某电厂超超临界机组控制系统优化

1、某电厂超超临界机组控制系统优化技术方案（V5.0）讨论稿华北电力大学2009年11月25日目 录1.版本历史11.1 版本5.011.2 版本4.211.3 版本3.011.4 版本2.011.5 版本1.012.总体方案概述12.1 基本原则22.2 工程实施23.再热汽温控制系统23.1 IMC控制器33.2 燃烧器摆角扰动试验及模型43.3 燃烧器摆角调节和减温水调节联合设计方案53.4 再热汽温断续调节63.4.1 控制器输出指令脉宽调制73.4.2 控制器反馈信号脉宽调制93.4.3控制器设定值与反馈信号的偏差死区非线性123.4.4 结论134.氧量软测量134.1 基本原理134

2、.2 工程实现155.在线性能监视及运行优化165.1 DCS控制器中实现性能计算及监视165.2 在线运行优化系统175.2.1 实现途径175.2.2 在线性能计算及能损分析175.2.3 最佳真空及循环水泵启停优化225.2.4 最优氧量定值及最佳主蒸汽压力定值246.协调控制系统266.1 概述266.2 基于规则的智能控制方法（ICR）286.2.1 机炉控制器安全返回（Controller Runback）296.2.2 基于主蒸汽压力自然特性的滑压曲线修正316.3 锅炉动态前馈补偿回路(DDF)346.4 抗煤质扰动回路366.5 多变量鲁棒控制器386.5.1 鲁棒控制器的设

3、计386.5.2 鲁棒控制器的降阶396.5.3 针对直流炉模型设计控制器40国电谏壁电厂超超临界机组控制系统优化技术方案（V5.0），华北电力大学1. 版本历史 1.1 版本5.0三联会前提交的技术方案版本。针对4.2版本，主要修正如下：(1) 将各分散内容合并在一个文档中；(2) 正式的文档。1.2 版本4.22009年11月18日，在华北电力大学国际交流中心，举行了某电厂超超临界机组控制系统优化方案讨论会。参加讨论会的有北京国电智深控制技术有限公司夏明，陈峰，王中胜等，以及华北电力大学曾德良，刘继伟，谢谢等。会议讨论了控制系统优化方案。该版本技术方案内容根据讨论会的结论做了以下修改：(1

4、) 去除ICR部分燃水比失衡及风煤失衡，修正能量失衡控制策略；(2) 根据直流炉特点修改负荷速率提升回路；1.3 版本3.02009年11月18日讨论会前提交的方案。1.4 版本2.0二联会后，2009年10月27日，华北电力大学内部讨论会，讨论超超临界机组方案。1.5 版本1.0一联会提交的技术方案。2. 总体方案概述根据华北电力大学和北京国电智深控制技术有限公司的协商，确定华北电力大学控制系统优化方案的基本范围，主要包括：(1) 协调控制系统优化；(2) 再热汽温控制系统；(3) 氧量软测量；(4) 在线性能监视及运行优化；2.1 基本原则控制系统优化主要遵循如下几个基本原则：(1) 使用

5、实用化的技术。(2) 新技术的应用在系统调试前在仿真机上首先通过验证。(3) 使用能获得明确效果的技术。(4) 如有可能，尝试一些新新方法，但是必须做好安全措施。2.2 工程实施(1) 三联会提交设计方案，供各位专家讨论可行性。(2) 三联会确定方案后，按照确定的方案进行组态工作。(3) 在仿真机上进行仿真验证。(4) 现场调试，投运。3. 再热汽温控制系统再热汽温控制采用燃烧器摆角和减温水联合控制。燃烧器摆角控制系统设计为单回路控制系统，控制器采用IMC内模控制器，同时引入总风量前馈信号和磨组合前馈信号。减温水控制系统设计为串级控制系统。由于再热喷水减温器后导前区温度容易进入饱和区，因此在副

6、回路引入导前区温度是不可行的。设计的串级控制系统的副回路引入单侧减温水流量信号。燃烧器摆角控制回路的定值由操作人员给定。两侧喷水减温控制回路的定值在联合调节方式下由燃烧器摆角定值加上适当的偏置获得。两侧喷水减温器可以单独投切手/自动。燃烧器摆角控制回路也可以单独投切手/自动。SAMA图参见附件1。3.1 IMC控制器与采用再热器减温水调节再热蒸汽温度的控制系统相比，采用调整燃烧器摆角来控制再热蒸汽温度存在严重的滞后和惯性，采用普通PID已经无法达到控制目的。项目中燃烧器摆角的自动控制系统采用内模控制（Internal Model Control，简称IMC）。内模控制是一种基于过程数学模型进行

7、控制器设计的新型控制策略。具有设计简单、控制性能好等优点。内模控制在工业过程控制中已获得成功应用，体现出在控制系统稳定性和鲁棒性的优势。内模控制还与许多其他控制算法，诸如动态矩阵控制（DMC）、模型算法控制（MAC）、线性二次型最优控制（LQOC）等之间存在很大的内在关系，尤其是多变量内模控制可以直接调整闭环系统的动态性能，并对模型误差具有良好的鲁棒性。内模控制的基本结构框图如图 1所示。图中，F(s)为滤波器，一般为一阶惯性环节，G(s)为估计模型。图 1 IMC内模控制器结构如果估计模型准确，即G(s)G(s)，且没有外界扰动，则模型的输出与过程的输出相等，此时反馈信号为零。这样，在忽略模

