600MW超临界机组控制技术

1、超临界机组的自动发电（AGC）控制江苏省电力试验研究院有限公司页：1使用3号宋体，加黑。对中。2007 年 7 月 页：1使用4号宋体，加黑。对中。1. 超临界机组的特性1.1 临界火电机组的技术特点超临界火电机组的参数、容量及效率超临界机组是指过热器出口主蒸汽压力超过22.129MPa。目前运行的超临界机组运行压力均为24MPa25MPa，理论上认为，在水的状态参数达到临界点时(压力22.129MPa、温度374.)，水的汽化会在一瞬间完成，即在临界点时饱和水和饱和蒸汽之间不再有汽、水共存的二相区存在,二者的参数不再有区别。由于在临界参数下汽水密度相等，因此在超临界压力下无法维持自然循环，即

2、不再能采用汽包锅炉，直流锅炉成为唯一型式。提高蒸汽参数并与发展大容量机组相结合是提高常规火电厂效率及降低单位容量造价最有效的途径。与同容量亚临界火电机组的热效率相比，采用超临界参数可在理论上提高效率2%2.5%，采用超超临界参数可提高4%5%。目前,世界上先进的超临界机组效率已达到47%49%。1.2 超临界机组的启动特点超临界锅炉与亚临界自然循环锅炉的结构和工作原理不同，启动方法也有较大的差异，超临界锅炉与自然循环锅炉相比，有以下的启动特点：1.2.1 设置专门的启动旁路系统直流锅炉的启动特点是在锅炉点火前就必须不间断的向锅炉进水，建立足够的启动流量，以保证给水连续不断的强制流经受热面，使其

3、得到冷却。一般高参数大容量的直流锅炉都采用单元制系统，在单元制系统启动中，汽轮机要求暖机、冲转的蒸汽在相应的进汽压力下具有50以上的过热度，其目的是防止低温蒸汽送入汽轮机后凝结，造成汽轮机的水冲击，因此直流炉需要设置专门的启动旁路系统来排除这些不合格的工质。1.2.2 配置汽水分离器和疏水回收系统超临界机组运行在正常范围内，锅炉给水靠给水泵压头直接流过省煤器、水冷壁和过热器，直流运行状态的负荷从锅炉满负荷到直流最小负荷。直流最小负荷一般为25%45%。低于该直流最小负荷，给水流量要保持恒定。例如在20%负荷时，最小流量为30%意味着在水冷壁出口有20%的饱和蒸汽和10%的饱和水，这种汽水混合物

4、必须在水冷壁出口处分离，干饱和蒸汽被送入过热器，因而在低负荷时超临界锅炉需要汽水分离器和疏水回收系统，疏水回收系统是超临界锅炉在低负荷工作时必需的另一个系统，它的作用是使锅炉安全可靠的启动并使其热损失最小。常用的疏水系统有三种类型：扩容式疏水系统、疏水热交换器式系统和辅助循环泵式系统，具有不同的结构和不同的效率。1.2.3 启动前锅炉要建立启动压力和启动流量启动压力是指直流锅炉在启动过程中水冷壁中工质具有的压力。启动压力升高，汽水体积质量差减小，锅炉水动力特性稳定，工质膨胀小，并且易于控制膨胀过程，但启动压力越高对屏式过热器和再热器和过热器的保护越不利。启动流量是指直流锅炉在启动过程中锅炉的给

5、水流量。2. 超临界机组的启动系统2.1 超临界机组启动系统功能及形式2.1.1 启动系统功能超临界直流锅炉启动系统的主要功能是建立冷态、热态循环清洗、建立启动压力和启动流量、以确保水冷壁安全运行；最大可能地回收启动过程中的工质和热量、提高机组的运行经济性；对蒸汽管道系统暖管。 启动系统主要由启动分离器及其汽侧和水侧的连接管道、阀门等组成，有些启动系统还带有启动循环泵、热交换器和疏水扩容器。2.1.2启动系统形式超临界直流锅炉的启动系统按形式分为内置式和外置式启动分离器2种：外置式启动分离器系统只在机组启动和停运过程中投入运行，而在正常运行时解列于系统之外；内置式启动分离器系统在锅炉启停及正常

