一种适用于电厂机组协调控制系统低碳寻优的试验方法

技术领域

本发明涉及一种试验方法，更具体一点说，涉及一种适用于电厂机组协调控制系统低碳寻优的试验方法，属于发电厂领域。

背景技术

现有的发电机组协调控制策略对煤种适应性较差，影响负荷跟踪性能，同时大大降低了锅炉燃烧效率。另外，汽机调门开度偏低，节流损失较大造成汽机效率偏低。自电力现货市场推行后，AGC指令更频繁、幅度更大、反调更快，目前机组AGC控制系统不能适应，导致负荷精度和速度考核量较大。机组燃烧与控制性能不佳，必然带来机组主重要参数的不稳定甚至大幅波动，这些因素危及机组安全、损伤机组寿命，带来巨大的隐患。通常机组运行在比较稳定的工况下经济性能最佳，当机组各主要参数处于不断波动状态下将增加机组的煤耗，同时给运行人员操作监盘带来巨大的压力，不仅增加了操作量，还带来了一定误操作的风险，给机组增加了安全隐患。

发明内容

为了解决上述现有技术问题，本发明提供具有提升锅炉和汽机效率，实现节能降碳、提高机组整体经济效益等技术特点的一种适用于电厂机组协调控制系统低碳寻优的试验方法。

为了实现上述目的，本发明是通过以下技术方案实现的：

一种适用于电厂机组协调控制系统低碳寻优的试验方法，所述寻优的试验方法包括：锅炉燃烧调整及建模寻优、汽机滑压效率优化及建模寻优、MCS控制系统性能优化、CCS协调控制系统性能优化、一次调频控制性能优化。

优选的，还包括汽温控制优化、AGC性能优化。

优选的，锅炉燃烧调整及建模寻优的试验方法包括如下步骤：预备性试验、习惯运行方式下的测量及分析、制粉系统及煤粉细度调整试验、一次风速调整试验、二次风配风方式调整试验、干除渣系统调整试验、运行最佳氧量调整试验、数据处理。

优选的，汽机滑压效率优化及建模寻优的试验方法包括如下步骤：

1)各工况主汽温和再热汽温保持额定值，在每个试验工况进行过程中，均保持参数稳定，高压调门开度不变，固定阀位工况运行时，以负荷为控制目标，调整燃煤量来控制负荷满足试验要求，阀位的固定通过调整高压调门开度上限并结合降低主汽压设定值的方法进行；

2)在机组日常调峰负荷段设置了100％ Pe、90％ Pe、80％ Pe、70％ Pe、60％ Pe、50％ Pe、40％ Pe 7个负荷点，对比数据，得到与负荷对应的高压调门的优化阀位；对每个工况点进行试验，记录各个工况点的主蒸汽压力，试验完成后将记录的负荷点和对应的主蒸汽压力作为优化后的滑压曲线，在逻辑中进行修改，作为优化滑压运行曲线。

优选的，通过定值扰动及负荷扰动试验，对MCS控制系统性能优化中的模拟量控制回路优化，模拟量控制回路优化包括对锅炉送风控制系统，具体包括：

1)锅炉总风量接近设定值，将系统投入自动，等待系统调节稳定；

2)锅炉总风量稳定在设定值附近15分钟后，对送风控制系统进行定值扰动试验；

3)解除设定值的速率限制，阶跃改变锅炉风量设定值，改变的幅值为±100t/h，观察系统响应情况及风量的变化趋势，记录试验结果；

4)若参数超调大于25％或衰减率小于0.9，则需重新调整参数，重新对调节回路进行扰动试验，直至品质达到要求；将最终参数写入相应的工程师站数据库中并记录。

优选的，CCS协调控制系统性能优化：包括模型测试、稳态调试、负荷变动试验；

其中，模型测试：在锅炉主控信号上叠加幅度为±0.5％的测试方波，动作间隔约为20分钟/次。根据测试得到的数据进行建模，得到负荷、压力对锅炉主控、汽机调门、供热、减温水等多变量输入的响应模型；

稳态调试：固定负荷2小时待机组参数稳定后，投运协调先进控制器，在初次投运时，对锅炉主控，汽机主控输出做限幅处理DCS侧，锅炉主控上下限为当前值的±1％，汽机主控上下限为当前值的±5％，调整控制器参数，在控制器稳定后，逐步放开限制到正常运行范围；

