华能国际电力股份有限公司

  1. 项目背景介绍

  发电机组自启停控制系统（APS）就是将全厂的主、辅机连贯起来，以最有效、最可靠、最合适的操作方式组合成控制程序，由电子计算机不断执行、判断，去完成全厂的机组启停任务。APS能有效简化操作、降低劳动强度、减少误操作、缩短启停时间、减小机组寿命消耗，提高机组运行的安全性、可靠性和经济性。因此，对发电机组，特别是大容量超超临界发电机组的APS技术研究，是近年来电厂热工自动化技术的一个研究热点。由于超超临界机组容量大、参数高、系统复杂，安全性问题突出，研究APS意义更加重大。

  APS技术的研究，国外起步比较早，亚临界机组已有实际的应用，国内个别由外国公司总承包的工程也有实现的例子，如由日本三菱公司总承包的珠海发电厂2×700MW亚临界机组，就成功应用了APS。而对超超临界机组的APS技术，国内、外多家研究机构一直都在研究这一课题，但由于一些技术难题未取得突破，在本项目之前，超超临界机组还没有APS应用的例子。

  国内首台百万千瓦超超临界机组于2006年11月在华能玉环电厂投入商业运行，截止到2007年底，共有6台1000MW机组投入运行，但没有一台能够实现APS。其中最大的困难在于：超超临界机组参数高、耦合特性复杂、关联性强，可控性差，实现全程自动控制困难。同时，锅炉点火、投油和投煤粉，以及干湿态转换、旁路转换等过程的自动控制无法实现。另外，锅炉给水、燃烧、机组负荷等的控制无法做到全程自动。

  华能海门电厂一期工程2×1036MW超超临界发电机组是广东省电源建设重点项目和国家重点工程。为提高机组运行的可靠性、经济性和自动化水平，项目组拟在华能海门电厂一期工程开展超超临界机组APS技术的研究和应用。

  从2008年初开始，项目组以华能海门电厂一期工程2×1036MW机组为研究对象，开展百万千瓦超超临界机组APS技术研究，对百万千瓦超超临界机组实现机组自启停控制的技术难题进行重点攻关研究。

  2. 项目目标与原则

  以华能海门电厂一期2×1036 MW超超临界机组为主要研究对象，开展百万千瓦超超临界机组APS技术研究及应用，对百万千瓦超超临界机组实现APS的技术难题进行重点攻关。解决超超临界机组启停过程复杂，无法实现启停过程自动控制的难题；解决超超临界机组特性复杂，可控性差，无法实现全程自动控制的难题；解决超超临界机组一些特殊过程的强非线性，无法实现自动控制的难题，实现百万千瓦超超临界发电机组的APS功能，然后，推广APS技术到其他机组的应用。

  3. 项目实施与应用情况详细介绍

  本项目于2005年开始进行技术储备，主要研究和消化国外亚临界汽包炉火电机组的APS技术，并于2006年和2008年分别将APS技术应用于湛江奥里油发电厂工程和沙角C电厂控制系统改造工程。从2008年开始，本课题正式立项，以华能海门电厂一期2×1036 MW超超临界机组为主要研究对象，开展百万千瓦超超临界机组APS技术研究及应用。

  3.1 实施与应用的详细情况

   课题组的“百万千瓦超超临界机组自启停控制技术研究及应用”研究成果，于2009年底，成功应用于华能海门电厂一期2×1036MW两台机组，实现了全厂所有热工过程的全程自动控制；实现了锅炉点火、投油和投煤粉、以及干湿态转换、旁路转换等过程的自动控制；实现了锅炉给水、燃烧、机组负荷等的全程自动控制。两台机组自投产以来，机组每次启停都采用了APS功能。

  海门电厂应用课题组的研究成果后，大大减轻了机组启停过程中的人工操作劳动强度、规范了机组启停的操作程序、简化操作、减少了误操作的可能、提高了机组的整体安全性能，同时也缩短了机组启停时间，提高了机组的经济效益。机组启动和停止过程中，锅炉加热膨胀和冷却收缩均匀、汽轮机受热和冷却均匀，大大降低了机组启停过程中的热应力，减小了机组启停过程的寿命消耗，延长了机组的寿命。机组多次的启动和停止结果表明，采用APS能使机组启动缩短约5小时、停机过程缩短约1小时。

  海门电厂的给水全程控制、送/引风全程控制、燃料全程控制、负荷全程控制、除氧器水位及凝结水泵变频控制等控制策略的应用，自动热态清洗、干/湿态自动转换、主汽温控制等特殊控制技术的实施，机组在启停过程中、以及正常运行过程中，始终保持各控制参数在最佳状态，保证了机组的节能经济运行，为机组的节能减排、低碳、经济运行打下基础。