6、运行过程中均投入运行。不同的是在锅炉启停及低负荷运行期间汽水分离器湿态运行，起汽水分离作用，而在锅炉正常运行期间汽水分离器只作蒸汽通道。2.2 启动系统的控制外置式启动分离器系统的优点是：分离器属于中压容器（一般压力为7 MPa），设计制造简单，投资成本低。 缺点是：在启动系统解列或投运前后过热汽温波动较大，难以控制，对汽轮机运行不利；切除或投运分离器时操作较复杂，不适应快速启停的要求；机组正常运行时，外置式分离器处于冷态，在停炉进行到一定阶段要投入分离器时，对分离器产生较大的热冲击；系统复杂，阀门多，维修工作量大。内置式分离器启动系统由于系统简单及运行操作方便，适合于机组调峰要求。在直流锅炉

7、发展初采用外置式启动分离系统，随着超临界技术发展，目前大型超临界锅炉均采用内置式启动分离器系统。内置式分离器启动系统由于疏水回收系统不同，基本可分为扩容器式、循环泵式和热交换器式3种。在这里介绍哈尔滨锅炉厂生产的HG-1950/25.4-YM1 型锅炉，采用超临界压力、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构型布置的前后墙对冲燃烧方式的本生型直流锅炉，启动系统采用工质和热量回收效果好的带再循环泵的内置式启动分离器系统，其结构如图2.1所示：图2.1 HG-1950/25.4-YM1型锅炉内置式启动分离系统带再循环泵的内置式启动分离器系统由下列设备组成。1) 启动再循环泵锅炉启动时

8、，锅炉管路冲洗和上水冲洗结束后，如满足启动允许条件：循环泵冷却水流量正常、循环泵出口隔离阀关闭、最小流量隔离阀关闭、贮水箱水位正常、再循环调节阀关闭，运行人员可以手动启动循环泵。在降负荷过程中，如果负荷40%锅炉最大连续蒸发量（BMCR）、燃烧器在燃烧、且满足循环泵启动允许条件，则循环泵自动启动。 在启动循环泵一段时间内，如果最小流量隔离阀和启动再循环隔离阀都未开，再循环泵跳闸。2) 最小流量隔离阀循环泵启动后5s联锁开启最小流量隔离阀。在锅炉运行过程中，如果循环泵在运行，再循环流量大于定值时，隔离阀自动关闭；当再循环流量超过低限时，隔离阀自动打开。3) 再循环隔离阀循环泵启动后5s联锁打开再

9、循环隔离阀，循环泵停止联锁关闭再循环隔离阀。4)过冷水隔离阀为防止循环泵入口水饱和汽化，威胁循环泵安全，系统设计了一路从省煤器入口过来的过冷水到循环泵入口，以增加循环泵入口水的过冷度。 当循环泵入口水的过冷度小于20，过冷水隔离阀自动打开过冷度大于30时，过冷水隔离阀自动关闭。5)再循环调节阀调节贮水箱水位在设计范围内。6)大、小溢流阀当再循环调阀无法调节贮水箱在正常水位时，小溢流阀先打开；当水位继续升高超过某一高度时，大溢流阀也打开；当水位恢复到正常时，大、小溢流阀自动关闭。为了安全，当锅炉压力比较高时，联锁关闭溢流阀。7)大、小溢流调节阀大、小溢流调节阀对贮水箱水位进行开环调节，水位在某一

10、个范围内变化时，溢流调节阀从0%开到100%。2.3 启动系统运行2.3.1 启动过程直流之前：锅炉给水泵控制分离器水位，负荷逐渐增加，一直到纯直流负荷方式后切换到中间点焓值自动控制方式。启动之前：按照冷态、温态、热态启动方式，顺序启动锅炉相关的辅机；贮水箱水位由再循环调节阀和大、小溢流调节阀控制。启动阶段：省煤器入口的给水流量保持在某个最小常数值；当燃料量逐渐增加时，随之产生的蒸汽量也增加，从分离器下降管返回的水量逐渐减小，分离器入口湿蒸汽的焓值增加。直流点：分离器入口蒸汽干度达到，饱和蒸汽流入分离器，此时没有水可分离#锅炉给水流量仍保持在某个最小常数值。蒸汽升温阶段：给水流量仍不变，燃烧率