8、型不确定性和无未知输入的条件下，内模控制系统具有开环结构。这就清楚地表明，对开环稳定的过程而言，反馈的目的是克服过程的不确定性。也就是说，如果过程和过程输入都完全清楚，只需要前馈（开环）控制，而不需要反馈（闭环）控制。事实上，在工业过程控制中，克服扰动是控制系统的主要任务，而模型不确定性也是难免的。图1中d(s)反映了过程模型的不确定性和扰动的影响，从而构成了闭环控制结构。内模控制的主要性质：对偶稳定、理想控制和零稳态偏差。IMC系统的这一零稳态偏差特性表明：IMC系统本身具有偏差积分作用，无需在内模控制器设计时引入积分环节。内模控制与传统反馈控制比较其主要优点为：容易获得良好的动态响应，同时

9、也能兼顾稳定性和鲁棒性。在工业过程中，简单的PID控制可以解决约90%的控制问题，然而对于强耦合多变量过程、强非线性过程和大时滞过程，常规PID控制难以得到满意的控制效果。PID控制器的各种优化设计方法和参数整定方法已成为解决上述过程控制问题的一种途径。采用内模控制原理可以提高PID控制器的设计水平。与经典PID控制相比，内模控制仅有一个整定参数，参数调整与系统动态品质和鲁棒性的关系比较明确，而且设计方法简单、调节性能好、鲁棒性强并能消除不可测干扰的影响，较适用于时滞系统的控制。3.2 燃烧器摆角扰动试验及模型选择典型的负荷区间，停吹灰，做燃烧器摆角扰动试验。通常是正向摆动，稳定后负向相同幅度

10、摆动，分析试验数据。为辨识方便，把再热器出口平均温度和燃烧器摆角放在一个曲线中加以比较，可以找到合适的辨识数据。参见下图。图 2 再热器出口温度及燃烧器摆角经辨识，对象模型可以被描述如下：迟延时间：80秒，比例系数K= 0.1863，为2阶模型，时间常数为51S。，则可以描述为传递函数：仿真结果如下图所示。红色曲线为模型的响应曲线，蓝色曲线为实际温度曲线。图 3 再热汽温及模型响应该模型比较好地逼近了实际对象的响应曲线。试验获得的模型用于确定IMC控制器的预估模型。在调试之前，将IMC控制器的滤波器常数设置为大于惯性时间常数和纯迟延时间之和。3.3 燃烧器摆角调节和减温水调节联合设计方案再热汽

11、温采用燃烧器摆角和减温水联合调节，尽可能降低减温水流量，以提高锅炉燃烧经济性。燃烧器摆角控制根据再热汽温和再热汽温设定值，采用IMC控制器进行控制，同时，将磨组合作为前馈信号。当任一侧再热器减温水流量大于5吨、燃烧器摆角上摆至70、再热汽温偏差超过3，则燃烧器摆角控制器闭锁增。当燃烧器摆角下摆至20、再热汽温偏差超过3，则燃烧器摆角控制器闭锁减。再热器减温水的设定值根据再热汽温的变化率和燃烧器摆角的位置设定，当再热汽温变化率小，燃烧器摆角未为处于上下限时，减温水流量设定值较小，此时，燃烧器摆角作为再热汽温的主要控制手段。当再热汽温快速变化，或者燃烧器已处于最高或者最低处时，减温水流量增加，减温

12、水对再热汽温的控制能力增强，以辅助燃烧器摆角进行控制。当燃烧器摆角处于自动控制时，控制站采用IMC控制器的输出作为控制量，当任一侧再热汽温、热汽温平均值测点出现品质坏或失去任一火检，燃烧器摆角控制切为手动，IMC控制器设定值跟踪再热汽温平均值。当出现MFT时，燃烧器摆角强制摆动到一固定位置。当燃烧器摆角控制处于自动状态且再热减温水控制也处于自动状态时，PID控制器的设定值采用减温水手操站给出的设定值，当再热减温水处于手动状态，PID控制器的设定值跟踪再热汽温度。当出现MFT时，减温水强制为一常数。3.4 再热汽温断续调节根据盘山电厂的经验，再热汽温控制处于自动状态时，燃烧器摆角大部分时间处于其

13、允许的最高位置或者最低位置，出现类似于积分饱和的现象。究其根源，是因为再热汽温的大延迟，大滞后的对象特性引起的。针对这一类对象，我们认为，采用断续调节手段，可以达到降低燃烧器摆动频率、改善控制品质的目的。再热汽温断续调节的方式有以下三种：1.IMC控制器输出指令脉宽调制，即输出指令的变化未达到某一阈值时，保持指令不变，直到其超出阈值后将指令送出；2.IMC控制器反馈信号脉宽调制，即控制器反馈信号的变化未达到某一阈值时，控制器的反馈信号保持不变，直到其超过阈值后将反馈送入控制器；3.IMC控制器设定值与反馈信号的偏差死区非线性，即控制器的设定值与反馈信号的偏差处于死区时，控制器不动作，直到其偏差

14、超出死区阈值，控制器方发出控制信号。为了比较三者的控制效果，采用Simulink进行仿真，其中，再热汽温的传递函数采用：0.186350s+12e-80s，内模控制器中，对象的传递函数采用：0.186345s+1160s+1e-70s，仿真步长0.1s。首先，需要对控制器参数进行整定，IMC控制器需要设置滤波器参数，如图所示，根据ITAE的变化规律，滤波参数采用125可以达到最好的控制效果。图 4 不同滤波器参数下ITAE指标图 5 滤波器参数为125对象响应断续调节方式仿真实现：图 6 断续调节实现方式 3.4.1 控制器输出指令脉宽调制控制器输出指令脉宽调制，即输出指令的变化未达到某一阈值