  研究成果不仅可在1000MW机组上应用，还可在600MW、300MW的新、老机组上推广应用，目前该项目所涉及的技术已成功应用到广东省湛江奥里油电厂2×600MW燃油机组、珠海金湾电厂2×600MW超临界机组、沙角C厂1、2、3号机组（660MW）控制系统改造、汕尾电厂2×660MW超超临界机组和江苏省利港电厂4号机组（300MW）的自启停控制系统中。

  研究成果中的一些模块化技术，例如全程给水控制技术、风烟系统全程自动控制技术、除氧器水位全程控制技术、燃料全程控制技术等，具有良好的推广空间，这些模块化的技术已成功应用到沙角A电厂、茂名5、6号机组、惠来电厂，效果同样显著。

  3.2 突出项目创新性、重点与难点问题及解决思路等

  针对本项目的重点和难点，提出以下创新性的技术，实现了机组自启停功能。

  一、提出一个适应百万千瓦超超临界机组特性的APS体系框架技术，解决超超临界机组启停过程复杂，无法实现启停过程自动控制的难题。

  超超临界机组启停过程复杂，操作的设备繁多，还有很多设备需要就地操作，同时现场设备情况复杂多变，有时还会遇到某些设备状态反馈不正确、阀门开关不到位等故障，因此，机组每次启停过程的操作顺序都有可能不一样，要实现全自动启停控制是非常困难的。国内曾有按机组正常的启停操作顺序来设计APS控制程序的例子，结果由于控制程序太过死板，对现场设备要求太过苛刻，控制程序根本就无法运行，以失败告终，并把失败的原因归咎于国产设备的质量。其实，APS没能实现，还有一个重要原因是没能找到一个合适的APS体系框架结构，致使控制程序灵活性不够，通用性不强。

  通过对超超临界机组的运行特性进行分析研究，经过大量的实践和试验，并用仿真进行了测试，研究出一个适应超超临界机组特性的APS体系框架技术，成功解决了百万千瓦机组APS无法实现的难题！

  (1)提出了一个能够实现百万千瓦机组APS的结构方式。采用了4层金字塔形结构，每层任务明确，层与层之间接口界限分明、结构清晰。采用这种结构，实现了SCS与MCS、FSSS等的整合、协调，灵活、安全、稳定，相对于按机组启动顺序的结构方式，能更好地解决问题，实现APS。

  (2)针对百万千瓦机组工艺流程，开发出具有容错功能的系统功能组，容错性适应各种工况条件，安全性高。(a)功能组每个指令完成的条件判断是根据整个系统的状态来综合判断，而不单是根据现场的反馈信号来简单判断，这样更适合于中国的设备情况，系统的局部故障不会影响到系统的安全；(b)每个功能组的每一个指令的设计，均全面考虑到出现故障时的处理逻辑，确保系统运行的安全。而常规的功能组设计均是按正常情况下来考虑，若出现局部故障，均需要人手动操作来保证系统的安全，而采用本项目提出的容错技术后，局部的故障无需人为干预，自动按最安全的方案进行处理，仅仅是发出报警，提示现场有故障；(c)不管现场的设备开始时处于什么样的状态，功能组都能启动，而且是安全的，不用担心会出现安全问题。如一个给水泵启动功能组，在泵启动过程中要先关出口门再启动，功能组启动前，若给水泵已被手动启动运行，则功能组会通过判，自动跳过关门及已经运行的步骤，自动找到未完成的任务接着自动完成。而常规的功能组，则不允许启动功能组，若启动，由于没有对这个给水系统进行综合的判断，会先关泵出口门，这样就造成在运行的给水泵跳闸，危及机组安全；(d)机组运行时，运行人员只需看报警，无需担心功能运行过程中会出现不稳定的发生。容错性是保证安全的手段，只有安全得到保证，才能使功能组的运行是“真正自动”，无需人为监视。