11、继续增加，在分离器中的蒸汽慢慢地过热，分离器出口实际焓值仍低于设定值，温度控制还未起作用。所以此时增加的燃烧率不是用来产生新的蒸汽，而是用来提高直流锅炉运行方式所需的蒸汽蓄热，到分离器出口的蒸汽焓值达到设定值，进一步增加燃烧率，使焓值超过设定值。中间点温度控制阶段：进一步增加燃烧率#给水量相应增加，锅炉开始由定压运行转入滑压运行。焓值控制系统投入运行，分离器出口的蒸汽温度由(煤水比)控制。当锅炉负荷增加至35%，锅炉正式转入干态运行。2.3.2 停机过程机组降负荷：从纯直流锅炉方式切换到启动运行方式，机组控制方式由温度控制切换到水位控制的过程。中间点温度控制阶段：锅炉负荷指令同时减少燃烧率和给

12、水流量，焓值控制系统自动。 给水流量逐渐减少，达到最低直流负荷流量。蒸汽降温阶段：给水流量仍不变，燃烧率继续减小，在分离器中蒸汽过热度降低，开始有水分离出。直流点：蒸汽过热度完全消失，流入分离器的蒸汽呈饱和状态。启动阶段：进一步减小燃烧率，给水流量不变，分离器入口蒸汽湿度增加，贮水箱中开始积水，水位控制开始动作，再循环调节阀和大、小溢流调节阀自动调节水位。3. 超临界机组的协调与AGC控制3.1 超临界机组CCS及AGC控制中的难点3.1.1 机、炉之间耦合严重超临界机组控制难点之一在于其非线性耦合，使得常规的控制系统难以达到优良的控制效果。由于直流锅炉在汽水流程上的一次性通过的特性，没有汽包

13、这类参数集中的储能元件，在直流运行状态汽水之间没有一个明确的分界点，给水从省煤器进口开始就被连续加热、蒸发与过热，根据工质（水、湿蒸汽与过热蒸汽）物理性能的差异，可以划分为加热段、蒸发段与过热段三大部分，在流程中每一段的长度都受到燃料、给水、汽机调门开度的扰动而发生变化，从而导致了功率、压力、温度的变化。直流锅炉汽水一次性通过的特性，使超临界锅炉动态特性受末端阻力的影响远比汽包锅炉大。当汽机主汽阀开度发生变化，影响了机组的功率，同时也直接影响了锅炉出口末端阻力特性,改变了锅炉的被控特性。由于没有汽包的缓冲，汽机侧对直流锅炉的影响远大于对汽包锅炉的影响。3.1.2 强烈的非线性超临界机组采用超临

14、界参数的蒸汽，其机组的运行方式采用滑参数运行，机组在大范围的变负荷运行中，压力运行在10MPa25MPa.之间。超临界机组实际运行在超临界和亚临界两种工况下，在亚临界运行工况工质具有加热段、蒸发段与过热段三大部分，在超临界运行工况汽水的密度相同，水在瞬间转化为蒸汽，因此在超临界运行方式和亚临界运行方式机组具有完全不同的控制特性，是特性复杂多变的被控对象。因此在设计控制方案时若不考虑自适应变参数控制，将使自动控制系统很在机组整个协调负荷范围均达到满意的品质。3.1.3 机组蓄热能力小、锅炉响应慢与AGC运行方式下要求快速变负荷的矛盾 超临界机组蒸发区的工质贮量与金属质量相比同参数的汽包炉要小得多