15、时，保持指令不变，直到其超出阈值后将指令送出。此时相当于在系统中引入一滞环，有可能引起系统的震荡。此外，由于阈值的存在，燃烧器摆角不能精确调整，同样也会对再热汽温的控制品质产生影响。通过下图可以看出，随着摆角阈值逐渐增加，再热汽温稳态偏差增加。而阈值较小的时候，稳态偏差较小。 从控制器输出看，阈值越大，燃烧器摆角动作频率越低，同时，控制器输出往复震荡的次数也越少。图 7 燃烧器摆角不同阈值下再热汽温响应图 8燃烧器摆角不同阈值下控制器输出此外，由于采用了断续控制，可以认为这间接改变了对象的实际物理特性，需要重新整定IMC控制器。图 9滤波器参数为125（上）、135（下）时控制器输出图 10不

16、同滤波器参数下再热汽温响应如图所示，当燃烧器摆角阈值为5o时，IMC控制器的滤波参数从125增加到135，燃烧器摆角动作频率降低，且再热汽温超调降低，而调节时间延长。因此，采用控制器输出侧断续控制，需要较低的燃烧器摆角阈值，在此模型下，阈值不能超过5，否则，会使系统响应震荡。同时，在增加断续控制后，能重新整定控制器参数，可以提高控制品质。3.4.2 控制器反馈信号脉宽调制控制器反馈信号脉宽调制，即控制器反馈信号的变化未达到某一阈值时，控制器的反馈信号保持不变，直到其超过阈值后将反馈送入控制器。图 11反馈信号不同阈值下再热汽温响应图 12反馈信号不同与之下控制器输出图 13 原始反馈信号及脉宽

17、调制后的反馈信号图中显示了再热汽温阈值从0.1上升到1，再热汽温阶跃响应的变化，可以看出，当阈值较低的时候，再热汽温控制动态偏差较小，且调节时间短，当阈值增加后，再热汽温动态偏差明显增加且调节时间增长。执行机构输出可以看出，燃烧器摆角不断出现阶跃变化，这是由于再热汽温的变化在死区内，由于偏差的存在，会使燃烧器摆角不断向着修正误差的方向运动，当控制器反馈信号的汽温变化超过阈值时候，由于偏差阶跃变化，导致控制器输出同样阶跃变化，最终产生如图的控制输出。与前述类似，增加断续控制相当于间接改变对象特性，因此，在增加断续控制后，重新整定控制器参数，可以改善控制效果。如图所示，当再热汽温阈值设为0.5时，

18、改变滤波器参数，ITAE指标如下所示。图 14 ITAE指标与滤波器参数关系可以看出，当滤波器参数从125变为235后，可以看出，超调量降低，稳态偏差减小。图 15 不同滤波参数下再热汽温响应图 16 不同滤波参数下控制器输出因此，采用控制器输入侧断续控制，需要较低的反馈信号阈值，同时，在增加断续控制后，能重新整定控制器参数，可以提高控制品质。3.4.3控制器设定值与反馈信号的偏差死区非线性IMC控制器设定值与反馈信号的偏差死区非线性，即控制器的设定值与反馈信号的偏差处于死区内时，控制器不动作，直到其偏差超出死区阈值，控制器方发出控制信号。下图显示了当偏差死区分别为0.1Co、0.5Co和1C

19、o时，模型的响应以及控制器的输出。从图中可以看出，模型的静态偏差随着死区的增加而增加，控制效果的优略主要取决于死区的大小。图 17 不同死区下再热汽温响应图 18不同死区下控制器输出3.4.4 结论通过比较三种控制策略的仿真结果，我们发现，采用控制器输出指令脉宽调制可以达到更好的控制效果，当阈值设置合适时，其稳态误差较低，燃烧器摆角动作频率明显降低。4. 氧量软测量4.1 基本原理相关SAMA图参见附件2。锅炉烟气含氧量直接反应锅炉燃烧过程的风煤配比，是关系燃烧经济性的一个重要指标，也是锅炉热工自动化中重要的被控参数。目前大型锅炉大多数采用内置式氧化锆氧量计测量锅炉排烟氧量，但使用情况并不太理

20、想，存在的主要问题是：(1) 故障率高。主要故障包括：飞灰磨损，堵灰，铂电极中毒或剥离脱落，电加热器损坏等。(2) 测量精度低。受传感器本身精度，烟气含氧量分布不均匀，安装处漏风等因素的影响，测量精度不容易保证，综合误差在2%O2左右。(3) 动态特性差。氧化锆氧量计是利用浓差电池的原理工作的，氧分子在氧化锆电介质内有一个渗透的过程，造成测量滞后大。为了减少飞灰磨损，许多氧量计探头加装陶瓷保护套管，但这样又增加了堵灰的可能性和增加了测量滞后。(4) 检修，维护，校验困难。大型锅炉排烟含氧量软测量，尝试提供一种成本低、精度高、动态特性好、可靠性高的大型锅炉排烟含氧量的测量方法，该方法主要分成如下

21、几个步骤：(1) 原始数据及其校准软测量用到的原始数据包括：主蒸汽温度，主蒸汽压力，给水温度，主蒸汽流量，再热汽温，再热汽压，高排温度，高排汽压，排烟温度，冷风温度，总风量，给水流量，泵出口温度，油流量，总煤量，机组功率。其中总风量需要校核到一个大气压下0摄氏度。(2) 校核煤空气热量比主要根据当前煤种的成分数据，计算煤空气热量比。国内大多数煤种选用0.27作为校核煤空气热量比，特殊煤种需要校核计算。(3) 计算燃料燃烧产生的热量燃料在锅炉燃烧产生的总热量等于锅炉有效吸热量，排烟焓，散热损失焓及锅炉其它损失焓之和。上述两个式子定义了锅炉有效吸热量和排烟焓。式中，qs为过热蒸汽流量，qr为再热蒸

