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[摘 要]马鞍山当涂发电有限公司一期为两台660MW超临界直流燃煤机组，DCS为MAXDNA系统，过热汽温度采用两级喷水减温控制，一级、二级控制采用串级控制减温水调阀，机组正常运行时其温度控制品质较差，温度波动大，喷水量大，影响机组的经济性和安全性。为了提高了机组安全、经济运行，降低厂用电，对主汽温度自动控制进行优化，同时优化给水控制系统，并通过变参数、变负荷扰动试验后，投入主汽温喷水自动控制，在改善主汽温度控制品质，降低喷水量等方面取得很好的效果。
[关键词]超临界；过热汽温度；串级控制；减温水，给水控制
中图分类号：TK323 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）13-0037-01
1 前言
对直流炉而言，过热蒸汽温度是锅炉燃烧控制系统中的重要参数，蒸汽温度过高会使过热器管壁金属强度下降，以至损坏过热器，严重影响安全。过热蒸汽温度偏低，则会降低发电机组能量转换效率，据分析，汽温每降低5℃，热经济性将下降1%，且汽温偏低会使汽轮机尾部蒸汽湿度增大，甚至使之带水，严重影响汽轮机的安全运行。所以要求过热蒸汽温度控制范围在561℃—576℃之间，以保证机组安全的同时，尽量保证较高的经济性。
2 过热汽温系统概况
以#1机组为例，过热汽温度采用两级喷水减温控制，一级、二级控制采用串级控制减温水调阀，抗扰动能力较差，由于煤质及煤种的变化频繁，机组负荷升降幅度大且频繁，致使协调控制和主汽温控制品质发生劣化，通过在运行过程中调用的趋势，发现#1炉负荷处于稳态工况、变负荷工况时，两侧过热蒸汽温度控制效果不理想，而在机组升负荷时，过热蒸汽温度会出现快速下降状况，且长时间超出规定控制范围[1]。
2.1 调整前负荷稳态工况
调取8个对主汽温度有影响的主要参数，包括A侧、B侧末级过热汽出口温度，中间点过热度，机组主汽压力，温度修正PID输出，给水流量，机组功率，燃料指令等，检查各自的变化趋势，当机组负荷稳定在450MW时，发现过热度从19.9℃～40.8℃之间变化，并有振荡和发散现象，A侧过热汽温在556℃～569℃之间波动，变化幅度较大，B侧过热汽温在553℃～568℃之间波动，变化幅度较大。两侧均有超过下限值（557℃）的情况，且低于要求的最低限值，频繁出现温度低越限报警。燃料指令也在180T/H～208 T/H，同时引起主汽压力和给水流量处于振荡之中，对整个协调控制品质产生劣化变化趋势。
2.2 调整前变负荷工况
调取8个（与上同）对主汽温度有影响的主要参数，当机组在变负荷时各主要参数变化情况，检查各自的变化趋势，负荷从580MW上升至620MW，其中过热度随着负荷上涨，快速从34℃下降至14℃，下降幅度大且长时间无法调整至设定值，两侧汽温也随之下降，最低分别降至554℃和537℃，严重偏离设定值，影响机组经济性和安全性。
通过上述现象判定，#1炉主汽温度控制品质出现劣化趋势的异常情况，通过对#1炉主汽温度调取趋势观察与分析，发现#1炉汽温在煤种发生变化的情况下，原自动控制方案及参数不满足现有的参数控制要求，主汽温度出现波动大的劣化趋势。下面对造成这种异常的原因进行分析，并完成对策制定和异常处理。制定优化方案并经过长时间的在线优化与试验，以保证过热汽温优化后控制品质取得显著提高。
3 原因分析与处理对策
3.1 控制策略分析
#1炉过热蒸汽温度以煤水基本关系作为主调手段，用减温水作为汽温的细调手段。控制好过热蒸汽温度的前提就是必须要确定一个合适的煤水基本关系，由于锅炉的大延时特性，过热汽温不适合作为调整煤水关系的修正信号，而是选择分离器出口温度作为调整煤水比的校正信号，通过控制分离器出口蒸汽的过热度来调整煤水基本关系，从而控制过热蒸汽温度。根据对异常工况的分析发现，尤其升负荷过程中，分离器出口蒸汽实际过热度不能被控制在合适的范围之内，从而导致锅炉过热汽温出现快速下降现象。分离器出口过热度能够直接反应煤水关系是否合适，过热度变大说明煤水比偏大，过热度变小说明煤水比偏小。由于实际煤种和煤质的变化，原控制策略需要做一次优化，并通过大量试验，调整相关参数，以解决上述问题。
3.2 煤水基本关系分析与优化调整[2-3]
