在未来很长一段时间内，我国以燃煤为主的能源结构不会改变。因此，需要不断提高燃煤发电机组的效率来改善能源紧张的情况及缓解碳排放的压力。超超临界二次再热技术是一个可行的选择。二次再热机组中主蒸汽压力从超超临界的27MPa提高至35MPa，大约可降低热耗1.0%；再热蒸汽温度从600℃提高至620℃，大约可降低热耗0.5%；二者共可降低热耗约1.5%。虽然国外二次再热技术已经相当成熟，但国内的发展仍面临一定的困难。特别在控制技术上，由于增加了二次再热系统，炉内各受热面热量的分配更加复杂；随着机组参数等级的提高，热惯性明显增大，并对机组的负荷变化率以及水煤比的控制产生很大的影响；此外，由于国内运行的机组必须满足“两个细则”的考核要求，需要机组变负荷率达到1.5%。这些都对机组的控制策略带来全新的挑战。

本文基于传统超（超）临界机组水煤比控制方式的对比分析，对某超超临界1000MW二次再热机组控制策略进行优化，以克服运行参数提高带来的热惯性。

直流锅炉控制策略的核心问题是水煤比的控制。水煤比控制输出量表示机组运行过程给水与燃料量配比的偏离程度。直流锅炉在水煤比失调时，会对过热器出口蒸汽温度产生严重影响。如果燃料量与给水流量两者相差10%，出口蒸汽温度变化可达100℃左右。因此，水煤比控制直接关系机组运行的安全和稳定，机组协调控制必须采用保持水煤比作为维持出口主蒸汽温度的主要粗调手段，而采用喷水减温作为辅助性细调手段。

目前国内超（超）临界机组水煤比的控制主要有煤跟水控制方式和水跟煤控制方式2种。给水流量和燃料量对水煤比的响应特性不同。给水流量的变化对水煤比的影响比较敏感，可以迅速控制水煤比的变化。燃料量对水煤比的影响比较滞后，往往需要等待一定时间才会引起水煤比的变化。

对于直流锅炉而言，当锅炉主控制器确定燃料量后，如果水煤比的控制由给水流量调节，称为水跟煤控制方式。如果水煤比的控制由燃料量调节，称为煤跟水控制方式。水跟煤控制方式优点是中间点温度控制精度高，有利于锅炉过热蒸汽温度和壁温的控制，缺点是主蒸汽压力控制效果相对较差。煤跟水控制方式优点是主蒸汽压力稳定，缺点是中间点温度控制精度差，不利于锅炉过热蒸汽温度和壁温控制，尤其在直吹式制粉系统锅炉中表现较为明显。 

1）机组增加了二次再热系统，使得控制过程非常复杂。过热、一次再热、二次再热间的换热相互影响，整个系统的动态调节时间加长。再热蒸汽温度的调节过程对过热器的换热过程产生影响，并影响到过热度及主蒸汽压力的控制。

2）锅炉参数的提高，金属使用量的增加使机组的热惯性增加，大幅度的负荷变化需要克服的金属吸热或放热明显增加，使过热度、主蒸汽压力的变化出现大的滞后。

3）汽轮机侧增加了超高压缸，各缸间的做功比出现变化，超高压缸处于负荷调节状态，但仅占汽轮机负荷的20%，使得机组的负荷变化能力受限，经常出现汽轮机调节阀全开的状态，给负荷控制带来影响。

4）锅炉吹灰过程中，各受热面的换热发生改变，使热负荷分配产生变化，特别是水冷壁的吹灰过程对过热度和主、再热蒸汽温度的控制带来影响。

5）磨煤机启/停过程不只是入炉燃料量发生了改变，炉内燃烧、温度场分布、锅炉配风的改变，都影响到各受热面的换热，以及对过热度的控制。 

3.1 机组概况

某超超临界1000MW 二次再热机组锅炉型号为HG-2752/32.97/10.61/3.26-YM1，采用塔式布置、单炉膛、水平浓淡燃烧器、角式切圆燃烧方式、二次中间再热。汽轮机由上海汽轮机有限公司设计制造，采用德国西门子公司的技术，汽轮机型号为N1000-31（THA）/600/620/620，为超超临界、二次中间再热、单轴、五缸四排汽、双背压、十级回热抽汽、反动凝汽式。机组的分散控制系统采用西屋公司的OVATION，整台机组构成一体化的控制。