22、汽流量，如果无法取得再热蒸汽流量，则取主蒸汽流量和再热蒸汽流量之比的设计值用于计算再热蒸汽流量。hw为给水焓，hs为过热蒸汽焓。hr为再热蒸汽焓，hl为高压缸排气焓。Kl为炉膛漏风系数，Va为总风量，Cg为烟气平均定压比热，tp为排烟温度，t0为冷风温度。(4) 计算动态热量根据锅炉的蓄热能力计算动态热量。计算方法为燃料燃烧产生的热量基础上加上蓄热。在直流炉可以认为是蒸汽管道的蓄能。(5) 计算锅炉排烟氧量计算原理请参见下图：图 19 氧量软测量计算原理4.2 工程实现具体工程实现请参见附件二，氧量软测量SAMA图。工程实施时，将拟定组态参数调整说明书，并制定氧量软测量的定期校核说明书。初期的

23、氧量软测量主要完成如下功能：(1) 实现高精度，全工况的氧量软测量；(2) 提交数据分析报告，以及参数调整技术方案。(3) 氧量软测量数据用于画面冗余显示，并提供与常规氧量计偏差报警功能。未来的氧量软测量主要完成如下功能：(1) 提请电科院试验测试氧量软测量的精度和全工况特点；(2) 在电科院测试报告基础上进一步提供详尽的分析报告，作为氧量软测量闭环接入的依据。(3) 在分析氧量软测量动态超前的前提下，进一步优化燃烧系统。5. 在线性能监视及运行优化5.1 DCS控制器中实现性能计算及监视作为氧量软测量的副产品，在DCS中直接计算出锅炉各项损失，锅炉效率，锅炉总热量，发电效率以及发电煤耗等重要

24、经济性指标。在DCS中实现其他重要设备的指标定义以及计算，可能包括的主要内容：(1) 重要风机安全区监测引风机失速监测及预警。(2) 重要辅机经济性监测磨煤机制粉单耗计算及监测。5.2 在线运行优化系统5.2.1 实现途径在DCS中实现在线运行优化系统，需要具备如下几个条件：(1) 在线运行优化系统的运行环境具备获得全厂多个机组实时及历史数据的能力；(2) DCS应该具备虚拟DCS技术，且具备虚拟DCS和DCS控制器中同步数据的能力。(3) 稳定可靠的计算引擎。(4) 成熟可靠的运行优化技术。本次项目需要在智深DCS系统中，设计能够实现此功能的硬件、网络及平台软件环境。具备了这样的环境，就具备

25、了实现在线优化、闭环优化的前提。在此基础上，可以逐步实现以节能为目标的运行优化，以节能和环保为目标的燃烧优化，以控制系统品质为目标的控制优化。5.2.2 在线性能计算及能损分析资料表明，国内的研究在两个方面存在致命弱点。一是在线监测机组能耗率时，以主蒸汽流量或给水流量为重要的被测参数，由于流量仪表测量误差较大，在线监测系统运行煤耗率也较大。二是进行煤耗偏差分析时采用等效焓降法或循环函数法等，这些方法只适用于通流参数达到额定参数时的系统静态分析，对于通流参数变化对煤耗率的影响偏差计算无能为力。在建立模型方面，针对以上问题进行了研究和改进，并使用先进的开发环境、技术，开发出先进的系统。重点解决三个

26、技术问题。(1) 摒弃以主蒸汽流量为主要参数的能耗率指标计算方法，利用系统中众多的压力、温度参数以及国际水蒸气性质计算公式进行系统热力计算，使在线的能耗率指标准确可靠。(2) 由于汽轮机尾部工质处于湿饱和蒸汽状态，而目前实用的湿度测量仪表尚无开发产品，因此要研究汽轮机尾部（末一、二级）变工况问题。本项目在计算低压缸末级排汽焓时引入了改进型弗留格尔公式，用它来进行排汽焓的计算，结果精度已经达到实用要求。关于弗留格尔公式的改进也于2002年在中国科学上发表。 (3) 能耗影响偏差分布的研究。 即使在线能耗率以及总能耗偏差（在线值与设计值之差）准确，但是由于原因复杂（设备运行原因可高达三十多项），各

27、项原因又彼此相互关联，影响。因此有可能产生能耗偏差的重叠，漏算现象，使得各项原因产生的能耗偏差之和与计算的总能耗偏差不符。本项目在进行耗差分析时，引入系统工程的分析方法，预期达到的经济指标为在线能耗率指标准确度大于99，单项原因能耗率偏差指标准确度大于95，总能耗偏差与单项原因偏差之和误差不低于90。主要的计算步骤如下所示：(1) 锅炉效率glxl:=100-q2-q3-q4-q5-q6;q4=；为灰分，为飞灰和灰渣中灰量占入炉煤总灰量的份额，为飞灰、灰渣含碳量，为锅炉输入热量；为收到基低位发热量，为煤的比热，为煤的温度（一般取环境温度）为外来空气带入的热量；q2=；为排烟焓，为冷空气焓；q3

28、=（Qco+Qch4+Qh2）/Qr；Qco，Qch4，Qh2为烟气中CO、CH4、H2的热量q5= q5d*Ngd/Ng q5d =0.17（参见锅炉说明书），Ngd额定负荷，Ng当前负荷；q6:= *(0.15*(chdz*600)+0.95*(chfh*tpy)/ ;chdz, chfh分别是大渣，飞灰的比热，tpy为排烟温度，取排出的灰渣温度为6000C(2) 汽轮机效率机组汽水分布方程整个机组的汽水分布是由系统的热力学状态参数（温度、压力）和相对独立的小汽水流量的确定。记第i级抽汽量为Di 、抽汽比焓为hi、第i号加热器出口水比焓为hwi、疏水比焓为hdi、其它各处汽、水比焓下标原则