负荷变动试验：将机组变负荷率设置为机组日常AGC调节速率，进行变动负荷性能测试，试验应在避开启停磨煤机的负荷段内进行，机组变负荷性能测试在40％-50％Pe、50％-75％Pe、在75％-100％Pe负荷段内分别进行。

优选的，AGC性能优化：

1)保持稳定机组负荷工况，机炉协调控制系统CCS投入正常并运行稳定，投入AGC控制，设置机组负荷变动率，设置机组负荷设定上、下限；

2)机组工况稳定时，在负荷变动范围内，改变机组负荷指令，观察机组在AGC模式下的控制性能，记录机组负荷和各主要参数的变化数据及趋势；对记录的数据进行分析，确定机组负荷响应时间及负荷稳定时间，实现计算得到机组实际变负荷速率参数，及时调整参数。

优选的，通过对汽轮机电液调节系统DEH侧功能回路和协调控制系统CCS侧功能回路实现一次调频控制性能优化：

其中，CCS侧功能：根据发电机频率和额定频率的偏差计算出调频负荷，调频负荷与机组负荷指令叠加，在经过高、低限幅后作为机组实际负荷指令，分别送汽机主控制器和锅炉主控制器，实现负荷增减；

DEH侧功能:将机组运行中实际转速与额定转速进行比较，计算转速偏差；通过转速死区和不等率参数的设置，输出对应一次调频动作的修正指令叠加到流量指令上，经阀门流量管理计算后至汽机调门动作输出。

优选的，预备性试验：

A)氧量标定，氧量标定计算方法是：标定系数＝实测值/表盘值；

B)烟气温度标定，烟气温度标定计算方法是：标定系数＝实测值/表盘值；

C)表盘参数组态：试验前对试验所需的参数进行组态；

习惯运行方式下的测量及分析：

1)空预器进出口烟气成份分析

就地采用网格法测量，在空气预热器出口平直烟道内，按等截面划分原则测量烟气成分，并找出代表点，测量分析空预器出口烟气中的O2、CO、NOx含量；空预器入口平直烟道内，按等截面划分原则测量烟气成分，并找出代表点，试验期间记录测试数据，锅炉主要运行参数在主控室用计算机数据连续采集系统监测，15分钟记录一次；

2)入炉煤取样分析

试验过程中，在投入运行的给煤机落煤管上取原煤样，采样完毕后立即分别制成2份煤质试样，装入密闭袋内，一份用来分析煤质，另一份作为备用试样。运行优化期间,每天取一次煤样；

3)灰、渣取样及可燃物含量分析

飞灰采样采用空预器出口的固定式等速飞灰采样器连续取样，试验开始时倒空采样瓶，试验结束时取出瓶内样品，制成2份试样，装入密闭袋内，一份用来分析其可燃物含量，另一份作为备用试样；

炉渣采样在捞渣机出口处，试验期间取样，将采集的渣样制成2份试样，一份用来分析其可燃物含量，另一份作为备用试样；

4)排烟温度测量

就地采用网格法测量，在空气预热器出口烟道内，按等截面划分原则测量烟气温度找到代表点，试验期间测量排烟温度；

5)用温湿度计测量送风机入口空气温度和空气相对湿度，用大气压力表测量当地大气压；

6)炉膛温度测量

试验过程中利用光学高温仪在炉膛看火孔测量炉膛内烟气温度，设定仪器测试黑度ε＝0.97。

优选的，制粉系统及煤粉细度调整试验：

1)制粉系统通风量标定；

2)给煤机出力标定；

对各台给煤机的给煤量进行标定，标定方法是采用测量密度法，保持各给煤机现有煤层厚度不变，将测量给煤机停电后，测量给煤机中煤流断面煤层平均厚度，测量磨煤机中煤流断面宽度和刮板各部分尺寸，测量煤的堆积密度，每台给煤机的给煤量由下式计算：

B

式中：B

3)磨煤机、给煤机的功率测定，在试验过程中在6kV配电室测量电功率计，制粉系统耗电量按下式计算：

N

式中N

制粉系统单耗按下式计算：

E

式中N

有益效果：对机组动态经济滑压曲线、AGC控制、燃烧控制等多系统辨识建模，在保证机组安全稳定运行的基础上，改善锅炉和汽机效率，在节能降碳的基础下整体提高机组运行经济性。