3.2 原水煤比控制策略

随着机组参数等级的提高以及受热面的增加，机组的热惯性明显加强，在机组负荷改变后，锅炉的吸热和放热过程出现明显变化，表现在变负荷过程主蒸汽压力跟随缓慢，而过热度变化大。原机组水煤比的控制策略为水跟煤，在负荷变化幅度较大的过程中，锅炉的热惯性表现强烈，过热度反方向变化严重，直接导致水煤比的输出与负荷变化过程相反，即加负荷水煤比输出减少，减负荷水煤比输出增加。由于水煤比的反方向变化，导致锅炉侧的主蒸汽压力无法满足设定压力的需求。变负荷过程主蒸汽压力偏差大，经常出现升负荷过程汽轮机调节阀全开，影响机组的AGC 和一次调频。机组变负荷过程参数曲线如图1所示。由图1可以看出，原控制策略下的机组变负荷过程，随负荷增加，分离器出口蒸汽温度快速下降。由于过热度变化和负荷变化方向相反，造成主蒸汽压力持续偏低，严重影响负荷跟踪的精度。

3.3 优化后水煤比控制策略

二次再热机组设计有烟气再循环，再循环烟气量的变化对锅炉水冷壁、省煤器、再热器、过热器温度都有影响，也会对中间点温度产生明显影响，这种影响是一次再热超（超）临界机组所没有的。此外，二次再热机组再热器、过热器、省煤器的布置比一次再热机组松散，其动态特性表现为惯性时间变长、阶数加大，使得机组的主蒸汽压力、温度等控制难度加大。

基于以上二次再热机组的特点，沿用以往单一的水跟煤或煤跟水的控制策略，其控制精度难以达到要求。因此，对于二次再热机组，采用水/煤复合调节的水煤比控制策略，动态过程以煤跟水为主，稳态过程以水跟煤为主。其基本方法是当锅炉需求确定了燃料量、给水流量后，中间点温度的差异分别由给水流量、燃料量共同进行调整。该控制方案克服了水跟煤和煤跟水控制策略各自的缺点，发挥各自优势，这样当参数整定合适，控制效果较好，能满足二次再热机组的控制要求。

机组动态过程的水煤比随不同的负荷段、不同的负荷变化速率出现较大的比值变化，因此，在水煤比控制上采用煤和水共同控制的策略，同时注意稳态及动态2个过程的分离。即：协调控制上水煤比的动态前馈构造及水煤比的双向调节，在稳态过程采用给水流量来调节过热度；动态过程采用煤和水共同调节过热度，但对给水流量控制进行相应的弱化，煤量控制上比例作用较强而积分作用较弱，并在机组处于稳态过程对水煤比的调节输出（燃料量）以一定的速率缓慢归“0”。图2为机组优化后水煤比控制策略。

图2中，机组变负荷过程的过热度偏差同时修正燃料量和给水流量，但对燃料量和给水流量的作用过程相反动态过程以燃料控制过热度为主，快速克服锅炉的热惯性，维持主蒸汽压力。稳态过程仅以给水流量来控制过热度，保证机组的安全。给水回路的水煤比控制采用动态和稳态的变参数控制。燃料控制回路的上限和下限值，在不同的负荷变化率下存在差异，负荷变化率越大，燃料量的调整范围越大。为保证燃料的动态调节范围，在稳态时将调节的输出缓慢归“0”，这也使锅炉输出指令与机组负荷相平衡，目的是使BTU（煤质净热量校正）的调节处于合理位置。

3.4 机组变负荷前馈控制优化

机组的变负荷前馈以燃料量维持主蒸汽压力，给水前馈保证过热度的稳定，送风量控制氧量的变化。但由于机组热惯性较大，为满足动态过程的调节需求，重新构造机组的变负荷前馈，

其控制逻辑如图3 所示。

图3中的控制逻辑针对锅炉升负荷或降负荷结束时，根据机前主蒸汽压力偏差的变化来确定以一定的速率缓慢结束变负荷前馈量。主要是由于锅炉的热惯性较大，在升负荷过程结束，主蒸汽压力通常偏低；降负荷结束，主蒸汽压力通常偏高。为使变负荷结束时的主蒸汽压力快速收敛，尽可能匹配汽轮机与锅炉的能量平衡，对不同变化率、不同负荷段（负荷越低热惯性越大）、不同变负荷量所带来的热惯性进行相应的释放。其中，负荷变化率对应的函数确定了前馈消失的速率；主蒸汽压力偏差对应的函数确定了进行速率控制的时间。

3.5 机组变负荷过程参数曲线

优化后的控制策略对机组过热度及主蒸汽压力的控制改善明显，其相应调节曲线如图4 所示。

1）超超临界1000MW二次再热机组的运行参数明显提高，导致机组的热惯性增加，整个系统控制的惯性增大，且过热、一次再热、二次再热间的换热过程相互影响，使机组水煤比的控制更加复杂，但水煤比作为机组控制的核心直接影响机组的安全稳定运行。

2）针对动态和稳态的控制过程，对机组变负荷过程的前馈量逻辑进行优化，按照变负荷结束的能量偏差来约束前馈量的变化速率；同时对过热度的控制策略进行优化，动态过程增加燃料量的调节，实现水煤量值同时变化来克服锅炉的热惯性，获得较为满意的效果。该控制策略对超（超）临界二次再热机组的相应控制有借鉴意义。