  (3)研究和开发了具有自适应控制功能的APS与SCS、MCS的接口技术，为实现全程控制打下了基础。APS系统的成功投运，离不开各个功能组和MCS系统的协调动作、密切配合，各个系统共同完成。MCS系统与APS系统的接口设计关系到APS系统成功与否的关键。(a)实现与APS的接口，提出自动自举的概念。即无论机组在运行状态还是停机状态，MCS系统所有调节系统都在自动位，等待工艺系统满足需要调节时，自动系统才进行PID运算（自动控制方式AUTO CONTROL），否则处于预置值的跟踪状态（自动备用AUTO STANDBY），这种由自动系统自动进入PID调节而无需任何人为干预的控制方式转换，称为自动系统的自动自举；(b)自动系统处于自动方式后，不论其在AUTO CONTROL还是AUTO STANDBY方式，都无需任何人为的干预，系统能自动满足机组运行的需要；(c) 对于有两台设备同时调节一个参数时（如送风机、引风机、凝结水泵等），第二台设备进入真自动时，则系统会缓慢将执行机构调平，在调平的过程中同时联系过程控制量，若过程量偏差大则暂停，以实现平稳的调平过渡控制；(d) 对于给水泵较为重要和特殊性的设备，设计自动并泵/退泵控制回路，当给水泵需要并入或退出时，由并泵/退泵回路自动完成，而不是直接投入自动。并泵完成后自动投入M/A站自动，退泵完成后自动退出M/A站自动。

  二、开发出百万千瓦机组自启停全程控制技术，解决了超超临界机组特性复杂，可控性差，无法实现全程自动控制的难题。

  火电厂热工过程非线性严重，存在时变性，强耦合性和不确定性，超超临界机组容量大、参数高、被控参数耦合特性更加复杂、相互间关联性强，而且变化又很快，对象模型在机组启停过程中变化特别大，可控性非常差，要实现全程自动控制非常困难，目前国内外也只能做到极为少数的系统实现全程控制，如给水全程控制，而本项目实现的整个热工过程全程自动控制，这在国内外属首次。每个自动回路都根据被控制对象特性相应采取了大量的容错技术和一些先进控制技术，解决系统的稳定性问题，整个热工过程在各种工况下控制稳定、安全可靠，调节品质高。

  (1)开发了从锅炉管道注水到机组带满负荷的给水全程控制技术。给水全程控制已经是一个非常古老的课题了，现在的火电机组无一例外地设计了给水全程控制系统，但由于设备选型限制及受机组自动化水平限制等种种因素，目前国内的给水全程控制系统，基本上都不能真正实现“全程自动”，或多或少地需要人为的干预。尤其是在机组启动和停止过程中，往往需要专人来负责给水系统的操作，劳动强度大，有时干预不及时或操作不当，引起给水流量较大的波动，甚至造成机组跳闸事故。这在机组启/停过程中的给水管路和阀门的切换、给水泵并列/解列等操作过程中尤为突出。本项目的给水全程技术，很好地解决了上述问题，实现了电泵控制系统的自动启动和停运、汽动给水泵系统的自动启动和停运，完成机组启动过程中旁路给水调节阀、电泵转速控制、电泵最小流量调节阀、主给水电动门、汽泵转速控制、汽泵最小流量调节阀等多个设备的全程自动控制以及控制方式的自动转换。主要特点：(a)在1000MW机组上实现真正意义上的与APS系统相融合的给水程控制，实现从锅炉管道注水到机组满负荷全程给水自动控制，无需任何的人为干预；(b)采取有效措施，实现了主给水管道采用电动闸阀的给水管道无扰切换；(c)成熟的、完善的、模块化设计的给水泵无扰自动并列/解列技术，采用了自适应的并泵/退泵速率、流量偏置、再循环门和出水平衡等控制技术，很好地解决了并泵/退泵过程中的流量扰动问题，实现了又快又稳的并泵/退泵过程；(d)全程给水控制技术真正做到了“零手动”、“高品质”的要求，既提高了机组的自动化水平，也确保了机组运行的安全稳定。

  (2)具有自动并退及出力自动平衡功能的送/引风全程控制技术。常规的送、引风控制系统，往往需要人工将送、引风机的动叶投入自动，还需要一定的人为干预（如进行设定值操作、手动调整出力平衡、手动调整偏置等），系统才能正常运行。而要实现APS功能，送、引风的控制必须是全程自动、无需任何人为干预就能正常投入运行，同时，也必须是安全和稳定可靠的。本项目的送/引风全程控制技术，很好地解决了上述问题，实现了送、引风机的自动并入和退出，无论在启动还是停止过程中，过程参数均为闭环监控状态，使得系统的启动和停止过程平稳和安全可靠。实现两台风机运行时出力自动平衡功能，保证风机的安全运行。主要特点：(a)具有自动并、退功能，并退速度是自适应的闭环控制，非常安全和稳定； (b)风力出力平衡自动控制，全程无需运行人员设置偏置，真正做到了全自动； (c)考虑了许多防失速、防喘振的措施，还设计了引风控制的大偏差控制回路，保证炉膛负压控制的稳定可靠。