通过对机组运行参数进行分析发现分离器出口蒸汽实际过热度在机组升负荷过程中出现快速下降，与设定值偏差较大。煤水关系又是影响分离器出口温度和过热蒸汽温度的主要因素，所以对#1炉的煤水基本关系进行了调整，增大了煤水比。在变负荷过程中，给水对于汽温的影响要快于燃料的影响，增大煤水比，能够有效的抑制在升负荷过程中由于给水流量偏大而导致分离器出口过热度下降速度。煤水基本关系进行一系列的调整，为取得过热汽温优化后的效果做好了铺垫。
3.3 过热度控制PID参数分析与优化调整[4-5]
由过热度控制原理中可以看出，分离器出口温度PID用来在基本煤水关系的基础上，根据实际运行工况，进一步调整煤水比，使得分离器出口过热度维持在设定范围之内。所以在增大煤水比的前提下，对分离器出口温度PID的参数进行了调整，增大了PID中的比例系数Kp值，增强了分离器出口温度PID对煤水关系的修正作用。根据不同实际过热度进一步调整Kp值，从而获得最合适的控制效果。
3.4 过热蒸汽减温水自动控制参数分析与优化调整
在调整好煤水关系的基础上，过热蒸汽温度的控制还需要利用减温水进行细调，进一步保证过热蒸汽温度被控制在要求的范围之内。调整过热度在减温水调节中的前馈作用，其中一级减温水A侧前馈系数由0.3调整为0.4，B侧前馈系数由0.6调整为0.4，二级减温水A侧前馈系数由0.15调整为0.2，B侧前馈系数由0.12调整为0.2，此外还对减温水PID参数（比例系数和积分时间）进行了适当调整。 4 结果分析与效果检查
上述一系列优化后，对过热汽温控制系统进行扰动试验，包括负荷稳态下的试验及机组变负荷下的试验，以观察优化后的效果。
4.1 调整后负荷稳态工况
调取8个对主汽温度有影响的主要参数，检查各自的变化趋势，经过上述优化调整后，负荷稳定在430MW，两侧汽温和其他相关参数都处于较稳定状态，A侧最高568℃，最低至566℃，B侧最高570℃，最低565℃，稳态负荷时，主汽温度无越限报警现象，稳态参数较优化前无论从变化幅度，还是稳态偏差均有大幅度提高，符合《DL_T_657-2006火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》的规程要求。
4.2 调整后变负荷工况
调取8个对主汽温度有影响的主要参数，检查在机组负荷变化过程中的各参数各自的变化趋势，如图1所示：
1-A侧末级过热汽出口温度，2-B侧末级过热汽出口温度，3-温度修正，4-燃料指令，5-给水流量，6-主汽压力，7-过热度，8-机组功率。
图中负荷从489MW上升至650MW，过热度在随负荷上升过程，在初始阶段虽有下降趋势，但是能够及时得到调整，保证了两侧过热汽温控制在一定范围之内，其中A侧A侧过热汽温在561.3℃～570.2℃之间波动，变化幅度较小，未出现参数越限现象，B侧过热汽温在559℃～571℃之间波动波动范围较小，低于557℃的越限报警次数两侧均为0次，且温度自动调节变化更为快速，能快速回到过热汽温度设定值，在正常参数范围内变化。
4.3 存在的问题
由上述试验，参数的变化趋势上可以看出，机组过热蒸汽温度自动控制品质得到较大的提高，但由于受机组负荷变化量大，机组频繁升降负荷，以及炉内燃烧工况，单台磨煤机启停及磨煤机出力等因素的影响，B侧末级过热汽出口温度控制品质没有A侧末级过热汽出口温度好，B侧参数变化较A侧稍慢，B侧参数变化幅度较A侧参数稍大，下一步我们准备对上述影响汽温的几个主要因素进行深度分析，研究几者存在的关联影响，提出解决方案，并通过试验进行优化效果的验证。
5 总结
针对上述#1炉主汽温度变化趋势异常的分析，通过对#1炉主汽温度调取趋势观察与分析，发现#1炉汽温在煤种发生变化的情况下，原自动控制方案及参数不满足现有的参数控制要求，主汽温度出现波动大的劣化趋势。通过分析，制定优化方案并经过长时间的在线优化与试验，#1炉主汽温度自动控制品质得到显著提高，证明优化方案的有效性，今后通过深度优化，进一步提高主汽温度自动控制品质。
参考文献
[1]侯建新，张卫东等，包一鸣等.1000MW超超临界机组过热汽温控制设计[J]，自动化仪表，2009，30（11）：8-10.
[2]黄红艳，陈华东.超临界直流锅炉控制系统的特点及控制方案[J]，电力建设，2006，27（3）：1-3.
[3]夏明.超临界机组汽温控制系统设计[J]，中国电力；2006，39（3）：75.
[4]刘吉臻.协调控制与给水全程控制，水力电力出版社；1995，11：2-5，18-19.