具体实施方式

以下结合实施例，对本发明作进一步说明，但本发明并不局限于以下实施例。

一、汽机滑压效率优化及建模寻优的试验方法：

利用试验比较法对机组运行压力进行寻优，在机组正常运行范围内选取若干典型负荷点，在每个负荷点上设置合理的主汽压力定值以及与高压调门开度的对应关系，在提高机组循环热效率和减小进汽调阀节流损失之间选取最优滑压参数。通过上述方式在确定优化滑压线后，再建立物料(风煤水)-汽轮机高调门开度-对机组发电负荷-汽轮机前压力的多入多出模型，模型应具有足够好的复现性，能反映对象主要动态特性和非线性特性，能够用于分析不同工况下的对象特性以及为控制系统设计提供支持。最终实现机组正常运行过程降低煤耗和减少排放的目的。

1.汽机滑压效率优化及建模寻优的试验目的：

根据锅炉循环效率试验确定优化滑压阀点，在兼顾机组调频调峰能力的基础上，拟定最优的滑压曲线。

试验时，机组按原则性热力系统的方式运行，辅机按设计要求投运。试验前根据试验工况要求调整高压调门开度和负荷。为保持工况稳定性，机组撤出“协调控制”方式，实行DEH阀位控制，高压调门阀限为负荷对应的曲线。各工况主汽温和再热汽温尽量保持额定值。在每个试验工况进行过程中，均保持参数稳定，高压调门开度不变。

固定阀位工况运行时，以负荷为控制目标，在TF方式下，通过手动调整燃煤量来控制负荷满足试验要求。阀位的固定通过调整高压调门开度上限并结合降低主汽压设定值的方法进行。为减小相同负荷不同滑压方式机组运行状况的差异，在煤种稳定前提下，同一负荷各工况保持煤量基本不变。

2.汽机滑压效率优化及建模寻优的试验步骤：

1)试验时，机组按原则性热力系统的方式运行，辅机按设计要求投运。试验前根据试验工况要求调整高压调门开度和负荷。为保持工况稳定性，机组撤出“协调控制”方式，实行DEH阀位控制，高压调门阀限为负荷对应的曲线。各工况主汽温和再热汽温尽量保持额定值。在每个试验工况进行过程中，均保持参数稳定，高压调门开度不变。

2)固定阀位工况运行时，以负荷为控制目标，通过手动调整燃煤量来控制负荷满足试验要求。阀位的固定通过调整高压调门开度上限并结合降低主汽压设定值的方法进行。为减小相同负荷不同滑压方式机组运行状况的差异，在煤种稳定前提下，同一负荷各工况保持煤量基本不变。

3)在机组日常调峰负荷段设置了100％ Pe、90％ Pe、80％ Pe、70％ Pe、60％ Pe、50％ Pe、40％ Pe等7个负荷点，从机组运行经济性和实际控制可行性角度综合考虑，并结合汽轮机阀门流量特性，得到与负荷对应的高压调门的优化阀位。

4)对每个工况点进行试验，记录各个工况点的主蒸汽压力，试验完成后将记录的负荷点和对应的主蒸汽压力作为优化后的滑压曲线，在逻辑中进行修改，作为优化滑压运行曲线。

二、汽温控制优化

可以通过MPC模型预测控制系统，根据被控变量目标设定值、控制闭环响应时间及预测时间长度生成优化设定值过程曲线，通过优化设定值曲线与被控量预测曲线的偏差计算得到最佳的控制变量输出曲线，且实时按照上述寻优方式进行滚动计算，不断修正控制变量曲线，从而应对汽温的大惯性、大延时特性，使汽温偏差控制快速精准地到达目标值。

1.过热器喷水减温阀流量特性试验：

为确保机组安全，主汽温波动幅度不宜过大，因此试验分为阀门开度0％～50％和50％～100％两段进行，试验对象包括过热一级、二级喷水减温阀。

试验步骤：

1)减温水自动调节系统置于手动方式，喷水调门在确保主汽温不致过低的原则下逐渐开至50％。2)通过吹灰、调整风量、调整二次风门开度、尾部烟气挡板开度等手段将主蒸汽温度降低至530℃以下，开始试验。3)手动将调节阀关至40％，等待减温水流量稳定，记录试验曲线。4)依次递减10％开度重复步骤3)，记录试验曲线，至开度为0％。5)流量稳定后依次递增10％开度重复以上步骤，至开度为50％。6)通过吹灰、调整风量、调整二次风门开度、尾部烟气挡板开度等手段将主蒸汽温度升高至540℃以上，开始第二阶段试验。7)同第一阶段试验，将阀门以10％的递变率依次完成50％至100％及100％至50％的开关试验，记录试验曲线。8)将喷水减温调节恢复自动，系统返回至初始状态，结束试验。