15、，因而其变负荷时依靠降低压力所释放的能量较少，而锅炉侧多采用直吹式制粉系统，存在较大的延迟特性，使得在快速变负荷时机、炉两侧能量供求的不平衡现象尤为严重，易造成主控参数的大幅波动。但对于电网控制而言，为了用电侧频繁变化下维持频率和联络线交换功率的稳定，发给各机组的AGC指令也是频繁波动的，并要求机组实际负荷能以较快的响应速度跟随调度指令。图1.1是2006年6月8日17:3019:00江苏电网调度EMS系统对华能太仓#4机组（600MW）的AGC指令曲线，从图中可看出AGC指令每隔23分钟即会变化一次，而且经常来回反向动作，如果机组协调控制系统设计得不好，在这种负荷扰动下极易造成运行的不稳定。

16、图3.1 600MW机组AGC指令变化曲线3.2 国内外目前控制方案介绍目前，国内大型火电机组的控制系统多为国外进口，协调控制方案或按照国外厂家的设计做部分改进，或参照国内同类机组控制方案进行设计，对于直流炉机组由于应用在国内时间较短，在协调控制策略上基本上都沿用了国外DCS厂家的原设计，以下分别分析各家DCS公司的协调控制方案技术特点：1) FOXBORO公司设计了基于BF的CCS和基于TF的CCS两种协调控制方式（见图3.2），其中BF-CCS时机侧同时调功和调压以防止压力偏差过大，并将负荷指令 经过惯性环节后才进入汽机功率调节器，以在变负荷初始阶段减缓汽机侧的动作速度，防止由于锅炉的的大

17、惯性而使指控参数出现大幅波动，锅炉侧调压并采用负荷指令和汽机调门等效开度的DEB指令做前馈以加速响应。TF-CCS时锅炉侧调功并引入负荷指令信号作前馈，汽机调压回路引入功率偏差，利用锅炉蓄能，减少功率波动，可称作综合型协调控制。 图3.2 FOXBORO超临界机组协调控制方案煤水比控制（见图3.3）上首先根据燃料量指令计算对应的设计给水流量，并根据分离器出口温度与设计值偏差判断目前的给水流量计算值是否合适，并相应的增减省煤器入口给水流量指令。控制回路中还同时设计了减温水校正功能，基本思想是：若系统目前的减温水流量高于设计流量，则应适当下调分离器出口温度的设定值，减少给水流量，以使机组工作于效率

18、较高的工况下。图3.3 FOXBORO公司超临界机组煤水比控制方案2) 日立公司控制方案日立公司的协调控制方案与FOXBORO公司设计的基于BF的CCS较类似，只不过在锅炉指令的前馈处理上未使用DEB信号，而直接采用负荷指令UD经超前滞后处理后引入燃料量、风量、给水回路中补偿锅炉侧的相应滞后，汽机侧功率回路也同样采用主汽压力偏差修正负荷指令的方法防止主汽压力波动过大。煤水比控制上日立公司采用焓值计算校正功能（见图3.4），这样可避免由于水蒸汽在不同工况下的不同焓温特性而造成调节偏差，首先根据分离器出口压力计算出当前工况下的过热器入口焓设定初值，该焓值经过当前减温水与设计值的偏差或者分离器温度与

19、当前值的偏差校正后产生过热器入口焓设定终值，该最终设定值与过热器入口实际焓进入焓值校正PID运算得出给水流量附加值，该值加上由锅炉指令经煤水比曲线和惯性延迟后产生的给水流量初始指令而得出最终的省煤器入口流量指令。方案中同时还设计了给水温度校正回路，通过省煤器出口实际焓与当前工况下的设计焓值比较来修正给水流量的设定值，从而可提前一步消除由于高压加热器故障等因素造成的给水温度扰动。图3.4日立公司煤水比修正控制方案3) 西门子公司控制方案西门子公司在超临界机组协调控制上（见图3.5）采用汽机侧纯调功，锅炉侧调压并接受由负荷指令和主汽压力指令共同产生的锅炉加速信号做前馈，提前动作燃料量和给水流量来改