29、上与附图中所示流量的下标对应。此外，为叙述方便、结果简洁还定义了以下术语：抽汽放热量 对于疏水自流面式加热器 qi= hi - hdi 对于汇集式加热器qi= hi hw(i1)疏水放热量 对于疏水自流面式加热器 i=hd(i-1) - hdi 对于汇集式加热器 i=hd(i-1) hw(i+1)给水比焓升 i=hwi hw(i+1)给水泵焓升(指泵出口水和进口水的比焓差) p系统功率方程系统吸热方程以上方程仅为示例，并非针对于当前电厂的热力特性 yii:=W/Qb 其中w 与Qb是通过汽水分布方程，吸热量方程和功率方程计算而得 （汽水分布方程，吸热量方程和功率方程的解法参见性能计算及能损分析

30、模块计算说书）(3) 汽轮机热耗 q:=3600/(yii*ym*yg) ym为机械效率 yg为发电机效率(4) 汽轮机汽耗d:=3600*D0/NgD0为主汽流量 通过汽水分布方程算得，Ng为实际负荷(5) 发电煤耗 bs:=q/(7*4.1868*glxl) q 为汽轮机热耗 glxl 为锅炉效率(6) 供电煤耗 bsn:=bs/(1-y_cydL/100) y_cydL 为厂用电率(7) 发电厂用电率(%)=发电厂用电/发电 100%A=发电-上网电-（1#厂高变+2#厂高变）1#机组厂用电= 1#厂高变+A/22#机组厂用电= 2#厂高变+A/21号厂用电率=（1#厂高变+A/2）/1

31、号发电2号厂用电率=（2#厂高变+A/2）/2号发电(8) 高压缸效率计算P0主蒸汽压力jqys_H高压缸进汽压损T0主蒸汽温度p22抽压力T22抽温度根据水蒸汽热力特性由P0*(1-jqys_H)，T0求出进口蒸汽焓h_jk，进而求出进口蒸汽熵s，然后求出等熵出口焓h_s；又由p2，T2求出口蒸汽焓h_ck，则高压缸效率y:=(h_jk-h_ck)/(h_jk-h_s)。(9) 中压缸效率计算Prh再热蒸汽压力jqys_I中压缸进汽压损Trh再热蒸汽温度P44抽压力T44抽温度根据水蒸汽热力特性由 Prh *(1-jqys_ I)，Trh 求出进口蒸汽焓h_jk，进而求出进口蒸汽熵s，然后求

32、出等熵出口焓h_s；又由p4，T4求出口蒸汽焓h_ck，则中压缸效率y:=(h_jk-h_ck)/(h_jk-h_s)。(10) 低压缸效率计算P44抽压力jqys_L中压缸进汽压损T44抽温度Pc排汽压力hc排汽焓根据水蒸汽热力特性由 P4 *(1-jqys_ L)，T4 求出进口蒸汽焓h_jk，进而求出进口蒸汽熵s，然后求出等熵出口焓h_s；根据计算得出的排汽焓hc，则低压缸效率y:=(h_jk-hc)/(h_jk-h_s)(11) 加热器上端差加热器进汽压力对应的饱和温度与其出口水温的差值。(12) 凝汽器过冷度 排汽压力对应的饱和温度与凝结水温度之差。(13) 目标值的计算 主蒸汽温度

33、、主蒸汽压力、再热蒸汽温度、再热蒸汽压力、排汽压力、高中低压缸效率的目标值是根据汽轮机热力特性通过变工况计算而得。(14) 能损分析当前运行状态可以看作是系统由设计工况经一系列扰动得到的，因而可以按一定顺序逐渐解除扰动。每解除一个扰动仍要进行变工况计算。扰动解除后，计算其能耗率。解除前后能耗率之差即为该项扰动造成的能耗差。扰动全部解除后，当前状态变为应达工况状态。计算出的各项能耗差之和即为当前工况与应达工况之间的总能耗差。如前所述，对系统或某些设备用顺序扰动解除法进行能损分析与等效焓降法完全相同，对汽轮机通流部分和凝汽器以及运行条件和运行方式，用顺序扰动解除法进行能损分析可准确得到运行条件、运

34、行方式、汽轮机和凝汽器故障对能耗的影响。该方法保证了能损原因查找率和单项能损偏差准确度。5.2.3 最佳真空及循环水泵启停优化循环水泵是火电厂中耗电量较大的辅机之一，它消耗的电能约占厂总发电量的1%15%。循环水泵的运行方式对凝汽器真空和厂用电率等指标影响较大，因此，在一定环境及汽轮机负荷条件下，确定循环水泵最优运行方式，保证凝汽器在最佳真空下工作，是提高电厂运行经济性的重要措施。针对利用凝汽器变工况计算凝汽器压力估计值时存在的问题，本方案的优势在于，基于换热器的换热理论提出了一种新的计算凝汽器压力估计值的方法。同时考虑冷却塔对循环水入口温度的影响，计算相同环境条件、不同循环水泵运行方式下的循

35、环水入口温度，确定出了循环水泵的最优运行方式。该项目的实施可以在外界环境变化后进行实时平衡计算，并得到当前条件下的最佳真空，并确定最优的循环水泵运行方式。实际测算，一个拥有两台600MW机组的电厂，采用两机两泵，两机三泵，两机四泵三种运行方式，经过系统优化后选择合理的运行方式，节能效果显著。以月平均发电负荷为420MW计算，发电煤耗节约1克/千瓦时，每年节约煤炭3600吨，获得的直接经济效益280万元（按年运行6000小时、煤价800元/吨计算）。汽轮机功率增量与循环水泵耗功率增量的平衡计算确定循环水泵在不同运行方式下的工作点，可得其相应的轴功率：式中，Q为循环水流量；为循环水的密度；g为重力