2.再热器喷水减温阀流量特性试验

为确保机组安全，再热汽温波动幅度不宜过大，因此试验分为阀门开度0％～50％和50％～100％两段进行，试验对象包括再热汽温喷水减温阀。

试验条件：

1)机组运行正常，给水压力保持稳定。2)再热汽温、减温水流量、调节阀阀位等测量信号正确。3)在机组负荷为70％Pe负荷时做减温水调节阀流量特性试验。4)准备好再热汽温、减温水流量调节阀阀位信号的记录曲线。

试验步骤：

1)喷水调门在确保再热汽温不致过低的原则下逐渐开至50％。2)通过吹灰、调整风量、调整二次风门开度、尾部烟气挡板开度等手段将再热蒸汽温度降低至530℃以下，开始试验。3)手动将调节阀关至40％，等待减温水流量稳定，记录试验曲线。4)依次递减10％开度重复步骤3)，记录试验曲线，至开度为0％。5)流量稳定后依次递增10％开度重复以上步骤，至开度为50％。6)通过吹灰、调整风量、调整二次风门开度、尾部烟气挡板开度等手段将再热蒸汽温度升高至540℃以上，开始第二阶段试验。7)同第一阶段试验，将阀门以10％的递变率依次完成50％至100％及100％至50％的开关试验，记录试验曲线。8)将喷水减温调节恢复自动，系统返回至初始状态，结束试验。

3.汽温喷水减温控制系统优化调整试验

试验概述

汽温喷水减温控制系统优化试验拟在协调优化控制系统完成后进行，如有必要，届时也可以配合协调控制系统同步进行。主要是通过调试不同工况的优化参数，检验优化系统的可用性和优越性，达到优化的目标。届时需要热控配合DCS相关参数的整定和运行配合进行投切、监视工作。

4.主再热汽温定值扰动及负荷扰动试验

汽温定值扰动试验步骤：

试验在大于90％Pe负荷稳定工况下进行，以主汽温度定值扰动试验为例，再热汽温同。

1)检查软件组态和定值及参数设置，确认调节器作用正确，参数合理。2)通过模拟试验分别检查各子系统内回路设定值生成回路。3)确认该系统各信号变送器投入运行，工作正常。4)组态趋势曲线(要记录的参数：主汽温度，主汽温设定值，二级减温器出口温度，减温水流量等)，检查打印机工作是否正常。5)待机组运行工况满足自动系统投运要求，主汽温度接近设定值，将系统投入自动，等待系统调节稳定。6)主汽温度稳定在设定值15分钟后，开始进行定值扰动试验。7)解除系统设定值的速率限制，阶跃改变主汽温度设定值，幅值为-3℃，观察系统调节阀响应情况及主汽温度的变化情况，记录试验结果。8)阶跃改变主汽温度设定值，幅值为+3℃，观察系统调节阀响应情况及主汽温度的变化情况，记录试验结果。9)若参数超调大于25％或衰减率小于0.75，则需重新调整参数，先后对系统内回路和外回路进行调整和试验，直至品质达到要求。10)如果动态过程比较满意，阶跃改变主汽温度设定值，幅值为-5℃，观察系统调节阀响应情况及主汽温度的变化情况，记录试验结果。11)阶跃改变主汽温度设定值，幅值为+5℃，观察系统调节阀响应情况及主汽温度的变化情况，记录试验结果。12)将各调节器最终参数写入相应的工程师站组态数据库中并记录。13)恢复系统设定值的速率限制，结束试验。

5.汽温负荷扰动试验

1)确认该系统各信号变送器投入运行，工作正常。2)待机组运行工况满足自动系统投运要求，主汽温度接近设定值，将系统投入自动，等待系统调节稳定。3)主汽温度稳定在设定值15分钟后，开始进行负荷扰动试验。4)改变机组负荷目标值或燃料量，幅值为±50MW或±5％Pe以上，观察系统调节阀响应情况及主汽温度的变化趋势，记录试验结果。5)若参数偏差大于±5℃或衰减率小于0.75，则需重新调整参数，对系统的负荷、燃料前馈及微分回路进行调整和试验，直至品质达到要求。6)重新进行一次试验，并记录试验曲线。7)将各相关模块的最终参数写入相应的工程师站组态数据库中并记录。