20、善锅炉侧的动态相应特性。并通过以下几种手段来避免出现主汽压力的过大偏差：l 通过主汽压力偏差限制变负荷速率，防止在压力偏差较大时由于汽机调门的持续动作而使参数更加恶化。l 变负荷时机组负荷指令经过几阶惯性环节后再进入汽机功率调节器，适当延缓汽机侧的动作速度以等待锅炉侧响应。l 负荷指令经滑压曲线后也经过几阶惯性环节后再进入锅炉压力调节器，这样在变负荷时压力慢上几拍再变，防止同时升/降负荷和压力时锅炉侧负担过重，从而出现参数的较大波动。图3.5 西门子公司超临界机组协调控制方案 煤水比控制上西门子公司设计的方案较为复杂，其基本思想是首先根据当前负荷、压力等物性参数计算出水冷壁的总吸热率，再通过屏

21、过出口温度与设计值偏差（温差控制器）、分离器出口焓与设计值偏差（焓差控制器）的两级校正后计算出过热器入口焓的期望值，最终由下式得出省煤器入口流量指令： 省煤器入口流量指令 = 水冷壁的总吸热率/（过热器入口焓期望值-省煤器出口焓）西门子在解决煤水回路相互耦合的问题上引入了焓值解耦的策略，在焓值控制器变动的同时也通过微分信号改变燃料量，这相当于是“锅炉指令变动时燃料量通过惯性环节才计算出给水流量”这一过程的逆运算，目的是为了保持燃料量回路始终比给水流量回路超前一段时间，从而消除焓值控制器变化时由于煤、水调节回路惯性不同所造成的额外扰动。图3.6 西门子公司超临界机组煤水比控制方案3.3 控制方案

22、的比较分析及优化3.3.1 国外DCS公司设计策略的实际投用效果从上述几家DCS公司所设计的超临界机组协调控制方案在国内电厂的实际应用效果来看，均存在着一定的问题。FOXBORO公司对其设计的协调方案在直流炉上推荐采用TF-CCS方式，在江苏镇江#5、#6机组（600MW）使用后，机组运行较稳定，主汽压力偏差不大，但未能很好的解决锅炉侧调节功率大滞后的问题。变负荷时的响应很慢，AGC测试速率仅为1.2%左右，而且消除静差的能力也较差，负荷指令与实发功率经常有10MW左右的静态偏差而长时间不能消除，同时由于汽机侧调功，在升负荷初期由于机组滑压运行压力定值上升而造成调门反而关闭，功率在升负荷初期是

23、反向调节的，造成其一次调频性能也很难满足要求。 日立公司的控制策略在上海外高桥电厂900MW超临界机组应用后，实际运行中仅能勉强达到1.0%的AGC速率，其原因主要在于锅炉侧仅采用功率指令作为燃料量、给水流量的动态加速信号，抗内扰能力差，不能及时消除由于工况偏移所造成的额外扰动， 且该信号仅在变负荷过程中起作用，静态时调节压力完全靠一个锅炉主控的单回路来完成，对于大滞后对象，只有PID参数整定得很慢才能保证其稳定性，但同时就造成被调量的动态偏差较大，而汽机侧采用经压力偏差修正的功率指令，一旦压力出现大偏差则转而校正压力，从而影响了变负荷速率。同时由于汽机侧在牺牲负荷的前提下保证压力又反过来造成

24、锅炉侧不能及时增加燃料量，相当于两个耦合回路相互等待，最终的结果就是实际变负荷率与设定值相差很大。西门子公司的协调方案采用汽机侧单纯调节功率，锅炉侧调压并接受由负荷指令和主汽压力指令共同产生的锅炉加速信号做前馈。在整体设计上与日立公司的控制策略类似，其应用的锅炉动态加速信号、通过主汽压力偏差限制变负荷速率和主汽压力定值增加惯性环节仅能在变负荷时起到有效作用，锅炉侧本质上还是靠一个单回路在调节压力，一旦发生扰动时主汽压上升，汽机调门将持续关闭以保证功率，将更加恶化锅炉侧的调节。该策略在华润常熟600MW机组上试投用时，由于机组制粉系统采用的是双进双出磨煤机，燃料量无法准确测得，内扰问题严重，结果