36、加速度；H为泵的扬程；为泵的总效率。计算循环水泵由2机2泵切换到2机3泵和2机4泵运行方式时的循环水泵耗功率增量PP2223、PP2224。计算出循环水泵在三种运行方式下的凝汽器压力估计值，根据低压缸排汽压力对汽轮机功率的修正曲线（汽轮机热力特性计算说明书），可得相应的汽轮机功率，并计算出循环水泵由2机2泵切换到2机3泵和2机4泵运行方式下的汽轮机功率增量PT2223、PT2224。循环水泵由2机2泵切换到2机3泵和2机4泵运行方式时的汽轮机功率增量与循环水泵耗功率增量之差分别为： (14) 当P2223和P2224同时为负值时，2机2泵最优；其它情况下，值较大的对应的运行方式最优。凝汽器压力

37、估计值算法凝汽器正常运行时，其压力可由其对应的饱和蒸汽温度确定。由经验公式可得凝汽器压力9： 式中，ts为凝汽器内的饱和蒸汽温度。凝汽器压力估计算法主要由三个不同于常规方法的算法组成：(1) 基于换热能传递的凝汽器压力估计算法；(2) 低压缸排气焓的精确算法；(3) 循环水温度在循环水泵不同运行方式下的估计算法。5.2.4 最优氧量定值及最佳主蒸汽压力定值火电机组运行优化是提高热力设备乃至整个电厂效率的重要手段，涉及多个领域的问题，是一项复杂的系统工程。运行优化目标值反映当前运行工况条件下机组所能达到的最佳参数与工况，为运行人员提供机组在特定负荷及外部条件下的最优运行方式和参数控制。只有在正确

38、确定优化目标值后，才能计算主要运行参数偏离最优值所造成的各项经济损失，从而为电厂经济运行、操作指导与节能改造提供理论指引，因此合理确定参数的运行优化目标值，具有十分重要的意义。目前确定机组运行参数优化 目标值的主要方法有：采用制造厂提供的设计值； 采用最优运行试验方法；采用变工况热力计算结果。采用设计值和最优运行试验方法确定的优化目标值在特定工况下通常为定值，随着机组运行时间的延长和机组运行状态的改变，优化目标值与机组实际运行状态不符合。采用变工况热力计算方法确定的最优值在理论上是正确的，但计算结果受变工况热力计算模型的影响，而且计算得到的目标值是理论值，在运行中较难达到。使得上述方法确定的运

39、行优化目标值不能正确反映机组实际运行状态，使应用受到很大局限。充分利用火电厂运行数据的关联特性，应用基于模糊关联规则挖掘的电站运行优化目标值确定方法，是确定最优氧量定值及最佳主蒸汽压力定值的最好办法。从火电厂实际运行数据出发，利用数据挖掘技术对反映设备运行状态的数以干计的机组运行数据进行分析，为运行人员提供机组在不同负荷及外部条件下的最优运行方式与参数控制，实现了基于数据驱动的电站信息的深层次加工与集成。为了更明确地描述关联规则的生成过程， 不失一般性，以采掘100负荷下过量空气系数和排烟温度优化 目标值为例做具体分析。将模糊化后机组运行数据中满足机组负荷为Me=1(298300MW)稳定运行

40、工况条件的记录作为模糊关联规则挖掘对象，通过模糊关联规则挖掘得到如下强关联规则：其中：Me为负荷；bg为供电煤耗率；a为过量空气系数；Tg为排烟温度。其支持度为46，置信度为81，满足最小支持度和最小置信度条件(SSmin且C cmin)，同时满足兴趣度条件(I=2.1)，为强关联规则。对此区间反模糊化可得：上述关联规则表示， 在 1 0 0 负荷( 2 9 8 3 0 0 MW)下，供电煤耗较低(小于328g(kWh)时，过量空气系数最优值区间为 1 2 9 0 1 2 9 6 ， 排烟温度最优区间为 1 4 5 6 1 4 7 2 ， 运行优化 目标值在此最优区间内选取，本文取区间中心值作

41、为最优值，得到 1 0 0 负荷下过量空气系数的最优值为 1 _ 2 9 3 ，排烟温度的最优值为 1 4 6 4 。按照上述步骤，采用模糊关联规则挖掘算法对7 0 、9 0 、1 0 0 等有代表性的典型负荷稳定运行工况下重要可调整可控运行参数进行挖掘，得到各工况下参数的一组运行最优值。采用传统方法确定的重要可控运行参数设计值与数据挖掘方法确定的参数运行优化目标值对比如表 1 所示。表1中的数据表明，数据挖掘确定的运行优化目标值与设计值在趋势关系上是一致的。较高的主汽压力、主汽温度和再热汽温对应较高的经济性，但考虑到金属材料寿命等因素，一般认为运行在设计值附近是适当的。通过对电厂历史数据分析

42、，发现主汽压力偏低现象比较常见，这是由于运行人员从安全角度过于保守，往往以额定压力为上限，这是不经济的，制造厂已经考虑汽轮机允许进汽压力超过额定压力 5 连续运行，所以主汽压力应保持在额定值附近，在正常允许范围内，可略高于额定值。凝汽器真空和给水温度的升高有利于机组经济性的提高。在不影响机组安全性和考虑尾部受热面耐腐蚀性条件下，排烟温度的下降将使机组供电煤耗率降低，有利于提高机组的经济性。由以上分析可知，与设计值相比，数据挖掘确定的运行优化目标值在变化趋势上有利于机组供电煤耗率的降低，上述参数对供电煤耗率的影响与基于机理的定性分析相一致。将得到的重要可控参数优化 目标值数组对相应的负荷数组进行