三、MCS/CCS/AGC控制性能优化

采用多变量模型预测控制算法实施对燃煤发电机组的控制，实现锅炉燃烧系统多输入多输出变量的优化控制，有效地解决了燃煤发电机组被控对象的强耦合、迟延问题。针对大范围变负荷引起的被控对象非线性问题，采用线性变参数模型技术，实现了真正的非线性建模，有效地提高了模型精度，同时也大大降低了非线性复杂被控对象的建模难度。另外，在燃烧控制系统动态优化过程中根据机组现场实际情况考虑多目标多约束条件下的寻优，可以实现在保证锅炉安全运行和污染物气体排放达标的前提下，锅炉的效率接近最优。

当前AGC工况下运行中存在的负荷跟踪性能较差，实际负荷变化率远远不能满足电网要求，且机组对煤种的适应能力差、热电耦合、机炉动作不匹配导致机炉主控闭锁而损失负荷控制性能等情况进行分析评估，主要原因包括燃烧、煤质、控制策略等方方面面，其中一个核心症结在于：常规控制算法无法满足多变量、强耦合、高速率的负荷控制需求，无法建立精准的动态燃烧控制模型。

协调控制器(CCS)接受AGC的指令，输出锅炉负荷指令至锅炉燃烧先进系统(ACC)和汽机负荷指令至汽轮机控制系统(DEH)。锅炉燃烧先进系统(ACC)接受协调控制器来的指令，采用模型预测控制技术计算最优的空/燃比，并将这些比值在线地输出到燃料和空气的控制回路。先进的温度控制器(ATC)采用了模型的预测控制技术的计算引擎和范围控制的概念，改善锅炉过热蒸汽温度的稳定性。采用先进温度控制后，可以减小蒸汽温度的波动幅度，提高调节品质，蒸汽温度的设定点可以设定在相对较高的数值。

同时考虑在AGC指令进入次稳态工况时，及时修正锅炉主控、汽机主控的动作幅度，大幅削弱煤量、风量等扰动量，保证机组各运行参数的稳定性，提高机组运行的安全性和稳定性。

控制策略及逻辑优化：针对机组运行存在的问题及AGC考核现状，对MCS控制系统相关控制逻辑进行优化设计及组态修改，包括主、重要模拟量控制回路(基础自动如风烟、给水、汽温等)、协调控制系统、其他与协调控制相关的辅助逻辑的修改与优化。

具体涉及到的优化回路包括：炉膛压力控制回路；二次风量和氧量控制回路；主汽温控制回路；再热汽温控制回路；制粉系统及二次风门控制回路；给水系统控制回路；热井及除氧器水位控制回路；主汽压力控制及设定回路；

对上述回路的优化逻辑修改完成后，需进行相应的静态测试工作，包括信号联调、设备连锁、保护回路动作确认、控制回路仿真等，确保控制策略的正确性和安全性。

MCS系统定值扰动及调整试验：

机组稳定负荷工况下须针对各主、重要调节系统开展定值扰动试验，完成相应的回路的参数优化及整定。

试验方法：

以送风控制系统扰动试验为例，送风机控制系统在自动方式下工作。运行人员将总风量给定值改变+100t/h，待总风量变化趋于稳定后，记录总风量和送风机动叶开度的变化曲线；运行人员将总风量给定值改变-100t/h，待总风量变化趋于稳定后，记录总风量和送风机动叶开度的变化曲线。试验过程中根据调节性能状况优化调整控制参数，试验记录表格如表所示。

二次风控制系统定值扰动试验

试验步骤：

试验步骤以送风调节系统定值扰动试验为例：

1)检查软件组态和定值及参数设置，确认调节系统构成合理，调节器作用正确，参数合理。2)确认该系统各信号变送器投入运行，工作正常。3)组态趋势曲线，要记录的参数如下：锅炉总风量，风量设定值，送、引风机指令、燃料指令等，检查打印机工作是否正常。4)记录机组主要运行工况，如主要辅机运行情况，机组协调控制系统运行方式，机组主要运行参数等。5)待机组运行工况满足自动系统投运要求，锅炉总风量接近设定值，将系统投入自动，等待系统调节稳定。6)锅炉总风量稳定在设定值附近15分钟后，对送风控制系统进行定值扰动试验。7)解除系统设定值的速率限制，阶跃改变锅炉风量设定值，改变的幅值为±100t/h，观察系统响应情况及风量的变化趋势，记录试验结果。8)若参数超调大于25％或衰减率小于0.9，则需重新调整参数，重新对调节回路进行扰动试验，直至品质达到要求。9)将最终参数写入相应的工程师站数据库中并记录。10)恢复系统设定值的速率限制，试验完成。

