ·%）。调节系统的时域指令模型[1]可表述如下。
汽轮机指令为：
μT=f1（ND）+GPI（k1·ΔNE-k2·ΔPT）+ f5（x）· K5·u·NE （2）
燃料指令为：
M=f2（ND）+f3[GPID（k3·ΔNE+k4·ΔPT）]+ λGPI（Δθ）+ f6（x）· K5·u·NE（3）
给水指令为：
W=f4（ND）+f5[GPID（k3·ΔNE+k4·ΔPT）]+λ′GPI（ΔH）+ f7（x）· K5·u·NE（4）
式中：ND为负荷指令；GPI、GPID为调节器算法；k1-k4为负荷-汽轮机压力分量的配比系数；f1（x）为汽轮机前饋函数；f2（x）、f4（x）、f5（x）、f6（x）、f7（x）为超前指令函数；f3（x）和f5（x）为煤水分配函数；λ为焓选择系数；λ′为温度选择系数。对于以锅炉跟随为基础的协调控制系统，量纲等效换算后k1>k2，k3
3 控制策略优化
常规火电机组，采用炉-机-电三者平衡原理对整个热力循环进行控制，即：通过电负荷表征汽轮机机械负荷，作为系统能量需求，锅炉蒸发量作为系统能量供给。稳定工况下：锅炉蒸发量=汽机机械功率=发电机负荷，三者平衡，系统稳定。当系统对外供热时，汽机机械功率不等于发电机负荷，若仍采用原先平衡控制策略，会造成三者负荷不平衡，压力失稳，系统状态失衡。因此，需采取能量补偿回路，计算出供热负荷，将其融入三者能量关系内，从而确保系统平衡。
3.1供热负荷计算回路
构造供热负荷计算回路，作为供热能量平衡的热负荷基准。热负荷计算回路：根据抽汽流量生成供热负荷；同时，为避免供热流量频繁波动对锅炉调节产生扰动，该计算回路增加阶梯判断、速率限制、惯性补偿等环节。
3.2供热负荷--协调控制回路
1）将计算供热负荷增加至锅炉水、煤、风等回路中，从而将供热能量需求补偿至锅炉能量供给中，当供热需求变化时，锅炉能量（水、煤、风）随时变化，达到供需平衡目的；
2）为了满足供热负荷需求，使锅炉中间点温度的控制偏差较小，将供热负荷控制中的水煤比设置为7：1；
3）在原BTU 控制策略中的理论燃料量由机组实发功率转换得到，在投入供热系统后，在理论燃料量中必须增加供热负荷消耗的燃料量，供热负荷对应的燃料量为4t/h蒸汽流量近似对应1 MW 负荷，1MW 负荷对应的燃料量为0.4t/h；
4）由于供热抽汽时机组的再热蒸汽压力以定压的方式控制，而机前蒸汽压力处于滑压控制方式，汽轮机高压缸的做功效率随机组负荷的改变变化很大，因此抽汽供热运行时机组滑压曲线应随供热负荷变化进行修正。
4小结
结果表明：供热优化机组协调控制系统满足随机组供热负荷变化的要求；供热状态下，机组电负荷调节过程的锅炉侧主蒸汽压力控制偏差、燃料变化量、水煤比控制、主蒸汽温度等主要运行参数均能满足机组运行的需求，因此，机组的主要控制系统均能够满足自动控制方式下机组电负荷及热负荷控制的要求。
参考文献：
[1] 张秋生，梁华，胡晓花，等.超超临界机组的两种典型协调控制方案[J].中国电力，2011，44（10）：74-79.
Zhang Qiusheng，Liang Hua，Hu Xiaohua，et al.Two typical coordinated control schemes for Ultra Supercritical Units [J].China Electric Power，2011，44（10）：74-79.
（作者单位：深能合和电力（河源）有限公司）