43、回归分析( 最小二乘拟合) ，就可以得到所需的优化目标值模型。以过量空气系数和排烟温度最优值为例，通过数据挖掘方法确定的优化目标值拟合曲线与设计值曲线对比如下图所示。从下图可以看出，7 0 负荷时过量空气系数最优值高于设计值，8 0 负荷时与设计值相接近，1 0 0 负荷时最优值低于设计值。这是由于在实际运行中，为保证低负荷燃烧的稳定性和机组运行安全性，必须采用较高的风量；高负荷运行时，为减少排烟热损失，采用较低的过量空气系数运行是较经济的。 对排烟温度而言， 在机组安全运行的前提下，较低的排烟温度有利于减少排烟热损失，使供电煤耗率降低。由以上分析可知，数据挖掘所确定的优化目标值回归模式与基于

44、机理的定性分析结论是一致的。6. 协调控制系统6.1 概述相关技术资料参见附件3。某电厂超超临界机组控制方案以外高桥第三发电厂1000WM机组协调控制系统为基础，协调控制系统主要包括汽机主控、锅炉主控以及中间点焓/温度值控制。图 20外三协调控制系统通常，中间点温度和中间点焓值均可作为燃水比的反馈信号，然而当负荷变化时中间点焓值在灵敏度和线性度方面具有明显的优势。由水和蒸汽的热力性质可知，热焓压力温度间存在下图关系。可以看到，蒸汽的过热度越低，热焓压力温度间关系的非线性度越强，特别是亚临界压力下饱和区附近，这种非线性度更强。另外还可以看到，在过热度低的区域，当增加或减少同等给水量时，焓值变化的

45、正负向数值大体相等，但中间点温度的正负向数变化量则明显不等。当中间点温度低到接近饱和区，给水量的扰动可引起明显的焓值变化，但温度变化却很小。因此选用中间点焓值 中间点指汽水分离器入口的各个参数。从特性上讲，由于该处过热度不大，一般在10到40范围内，温度的非线性比较严重。理论上讲，采用焓值控制的方案有利于解决此问题，但是现在的大型锅炉基本上都采用DCS。由于可以很方便的采用变参数、变定值甚至变结构控制来解决非线性问题，再加上蒸汽温度的物理概念更加明确，锅炉各级受热面的保护也是根据温度设定的，一次采用中间点温度控制方案的机组更多一些。工程运行的时间说明两种控制方案都是可行的，采用焓值的控制方案并

46、未显示出采用焓值控制方案并未显示出比采用温度的控制方案有明显的优越之处。，可以保证燃水比的调节的精度和性能。图 21工质热焓-压力-温度曲线图 22中间点焓值及温度随给水流量变化情况为了加快系统的响应，协调控制系统中还增加了众多的前馈及动态补偿，以期改善对象的动态响应。在外高桥三期控制系统的基础上，我们增加了基于规则的智能控制方法（ICR）、DDF、氧量软测量等回路，以及基于鲁棒控制的先进控制算法，并改善了再热汽温的自动控制方法，以提高控制系统的性能和安全性。图 23某电厂超超临界控制系统6.2 基于规则的智能控制方法（ICR）在人参与的控制过程中，经验丰富的操作者不是依靠对象的数学模型，而是

47、根据对象的某些定性知识及其积累的操作经验进行推理，并且在线确定或变换控制策略。控制专家的控制（决策）过程实际上是一种启发式的直觉推理过程。利用机器实现这种方法，我们将它称作基于规则的智能控制方法（ICR）。ICR的提出，主要是基于以下两个观点：首先，机组运行的安全性一直是运行人员关心的问题，超超临界直流炉由于不存在汽包，机组蓄热小，相对于亚临界汽包炉，其对象延迟小，调节灵敏。然而，其弊端也是显而易见的，即任何能量供求不平衡，都会快速反映在主汽压力和负荷上，留给运行人员的反应控制时间大大小于亚临界汽包炉。其次，越来越多的大型风力发电厂接入电网，这种不稳定电源对电网的冲击日益强大，为了能够满足用户

48、的需求，电网颁布了“两个细则”，对火力发电厂AGC跟随的快速性和准确性提出了严格的要求。基于上述考虑，ICR包括两个功能，即机炉控制器安全返回（Controller Runback）以及基于主蒸汽压力自然特性的滑压曲线修正。6.2.1 机炉控制器安全返回（Controller Runback）正常情况下，机组运行在以锅炉跟随为基础的协调方式。然而，由于锅炉蓄热小，任何的能量失衡，都会导致主汽压力和负荷快速偏离设定值，而反馈系统只能在偏差发生后才会产生调节作用，调节时间长。而前馈控制可以在能量失衡的初期产生校正作用，其速度要快于反馈系统。与一般前馈不同，ICR只在机组各个重要参数极大偏离设定值的

49、时候才开始起作用，意在尽可能快速将机组拉回正常工况。在这个过程中，ICR会模拟人的操作，根据对象的先验知识和专家经验，进行调整，使机组在出现大偏差的时候快速安全返回，避免跳闸的发生。1.1 稳态模式在稳态模式的时候，机组能量供需平衡，主汽压力维持在设定值附近，可以用如下规则描述：C1：|P|1 and |N|2 and |P|3 and |N|4 and |P-Psp|T1，可以认为当前系统处于稳态模式，则：FFICR=01.2 锅炉输出能量远大于汽机需求能量，主汽压力远大于设定值C2：P1 and N2 and P3 and N4 and P-Psp5当C2成立，且成立时间T1，可以认为机组