CCS协调控制系统优化调整试验：

在40％-100％Pe负荷段，对机组变负荷性能进行评估，开展机组变负荷试验，完成机组的协调控制系统参数整定及优化工作。

模型测试：协调控制处于自动状态。AGC自动投入。在锅炉主控信号上叠加幅度为±0.5％的测试方波(方波幅度可从±0.25％开始，逐步放大)，动作间隔约为20分钟/次。根据测试得到的数据进行建模，得到负荷、压力对锅炉主控、汽机调门、供热、减温水等多变量输入的响应模型。

稳态调试：协调控制处于自动状态。申请固定负荷2小时(具体负荷量据申请情况而定，不做要求)。待机组参数稳定后，投运协调先进控制器，在初次投运时，对锅炉主控，汽机主控输出做限幅处理(DCS侧)，锅炉主控上下限为当前值的±1％(如当前值为40％，则锅炉主控上限41％下限39％)，汽机主控上下限为当前值的±5％。调整控制器参数，在控制器稳定后，逐步放开限制到正常运行范围。

负荷变动试验：选择AGC退出，CCS投入，先控优化投入，将机组变负荷率设置为机组日常AGC调节速率，进行变动负荷性能测试，试验应在避开启停磨煤机的负荷段内进行，若变负荷幅度较大且无法避开启停磨煤机操作时，应提前做好启停磨组的准备工作。机组变负荷性能测试在40％-50％Pe、50％-75％Pe、在75％-100％Pe负荷段内分别进行。

在较高负荷段内进行升负荷试验时，在整个过程中应保证给煤(或给粉、送风等系统都有向上至少5％ Pe的控制裕量(Pe为机组额定负荷)。在较低负荷段内进行降负荷试验时，在整个过程中应保证给煤(或给粉、送风等系统都有向下至少5％Pe的控制裕量。

AGC性能测试：

选择AGC投入，将机组变负荷率设置为机组日常AGC调节速率，交由调度直接给指令进行全程范围变动负荷性能测试，试验结束后以调度最终计算结果判断该机组AGC性能是否合格。根据试验记录曲线，统计分析机组各项参数的动态偏差及机组的负荷响应情况，得出试验结论。

AGC调节能力测定及调整试验过程如下：1)机组负荷工况稳定，机炉协调控制系统投入正常并运行稳定，投入AGC控制，按照规范要求，设置机组负荷变动率，设置机组负荷设定上、下限。2)机组准备就绪，工况稳定，在负荷变动范围内，由湖北省调远方改变机组负荷指令，观察机组在AGC模式下的控制性能，视需求调整参数，优化AGC调节品质。3)试验测试过程观察负荷响应情况，记录机组负荷和各主要参数的变化数据及趋势。4)对记录的数据进行分析，确定机组负荷响应时间及负荷稳定时间，同时计算得到机组实际变负荷速率等相关参数。5)测试过程中若机组主汽温、主汽压、炉膛负压、汽机转速、轴承振动等参数超标，视具体情况，必要时应及时采取安全措施或者停止试验。试验结束后，持续观察AGC调节效果，并结合调度考核数据，进行持续跟踪并及时调整参数，尽可能提升机组AGC考核结算数据。

本项目所提供的AGC/CCS/MCS优化控制技术服务，在现场投用中达到如下性能指标要求：

五、一次调频控制性能优化

对于火力燃煤机组来说，一次调频主要依靠汽机调门的迅速动作来释放机组蓄热以达到快速响应调频负荷要求的目的。为满足调度考核要求，机组一次调频性能首先需达到规定的动作合格率；其次在大频差工况下机组一次调频响应能力应达到标准要求。根据机组现有运行状况，一次调频动作合格率不能满足调度考核要求。为此，针对机组一次调频性能提出综合治理方案，在保证机组安全经济运行的前提下提升一次调频性能，达到调度考核要求。调频性能的影响因素及整改措施