  (3)开发了从锅炉点火到满负荷运行的燃料全程控制技术。如何实现机组从点火初期到机组投协调控制（CCS）过程中燃料的自动增加和减少控制，以及降负荷过程中协调退出后燃料的减少是实现百万超超临界机组APS的一大难题。对百万超超临界机组的全程燃料控制策略进行了深入研究，提出了适用于与APS协调控制的从锅炉点火到满负荷燃料的全程自动控制策略，解决了这一重大难题，实现了从等离子点火、第一台制粉系统启动到满负荷过程中燃料的自动增加及制粉系统自动启动的全程控制。主要特点：平稳增加燃料，升温、升压非常平稳，锅炉受热膨胀平稳，减少了锅炉的应力，效果非常好。

  (4) 开发了机组负荷全程自动控制技术。负荷全程自动控制是APS的关键技术之一，目前国内成功实现的例子非常少，负荷全程自动控制的难点主要是在CCS投运前的负荷控制问题。目前现有的机组启动、停止过程的升降负荷过程基本上是通过手动控制燃料的增减，使得负荷值的增长不稳定，不能很好地满足机组升负荷的要求，经常会出现超温、超压等现象，有时还造成汽轮机加热/冷却过程不均匀，引起应力增大等问题。本项目优化高压旁路压力控制策略及提出新的升/降负荷控制策略，实现负荷全程自动控制，很好地解决了机组启、停过程中的超温、超压的问题，升降负荷过程中，汽轮机的加热、冷却过程平稳。

  (5) 开发了具有凝结水母管压力自适应的除氧器水位全程控制技术等。发电机组将凝结水泵改造为变频泵，节省了厂用电，已有很多成功的例子。但由于采用的控制方案仍有不少缺点和存在不少问题：1、凝结水调节阀无法全开，受凝结水用户的限制；2、对凝结水调节阀指令函数进行整定，工作量大，运行中常常出现凝结水压力波动大，需手动干预；3、为满足工艺安全的需要，凝结水压力整定得比较高，节流损失大，没有充分利用变频节能的潜力。如目前投运的1000MW机组为满足工艺安全的需要，凝结水压力整定为2.5MPa，且为开环控制，有时高达3.5MPa，浪费了大量的厂用电。本项目针对上述问题，对除氧器水平调节进行了全面的优化和完善，采用了凝结水母管压力自适应的技术，实现了除氧器水平全程调节，同时解决了存在的问题，实现了在各个负荷段凝结水压力均能保持稳定，而且降低到1.7MPa。与目前常用的控制方案相比，本项技术，既能保证除氧器水位和凝结水压力的稳定，同时节能效果进一步提高，节能效果显著。如在海电厂的应用中，凝结水母管压力由原来的2.5MPa降至1.7MPa，在原来变频已经节电的基础上，可再节电240万kwh/年；原设计在450MW以下才一台泵运行，采用全程调节后，低于550MW即自动停一台凝泵，节省厂用电80万kwh/年。采用本项技术，实现了与APS的接口，全程维持着凝结水压力稳定，保证系统安全运行，真正做到全程高品质自动调节，同时，最低的凝结水压力设置又达到了最佳的节能效果。

  三、提出百万千瓦超超临界锅炉自启停特殊过程的控制策略，解决了超超临界机组一些特殊过程的强非线性，无法实现自动控制的难题。

  目前，国内外超超临界机组的一些特殊过程的自动控制一直都未能实现，这些过程的非线性特别强，大迟延特别严重，自动控制极易不稳定而发散，安全得不到保证。本项目对这些过程特性进行了大量的试验和仿真，通过分析研究，每个自动回路都根据被控制对象特性相应采取了大量的容错技术和一些先进控制技术，最终实现了这些过程的稳定、安全可靠的自动控制，解决了超超临界机组特殊过程自动控制的难题。

  (1)提出了采用BCP泵的锅炉干/湿态转换自动控制策略。直流锅炉干/湿态转换过程前后，控制对象的特性变化太大。如刚转换到干态时，若锅炉给水流量控制不好，极易造成干/湿态反复切换、或造成分离器入口温度过高引发锅炉壁温超温等异常情况。本项目采用自适应变参数、曲线函数纯比例和模型参数预测等控制方法，把给水控制稳定，保证了干/湿态转换的自动控制平稳。