50、能量平衡被打破，炉侧输出远大于机侧需求，为安全考虑，汽机需要参与调压，使主汽压力快速返回正常值，前馈输出为：FFICR-T=FTFFICR-B=-FB-kp1P-kn1N其中FFICR-T、FFICR-B：分别为汽机前馈和锅炉前馈；FT、FB：分别为在机组主汽阀以及燃料量最大变化量范围内的一个较大数值。当机组处于此种状态的时候，机组主汽阀增加开度，汽机调压，快速降低主汽压力，且炉侧快速降低给煤量，其幅度大小会根据压力偏差以及负荷偏差进行修正。当机组逐渐回到正常状态时，汽机退出调压过程，炉侧前馈部分保持，以辅助机组安全返回，稳定运行，即：FFICR-T=0FFICR-B=-kp1P-kn1N1.

51、3 锅炉输出能量远小于汽机需求能量，主汽压力远小于设定值C3：P-1 and N-2 and P-3 and N-4 and P-PspT1，可以认为机组能量平衡被打破，炉侧输出远小于机侧需求，为安全考虑，汽机需要参与调压，使主汽压力快速返回正常值，前馈输出为：FFICR-T=-FTFFICR-B=FB+kp1P+kn1N其中FFICR-T、FFICR-B：分别为汽机前馈和锅炉前馈；FT、FB：分别为在机组主汽阀以及燃料量最大变化量范围内的一个较大数值。当机组处于此种状态的时候，机组主汽阀阶跃减小开度，汽机调压，快速增加主汽压力，且炉侧快速增加给煤量，其幅度大小会根据压力偏差以及负荷偏差进行修

52、正。当机组逐渐回到正常状态，汽机退出调压过程，炉侧前馈部分保持，以辅助机组安全返回，稳定运行，即：FFICR-T=0FFICR-B=kp1P+kn1N1.4 机炉严重失衡，主汽压大幅度偏离设定值C4：P1 and N2 and P3 and N4 and P-Psp5当C4成立，且成立时间T3，则机组严重失衡，需采取紧急措施，这时除了汽机参与调压外，汽机高压旁路也需要打开，辅助调整压力，即：FFICR-GP=FGPFFICR-T=-FTFFICR-B=FB+kp1P+kn1N其中FFICR-GP为高压旁路阀开度。注意：此时C2同时满足，需要屏蔽C2的调节作用。说明机组脱离严重失衡状态，此时，前

53、馈控制切向C2状态，高压旁路退出。6.2.2 基于主蒸汽压力自然特性的滑压曲线修正当机组根据AGC指令大范围变负荷运行的时候，锅炉主控采用限幅后的LDC指令，这种方法对具有大迟延、大惯性特点的机组，会使机组负荷跟随性的变差，动态偏差较大。如果在保证机组安全运行的基础上，当大范围变负荷的时候，适当的阶跃增加或降低机组的控制参数，可以改善机组的动态响应。此外，当机组升负荷的时候，其蓄热会有一部分用来维持主蒸汽压力，且燃烧产生的部分热量也用来提升主蒸汽压力，如果能将这两部分能量用来增加负荷，即牺牲部分主汽压力的控制品质，无疑会大幅提高负荷跟随速度。基于上述观点，利用主汽阀以及燃料量变化的自然特性修正

54、机组的滑压曲线，即：f滑压曲线=f滑压曲线-a(f滑压曲线-f自然特性)其中：f滑压曲线新的滑压曲线；f滑压曲线原滑压曲线；f自然特性主汽阀及燃料量变化时，机组压力的自然响应，其获得方式为根据机组的模型，计算出变负荷时，机组压力变化；a修正系数这条新的滑压曲线由于包含了主汽阀及燃料量变化时主汽压的自然动态特性，故当负荷变化时，只需用一小部分蓄热调节压力，大部分用来调节负荷，这就加快了负荷的调节速度，并减小了实际负荷与设定值之间的动态偏差，虽然牺牲了部分主汽压控制品质，但是换取了更好的负荷跟随性。为了说明算法的可行性，这里采用一个直流炉模型做实验。(1) 超临界直流炉模型超临界直流炉由于动态特性

55、复杂，目前国内外对直流炉的建模工作处于研究阶段，模型基于机理分析，尚无控制用模型。因此，这里采用基于数据辨识的方法，根据实验数据，建立机组不同负荷下的线性化模型进行分析。下图所示为机组在Simulink中搭建的仿真模型。图 24超临界机组仿真模型为了验证模型的准确性，分别模拟了主汽阀开度、燃料量及给水流量扰动时，模型的响应。当燃料量阶跃增加，其他两个控制量保持不变时，模型的响应曲线如图所示。可以看到，当燃料量增加，主汽压力上升、负荷上升、中间点焓值上升，当到达新的平衡点后，三者都维持稳定。当给水流量增加，燃料量和主汽阀不变时，初期由于给水增加，蒸汽流量增加，导致主汽压增加，而后由于燃料量不足，蒸汽流量降低，因此主汽压会逐渐回落至比初始值略高的位置，并保持稳定。负荷由于初期蒸汽的增加而增加，但同样由于燃料量不足，而给水过多，导致蒸汽量下降，负荷降低至略低于初始值，并维持稳定。中间点焓值由于给水的增加而总热量不变，因此略有降低并维持稳定。当主汽阀开度增加，燃料量和给水流量维持不变时，主汽压力下降，并维持在新的工作点下。由于初期蒸汽流量的增加，负荷会先上升，然后回落至原先水平。主汽阀开启，压力降低，导致中间点焓值降低，由于给水流量和燃料量未变，因