常规火电燃煤机组一次调频功能主要通过两部分联合动作实现：汽轮机电液调节系统侧(DEH)功能回路和协调控制系统侧(CCS)功能回路。

CCS侧功能:根据发电机频率和额定频率的偏差计算出调频负荷，调频负荷与机组负荷指令叠加，在经过高、低限幅后作为机组实际负荷指令，分别送汽机主控制器和锅炉主控制器，实现负荷增减。

DEH侧功能:将机组运行中实际转速与额定转速进行比较，计算转速偏差；通过转速死区和不等率参数的设置，输出对应一次调频动作的修正指令叠加到流量指令上，经阀门流量管理计算后至汽机调门动作输出。

对机组一次调频系统功能从频率信号采集的准确性、执行设备动作的可靠和准确性、控制策略的合理性和适应性、机组一次调频控制参数、机组协调控制性能、机组一次调频信号安全控制性能等方面进行优化整治。从而改善机组一次调频效果，提高一次调频动作合格率。

一次调频优化指标要求：1)转速不等率:火电机组转速不等率为3％～6％,该技术指标不计算调频死区影响部分；2)调频死区:机组参与一次调频死区为|±0.033|Hz或|±2|r/min。3)机组参与一次调频的响应滞后时间应小于3s。4)机组参与一次调频的稳定时间应小于1min。5)机组一次调频的负荷响应速度应满足:机组达到75％目标负荷的时间应不大于15s,达到90％目标负荷的时间应不大于30s。6)机组参与一次调频的调频负荷变化幅度下限应不小于机组稳燃负荷。7)机组一次调频的负荷变化幅度上限进行限制,限制幅度在6％P

如：100％Pe一次调频试验

1)机组负荷在100％Pe负荷稳定运行，AGC撤出。

2)机组运行方式：CCS协调投入，DCS/DEH侧一次调频均投入。

3)运行人员不进行增减负荷等操作，尽可能维持机组稳定运行。

4)将进入一次调频回路的转速通过手动强制的方法从3000r/min阶跃变化到3004r/min，保持60s以后再将转速强制为3000r/min，记录频差信号、机组负荷、主汽压力/温度、汽轮机高压调节汽门开度、机组振动、轴向位移、EH油压力、功率响应时间等信号，并观察EH油管路的振动情况。

5)重复上述步骤将转差信号改为-4、0r/min，观察机组功率波动情况，对试验数据进行记录。观察主汽压、主汽温、炉膛负压等主要参数波动情况。

6)上步试验后如主要参数平稳以及负荷响应尚有裕度，重复上述步骤将转差信号改为±6、0r/min，观察机组功率波动情况，对试验数据进行实时记录。

7)机组在新的工况下稳定后，一次试验结束，恢复频差强制信号。

六、锅炉燃烧调整及建模寻优的试验：

目的：寻求锅炉的最佳运行方式，提高锅炉的安全经济运行水平，同时也为了满足机组AGC优化项目节能及性能指标要求。

试验内容及步骤：

1.预备性试验

1)氧量标定，氧量标定计算方法是：标定系数＝实测值/表盘值。

2)烟气温度标定，烟气温度标定计算方法是：标定系数＝实测值/表盘值。

3)相关表盘参数组态：试验前由电厂热工人员对试验所需的参数进行组态。

2.习惯运行方式下的测量及分析：

在锅炉习惯运行方式下，测量锅炉热效率，并记录相关运行参数。如测试工况为660MW、495MW、330MW、265MW。

1)空预器进出口烟气成份分析

就地采用网格法测量。在空气预热器出口平直烟道内，按等截面划分原则测量烟气成分，并找出代表点，测量分析空预器出口烟气中的O2、CO、NOx含量；空预器入口平直烟道内，按等截面划分原则测量烟气成分，并找出代表点，试验期间记录测试数据。锅炉主要运行参数在主控室用计算机数据连续采集系统监测，15分钟记录一次。

2)入炉煤取样分析

试验过程中，在投入运行的给煤机落煤管上取原煤样。采样完毕后立即分别制成2份煤质试样，装入密闭袋内，一份用来分析煤质，另一份作为备用试样。运行优化期间,每天取一次煤样。

3)灰、渣取样及可燃物含量分析

飞灰采样采用空预器出口的固定式等速飞灰采样器连续取样。试验开始时倒空采样瓶，试验结束时取出瓶内样品，制成2份试样，装入密闭袋内，一份用来分析其可燃物含量，另一份作为备用试样。