[5]程蔚萍，陈胜利。超临界直流炉汽温控制系统的改进[J]，发电设备，2006（4）：351-354.
作者简介
张巍（1978—），男，安徽淮北人，毕业于华北电力大学，大唐科技产业集团有限公司南京项目分公司，项目经理。
[关键词]超临界；过热汽温度；串级控制；减温水，给水控制
中图分类号：TK323 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）13-0037-01
1 前言
对直流炉而言，过热蒸汽温度是锅炉燃烧控制系统中的重要参数，蒸汽温度过高会使过热器管壁金属强度下降，以至损坏过热器，严重影响安全。过热蒸汽温度偏低，则会降低发电机组能量转换效率，据分析，汽温每降低5℃，热经济性将下降1%，且汽温偏低会使汽轮机尾部蒸汽湿度增大，甚至使之带水，严重影响汽轮机的安全运行。所以要求过热蒸汽温度控制范围在561℃—576℃之间，以保证机组安全的同时，尽量保证较高的经济性。
2 过热汽温系统概况
以#1机组为例，过热汽温度采用两级喷水减温控制，一级、二级控制采用串级控制减温水调阀，抗扰动能力较差，由于煤质及煤种的变化频繁，机组负荷升降幅度大且频繁，致使协调控制和主汽温控制品质发生劣化，通过在运行过程中调用的趋势，发现#1炉负荷处于稳态工况、变负荷工况时，两侧过热蒸汽温度控制效果不理想，而在机组升负荷时，过热蒸汽温度会出现快速下降状况，且长时间超出规定控制范围[1]。
2.1 调整前负荷稳态工况
调取8个对主汽温度有影响的主要参数，包括A侧、B侧末级过热汽出口温度，中间点过热度，机组主汽压力，温度修正PID输出，给水流量，机组功率，燃料指令等，检查各自的变化趋势，当机组负荷稳定在450MW时，发现过热度从19.9℃～40.8℃之间变化，并有振荡和发散现象，A侧过热汽温在556℃～569℃之间波动，变化幅度较大，B侧过热汽温在553℃～568℃之间波动，变化幅度较大。两侧均有超过下限值（557℃）的情况，且低于要求的最低限值，频繁出现温度低越限报警。燃料指令也在180T/H～208 T/H，同时引起主汽压力和给水流量处于振荡之中，对整个协调控制品质产生劣化变化趋势。
2.2 调整前变负荷工况
调取8个（与上同）对主汽温度有影响的主要参数，当机组在变负荷时各主要参数变化情况，检查各自的变化趋势，负荷从580MW上升至620MW，其中过热度随着负荷上涨，快速从34℃下降至14℃，下降幅度大且长时间无法调整至设定值，两侧汽温也随之下降，最低分别降至554℃和537℃，严重偏离设定值，影响机组经济性和安全性。
通过上述现象判定，#1炉主汽温度控制品质出现劣化趋势的异常情况，通过对#1炉主汽温度调取趋势观察与分析，发现#1炉汽温在煤种发生变化的情况下，原自动控制方案及参数不满足现有的参数控制要求，主汽温度出现波动大的劣化趋势。下面对造成这种异常的原因进行分析，并完成对策制定和异常处理。制定优化方案并经过长时间的在线优化与试验，以保证过热汽温优化后控制品质取得显著提高。
3 原因分析与处理对策
3.1 控制策略分析
#1炉过热蒸汽温度以煤水基本关系作为主调手段，用减温水作为汽温的细调手段。控制好过热蒸汽温度的前提就是必须要确定一个合适的煤水基本关系，由于锅炉的大延时特性，过热汽温不适合作为调整煤水关系的修正信号，而是选择分离器出口温度作为调整煤水比的校正信号，通过控制分离器出口蒸汽的过热度来调整煤水基本关系，从而控制过热蒸汽温度。根据对异常工况的分析发现，尤其升负荷过程中，分离器出口蒸汽实际过热度不能被控制在合适的范围之内，从而导致锅炉过热汽温出现快速下降现象。分离器出口过热度能够直接反应煤水关系是否合适，过热度变大说明煤水比偏大，过热度变小说明煤水比偏小。由于实际煤种和煤质的变化，原控制策略需要做一次优化，并通过大量试验，调整相关参数，以解决上述问题。
3.2 煤水基本关系分析与优化调整[2-3]
通过对机组运行参数进行分析发现分离器出口蒸汽实际过热度在机组升负荷过程中出现快速下降，与设定值偏差较大。煤水关系又是影响分离器出口温度和过热蒸汽温度的主要因素，所以对#1炉的煤水基本关系进行了调整，增大了煤水比。在变负荷过程中，给水对于汽温的影响要快于燃料的影响，增大煤水比，能够有效的抑制在升负荷过程中由于给水流量偏大而导致分离器出口过热度下降速度。煤水基本关系进行一系列的调整，为取得过热汽温优化后的效果做好了铺垫。