25、造成控制系统在静态下即出现不稳定现象。3.3.2 优化方案分析 以上几种控制方案品质不佳的根本原因，在于没有很好的解决机、炉间的非线性耦合特性，还是采用常规汽包炉的控制思路来设计协调逻辑。常规协调控制系统属于多变量控制系统，在控制策略设计中，必须考虑到单元机组汽压和功率两个控制回路是互相关联的，它们有共同的特征方程式、稳定裕度和衰减率，如果其中一个系统不稳定，则另一个系统也必然不稳定，一个控制回路是否投入自动，将影响另一个回路自动的投入。为了使汽压和功率控制回路相对自己的给定值为无差调节系统同时对非己方的给定值信号不产生静态偏差，要求两回路的调节器都含有积分项，为了使系统有足够的稳定裕度，必须

26、将两回路的调节器的参数设置得很迟钝，而控制品质变差，所以单元机组汽压和功率控制系统全部投入时的控制品质，必然要比单独投入两者中任一回路时的控制品质要差。直流锅炉其蓄热量与汽包锅炉比较起来也是较小的，因而其控制系统显然也是有很大区别的，在汽包锅炉中，调节给水流量对锅炉的蒸发量与过热蒸汽温度并没有什么影响；而在直流锅炉中，给水流量却与蒸发量，过热汽温有密切关系。这表明，在直流锅炉中，各被调量之间的相互干扰是很大的，例如：给水流量的变化直接影响主汽压力与主汽温度的变化，而锅炉燃烧率的变化，同样也会使主汽压力和主汽温度两个方面受到影响。所以，在直流锅炉中，要调节主汽压力就一定要同时调节燃烧率，燃烧量与

27、空气量，和给水量，而相比之下汽包炉系统中只要适度调节燃烧率就可以稳定其他的被调量。这就表明当汽机调门扰动时，对于汽包炉而言如果没有设计很好的解耦方案，锅炉侧没有提前快速响应，由于系统容量较大，还可以牺牲一些蓄热来补偿机、炉间动态特性的差异，机组工况也还不会出现过大的波动；但对于直流而言却承受不了这样的牺牲，结果即会造成主汽压力偏差过大，调节不稳定。由于目前电网对各机组较高的AGC考核要求，整体协调方案上还需设计为汽机调节功率，锅炉调节压力的基于BF方式的CCS，此时如何保证机组的稳定运行，主控参数不大幅越限就成为了机组协调控制系统的关键问题。我院在总结了多台600MW超临界机组的热控调试及试验

28、经验后，从以下几点出发对超临界机组的CCS控制进行了优化：1) 压力控制是直流锅炉控制系统的关键环节，压力的变化对机组的外特性来说将影响机组的负荷，对内特性来说将影响锅炉的温度。因此设计策略时应以优先稳定压力为前提考虑。上述的几种控制方案中，锅炉主控指令均要经过一段时间的惯性延迟（补偿煤水动态特性差异）才改变给水流量指令，这样虽在变负荷时对汽温影响较小，但却增加了主汽压力控制的难度，相当于把温度控制回路中的一部分惯性转嫁到压力控制回路上来，同时由于几个方案中均采用改变给水流量来调节中间点焓值，最终使得给水调温和调压回路的时间常数相近，产生强烈的耦合特性，即使是西门子的方案中采用了焓值解耦策略也

29、不能从根本上解决问题。由超临界机组运行特性可知，燃料量变化对于主汽压力的影响是较小的，主要是影响汽温的变化，而后才由于减温水的调节使得压力上升，而给水流量的改变对于汽压和汽温均有明显的影响，因此从采用改变燃料量来校正汽温是解除两者之间耦合的较好办法，同时应适当减小锅炉主控指令指给水指令之间的惯性环节，使给水能较快速动作的稳定压力，而在变负荷时一方面通过预测控制算法动态超调一定量的燃料量以补偿制粉系统的惯性，另一方面也适当的牺牲一定的温度来保证变负荷的快速性，通过这些手段可将煤-水两回路之间的耦合特性减小的最低程度。2) 协调好煤水之间的匹配关系后，剩下的关键问题如何消除机、炉之间的相互耦合关系