炉渣采样在捞渣机出口处。试验期间取样。将采集的渣样制成2份试样，一份用来分析其可燃物含量，另一份作为备用试样。

由于调整期间需要尽快掌握灰渣含碳量数据,灰渣含碳量数据由电厂化验室进行化验。

4)排烟温度测量

就地采用网格法测量，在空气预热器出口烟道内，按等截面划分原则测量烟气温度找到代表点，试验期间测量排烟温度。

5)用温湿度计测量送风机入口空气温度和空气相对湿度。用大气压力表测量当地大气压。

6)炉膛温度测量

试验过程中利用光学高温仪在炉膛看火孔测量炉膛内烟气温度，设定仪器测试黑度ε＝0.97。

3.制粉系统及煤粉细度调整试验：

1)制粉系统通风量标定。

2)给煤机出力标定。

为了能够准确测量制粉系统的出力，对五台给煤机的给煤量进行标定，标定方法是采用测量密度法。保持各给煤机现有煤层厚度不变，将测量给煤机停电后，测量给煤机中煤流断面煤层平均厚度，测量磨煤机中煤流断面宽度和刮板各部分尺寸，测量煤的堆积密度。每台给煤机的给煤量由下式计算：

B

式中：B

3)磨煤机、给煤机的功率测定，在试验过程中在6kV配电室测量电功率计，制粉系统耗电量按下式计算：

N

式中N

制粉系统单耗按下式计算：

E

式中N

4.一次风速调整试验：

1)一次风热态校核：用标定后的一次风速观察热态风速偏差情况，必要时进行调平。

2)一次风速调整试验

保持炉膛出口氧量稳定，调整一次风箱压力，改变一次风速，观察一次风速改变对锅炉运行主要参数及锅炉效率的影响。

采用三种试验风速，调解过程中应该逐个缓慢地调节，同时严密监视炉膛内的燃烧状况，确保锅炉燃烧稳定。

按试验措施的要求记录相关的锅炉运行主要参数(包括各风机运行参数、功率，各风道压力)和机组发电功率、给粉机转速；实测排烟温度、氧量、大气参数；采集原煤、飞灰、大渣，计算锅炉效率。

5.二次风配风方式调整试验：

控制炉膛出口氧量稳定，通过调整二次风风门挡板开度，改变二次风配风方式，观察二次风配风改变对锅炉运行主要参数及锅炉效率的影响。调解过程中应该逐个缓慢地调节，同时严密监视炉膛内的燃烧状况，确保锅炉燃烧稳定。

按试验措施的要求记录相关的锅炉运行主要参数(包括各风机运行参数、功率，各风道压力)和机组发电功率、给粉机转速；实测排烟温度、氧量、大气参数；采集原煤、飞灰、大渣，计算锅炉效率。

6.干除渣系统调整试验：

根据现有干除渣系统的运行情况，展开干除渣系统运行优化，改善机组运行情况。

7.运行最佳氧量调整试验：

1)本次试验通过送风机、引风机等的调整，改变炉膛出口氧量。计划在机组660MW、490MW、330MW和265MW负荷下调整氧量，每个负荷下的氧量变化视实际运行工况而定。

2)在不同工况下，应保证机组的运行稳定。炉膛压力维持在0～-50Pa；机组燃用煤量基本保持稳定；试验期间不改变机组制粉系统的运行方式。

3)试验期间在空气预热器前的烟道内按等截面划分原则设置烟气取样管，用乳胶管将取样管与已进行过校验的烟气分析仪连接，测量分析空预器出口烟气中的O

4)试验期间应注意炉膛内燃烧状况，并记录在案。

5)运行参数记录

按试验措施的要求记录相关的锅炉运行主要参数(包括各风机运行参数、功率，各风道压力)和机组发电功率、给煤量；实测排烟温度、氧量、大气参数；采集原煤、飞灰、大渣，计算锅炉效率。

8.数据处理及说明：

计算过程中采用的测试数据均为有效测试数据的平均值。简便计算所需的氧量、排烟温度、飞灰等数据均采用标定后的实际数值。计算方法参照GB10184-2015《电站锅炉性能试验规程》的规定或与电厂技术人员商定的计算方法。

最后，需要注意的是，本发明不限于以上实施例，还可以有很多变形。本领域的普通技术人员能从本发明公开的内容中直接导出或联想到的所有变形，均应认为是本发明的保护范围。