  (2)提出了给水、燃料和汽机旁路协调控制的锅炉自动热态清洗控制策略。自动热态清洗全程自动，温度和压力稳定，效果显著；采用给水、燃料、汽机旁路三者相互配合完成的热态清洗，速度更快，效果更好，缩短了热态清洗的时间。

  (3)提出了具有减温水、给水及煤水比相互协调的主蒸汽温度控制策略。(a)针对超超临界特性，设计的一个新型控制方法，采用减温喷水阀作为联络信号，能始终保持喷水阀在最佳的调节位置，汽温控制效果更加好。无论在何种工况，始终使燃料——给水平衡，使一、二级减温水喷水阀在有效的调节范围内，从而使主汽温度始终受控，取得了很好的实际运行效果，在变负荷和各个负荷段内，汽温控制都非常稳定。(b)采用了给水和锅炉给煤量协同调节稳定分离器入口过热度在正常的范围内，有效防止屏过温度超温的现象。在进行RB试验时，分离器入口过热度始终保持稳定，相比之前的策略，效果非常明显。(c) 对于直流炉，汽温调节始终以维持燃水比为粗调，减温水为精调。本项技术，将这一控制思想进行了升华，由锅炉给水、减温水、燃料三方相互协调，共同维持主汽温度的稳定。

  4. 经济效益分析

  本项目研究成果首次实现了百万千瓦超超临界发电机组的自启停控制，从机组启动准备阶段的凝结水补水系统启动开始，一直到机组满负荷运行，以及从机组满负荷到机组完全停止运行的过程，实现了“一键启停”和全程自动控制，大大减轻了人工操作劳动强度、规范了机组启停的操作程序、简化了操作、减少了误操作的可能、提高了机组的整体安全性能，缩短了机组启停时间，提高了机组的经济效益。同时，全程自动控制提高了机组的运行水平，降低了机组的发电煤耗和厂用电率。机组启动和停止过程中，锅炉加热膨胀和冷却收缩均匀、汽轮机受热和冷却均匀，降低了机组启停过程中的热应力，减小了机组寿命消耗，延长了机组的寿命；机组多次的启动和停止结果表明，采用APS使机组启动过程缩短约5小时、停机过程缩短约1小时；全程自动控制，机组在启停过程中、正常运行过程中以及负荷调节的动态过程中，始终保持各控制参数在最佳状态，保证了机组的经济运行，为节能减排、低碳、经济运行打下基础。而没有应用APS的超超临界机组，启停过程需要大量的人工操作，操作项目繁多，判断条件繁多，人工的劳动强度高，久而久之，误判断、误操作常常发生，安全得不到保证；同时，由于人工操作的随意性，锅炉、汽机膨胀/冷却过程不均匀，增加寿命消耗；另外，没有全程自动控制，参数偏离设计值较大，增加了机组的煤耗和厂用电率，经济性能较差。

  目前国内1000MW超超临界机组额定工况稳定运行供电标准煤耗已经达到国际水平。但机组实际运行过程中，需要参与电网负荷调节，则实际煤耗仍然较高，离国际水平还有一段很大的差距，这主要是由于机组参与负荷调节的动态过程中，机组控制水平仍然落后于国际水平。目前已投运的1000MW机组中，大部分没有采用APS技术，造成机组启/停、正常负荷调节的运行过程中，煤耗偏高。华能海门电厂应用本项研究成果后，提高了机组控制水平，运行参数按最优进行控制，不仅机组在启停过程节约大量燃煤，而且正常运行过程中、以及机组参与电网负荷调节的动态过程中，也有着较低的煤耗和厂用电率。

   根据海门电厂每台机组投运一年的统计结果，APS系统投运后，启动过程节约厂用电15多万度电、提前发电增加400多万度电的发电量，停止过程节约厂用电3多万度电、提前发电增加80多万度电的发电量，累计节支504多万元；给水全程控制，在机组启动过程中，电泵节能每年就可节省约4万度电，累计节支2万元；机组正常运行的负荷调节过程中，全程自动控制使运行参数稳定，与实施APS前对比，机组供电煤耗降低了2g/kWh，每年每台机组发电量按60亿度电来计算，节支967多万元；除氧器水位全程调节，凝结水泵在原来变频已经节电的基础上，可再增加节电量240多万kWh/年，累计节支120多万元；采用全程调节后，低于550MW即自动停一台凝泵，节省厂用电80万kwh/年，累计节支40多万元。以上数据统计，2台机直接经济效益共计3000多万元/年。再加上APS应用后减少了误操作、减少操作人员支出、减少设备损耗和维修费用支出等其他间接经济效益，应用APS后，经济效益同其他国内外同类项目相比处于于领先水平。