30、，补偿锅炉的的大惯性特性，在变负荷及发生内扰时，锅炉侧能跟得上汽机侧调节功率而造成的持续扰动。直接能量平衡控制策略（DEB）早期即是为直流锅炉控制而提出的，其独特的地方是在所有情况下都解除发电控制和锅炉控制间的耦合和使用根据汽轮机能量需求计算的具有自校正性质的机组指令。DEB策略中采用能量平衡信号Ps*(P1/Pt)来表征汽机向锅炉要求的能量需求量，式中的P1/Pt代表汽机第一级压力与主蒸汽压力之比，其物理含义为汽机调节阀开度的有效值，这一比率在汽机运行范围内有一定的线形特性，Ps代表主蒸汽压力定值，在机组稳态时Ps=Pt，P1即代表进入汽机的蒸汽流量，在机组动态时，能量平衡信号代表汽机在适应

31、负荷需求改变时进入汽机的蒸汽流量。但在变负荷时Ps*(P1/Pt)在时间上仍略慢于机组的功率指令UD，因此较好的方案是采用UD作静态前馈和能量平衡信号的微分叠加共同产生锅炉侧的前馈信号，这样既可满足变负荷时指令快速动作的要求，又能保证稳态下由于系统内扰产生的汽机调门动作及时反应到锅炉侧，提前增减燃料量和给水流量以保证压力的稳定。3) 煤水比校正回路的修正功能应当是针对全负荷范围内的工况而不是单一工况点的，比如说在某个负荷点下由于入炉煤质的变化造成过热器入口焓值的偏移，此时应通过校正将程序中原先预设的煤水比曲线整体平移一个数值，这样在机组变负荷至另一个负荷点的过程中，煤水比校正回路就可不用重新计

32、算而保持不变。当前面介绍的几家公司的方案中均采用在当前给水流量（焓值设定值）上叠加上焓值（温度）调节器输出的做法，这样在变负荷过程中焓值（温度）调节器仍需不停计算以获得下一个工况点的参数，增加了额外的不必要扰动。因此煤水比控制回路应通过中间点焓值（温度）的偏差计算出一个校正系数来一乘积方式修正到燃料量指令上，从而达到煤水比校正全工况校正的目的。4) 超临界机组在协调负荷（通常在40%100%Pe）范围内其压力、温度等机组运行参数均存在很大跨度的变动，机、炉系统的动态特性也随之发生很大的改变，在控制系统设计中若采用相同的策略和特性参数必然造成在某一工况下控制效果很好而在另一工况下就较差，不能满足

33、全协调负荷下的优化控制要求。因此必须根据在机组不同负荷下燃烧系统、制粉系统、水蒸汽物理性质等方面的变化通过自适应算法动态修正控制系统中的各调节和特性参数，并在某些特殊情况下（如超温、超压、启停磨）应用超驰控制快速消除扰动，从而保证机组在各种负荷和工况下的控制稳定。3.3.3 优化控制方案投运效果：由我院研发的超临界机组控制策略到目前为止已在十几台600MW超临界机组上成功应用，所有机组均在2%Pe/min速率下的AGC方式下稳定运行，机组变负荷响应迅速，各主要参数控制情况良好。图3.7和3.8是国电常州#2机组在2006年12月6日进行AGC试验的负荷、煤、水、压力、汽温运行曲线，可看出在机组

34、大幅度12MW/min变负荷情况下控制品质优良，系统运行相当稳定。主要的参数变动情况见下表：450MW600MW负荷段AGC试验数据项目设定值实际值考核值最大正偏差最大负偏差AGC速率（%）2.02.22.42.0变负荷初始纯延时N/A 40秒 90秒负荷动态偏差（%）N/A1.5%5.0%负荷稳态偏差（%）N/A0.5%1.5%主汽压力（MPa）23.6024.20.39-0.61N/A氧量（%）3.34.60.7-0.31.5甲侧主汽温度（）570.45-210乙侧主汽温度（）570.65-310 图3.7 国电常州#2机组AGC试验450MW600MW负荷段（BASEO*模式）负荷、压力、煤水变化曲线图3.8 国电常州#2机组A