3.3 过热度控制PID参数分析与优化调整[4-5]
由过热度控制原理中可以看出，分离器出口温度PID用来在基本煤水关系的基础上，根据实际运行工况，进一步调整煤水比，使得分离器出口过热度维持在设定范围之内。所以在增大煤水比的前提下，对分离器出口温度PID的参数进行了调整，增大了PID中的比例系数Kp值，增强了分离器出口温度PID对煤水关系的修正作用。根据不同实际过热度进一步调整Kp值，从而获得最合适的控制效果。
3.4 过热蒸汽减温水自动控制参数分析与优化调整
在调整好煤水关系的基础上，过热蒸汽温度的控制还需要利用减温水进行细调，进一步保证过热蒸汽温度被控制在要求的范围之内。调整过热度在减温水调节中的前馈作用，其中一级减温水A侧前馈系数由0.3调整为0.4，B侧前馈系数由0.6调整为0.4，二级减温水A侧前馈系数由0.15调整为0.2，B侧前馈系数由0.12调整为0.2，此外还对减温水PID参数（比例系数和积分时间）进行了适当调整。 4 结果分析与效果检查
上述一系列优化后，对过热汽温控制系统进行扰动试验，包括负荷稳态下的试验及机组变负荷下的试验，以观察优化后的效果。
4.1 调整后负荷稳态工况
调取8个对主汽温度有影响的主要参数，检查各自的变化趋势，经过上述优化调整后，负荷稳定在430MW，两侧汽温和其他相关参数都处于较稳定状态，A侧最高568℃，最低至566℃，B侧最高570℃，最低565℃，稳态负荷时，主汽温度无越限报警现象，稳态参数较优化前无论从变化幅度，还是稳态偏差均有大幅度提高，符合《DL_T_657-2006火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》的规程要求。
4.2 调整后变负荷工况
调取8个对主汽温度有影响的主要参数，检查在机组负荷变化过程中的各参数各自的变化趋势，如图1所示：
1-A侧末级过热汽出口温度，2-B侧末级过热汽出口温度，3-温度修正，4-燃料指令，5-给水流量，6-主汽压力，7-过热度，8-机组功率。
图中负荷从489MW上升至650MW，过热度在随负荷上升过程，在初始阶段虽有下降趋势，但是能够及时得到调整，保证了两侧过热汽温控制在一定范围之内，其中A侧A侧过热汽温在561.3℃～570.2℃之间波动，变化幅度较小，未出现参数越限现象，B侧过热汽温在559℃～571℃之间波动波动范围较小，低于557℃的越限报警次数两侧均为0次，且温度自动调节变化更为快速，能快速回到过热汽温度设定值，在正常参数范围内变化。
4.3 存在的问题
由上述试验，参数的变化趋势上可以看出，机组过热蒸汽温度自动控制品质得到较大的提高，但由于受机组负荷变化量大，机组频繁升降负荷，以及炉内燃烧工况，单台磨煤机启停及磨煤机出力等因素的影响，B侧末级过热汽出口温度控制品质没有A侧末级过热汽出口温度好，B侧参数变化较A侧稍慢，B侧参数变化幅度较A侧参数稍大，下一步我们准备对上述影响汽温的几个主要因素进行深度分析，研究几者存在的关联影响，提出解决方案，并通过试验进行优化效果的验证。
5 总结
针对上述#1炉主汽温度变化趋势异常的分析，通过对#1炉主汽温度调取趋势观察与分析，发现#1炉汽温在煤种发生变化的情况下，原自动控制方案及参数不满足现有的参数控制要求，主汽温度出现波动大的劣化趋势。通过分析，制定优化方案并经过长时间的在线优化与试验，#1炉主汽温度自动控制品质得到显著提高，证明优化方案的有效性，今后通过深度优化，进一步提高主汽温度自动控制品质。
参考文献
[1]侯建新，张卫东等，包一鸣等.1000MW超超临界机组过热汽温控制设计[J]，自动化仪表，2009，30（11）：8-10.
[2]黄红艳，陈华东.超临界直流锅炉控制系统的特点及控制方案[J]，电力建设，2006，27（3）：1-3.
[3]夏明.超临界机组汽温控制系统设计[J]，中国电力；2006，39（3）：75.
[4]刘吉臻.协调控制与给水全程控制，水力电力出版社；1995，11：2-5，18-19.
[5]程蔚萍，陈胜利。超临界直流炉汽温控制系统的改进[J]，发电设备，2006（4）：351-354.
作者简介
张巍（1978—），男，安徽淮北人，毕业于华北电力大学，大唐科技产业集团有限公司南京项目分公司，项目经理。