一、工程概况
国电电力大连庄河发电有限责任公司（以下简称庄河公司）装机容量为 1200MW（2×600MW），为国产超临界燃煤发电机组。两台机组分别于 2007年 8 月 6 日、11 月 5 日竣工投产。汽轮机为哈尔滨汽轮机有限责任公司制造的超临界、一次中间再热、单轴、三缸、四排汽、反动凝汽式汽轮机， 型号是CLN600-24.2/566/566。采用数字式电液调节（DEH）系统。机组可分别在冷态、温态、热态和极热态等工况下启动，并可以在定压或定-滑- 定压的任意一种方式下运行。采用定-滑-定压运行方式时，滑压运行范围为 30 -90 BMCR。锅炉选用哈尔滨锅炉厂制造的 600MW 超临界本生（Benson） 直流锅炉，型号：HG-1950/25.4-YM3。一次中间再热、变压运行，带内置式循环泵启动系统，固态排渣、单炉膛平衡通风、Π型布置、尾部双烟道、全钢构架悬吊结构、全封闭布置锅炉。
庄河公司控制系统采用国电智深公司的EDPFNT 控制系统，是国内首家应用国产控制系统的 600MW 机组。庄河公司于 2016 年对 1 号机组进行灵活性改造工作，2016 年 6 月 28 日庄电公司被列为国家首批灵活性改造试点单位之一。
二、改前情况
1、设计参数和技术指标
炉膛为单炉膛，设计煤种为双鸭山煤，校核煤种为双鸭山混煤，锅炉以最大连续负荷(BMCR)工况为设计参数，最大连续蒸发量 1950t/h，过热器蒸汽出口温度为 571 ℃， 再热器蒸汽出口温度为 569 ℃， 给水温度285.3℃。机组额定负荷为 600MW，设计煤种为 5020 大卡热值烟煤。
2、存在的问题
1）电厂来煤受市场价格、产地、运输、供应量等多种因素的影响，经常出现多煤种混烧工况。在煤种变化或同种煤热值出现大幅变化时，常规协调控制中，没有设计专门针对此种工况的控制策略，而只能依靠煤炭在锅炉中燃烧过后，通过主要参数的变化反映煤种和煤质的变化，再通过主要参数的反馈回路修正锅炉主控的输出，从而调整燃料主控，达到调节给煤量的目的。当深度调峰时，机组给煤量、给水流量、蒸汽流量等参数大幅偏离设计值，容易引起汽温降低，壁管超温、给水泵、风机等重要辅机安全处于安全稳定边界。
2）RB 动作效果不能达到预期，动作指标不合格。高加退出后给水自动控制品质不加，无法满足高加退出后的给水自动要求。
3）机组深度调峰至 30 额定负荷时总煤量将降至 100t/h，燃烧逐渐恶化，必须采取相适应的措施稳定燃烧。给水流量已接近保护定值，炉内水动力情况恶化，局部过热爆管可能性急剧增大。
4）调峰负荷下，机组协调系统的主汽压力调节曲线已经超出原设定的定—滑—定参数范围，压力波动大，给水、煤量的调整区间也已超出限值。
三、改造方案
1、技术路线
通过增加必要的系统设备及逻辑控制优化提高系统运行的安全和稳定性：
针对超临界机组特点和电网对机组既能带基本负荷，又能调峰运行的要求，在进行控制系统配置和构造协调控制策略时，考虑了控制作用的快速性、稳定性、准确性，在以锅炉跟随为基础的协调控制系统基础上，在汽机主控增加压力拉回回路，在锅炉主控增加功率影响回路，采用全协调控制策略，同时在各主要控制回路引入前馈控制。
图 1 改造后控制逻辑SAMA 图
全面优化热工协调系统，应用精准能量平衡理论，对锅炉主控、汽机主控进行重新设计，适应多变煤种热量变化，自动识别自动完成设计煤种热量转变。在机组协调能量平衡回路中，每一台磨煤机煤质热值均设计一个输入回路。增强锅炉在低负荷工况和加减负荷过程中锅炉燃烧的稳定性。同时为满足机组调峰至 180MW 及安全要求，对相关的协调控制系统下限进行调整，并增加机组降负荷速率限值功能，防止负荷大幅度波动引起锅炉超温或水量骤降。
优化机组 RB 功能，磨煤机跳闸后，根据磨煤机实际煤种确定 RB 动作调磨台数，烟煤、褐煤磨煤机跳闸后RB 目标负荷不同。
机组处于低负荷工况，给水系统的稳定尤为重要，当低压汽源压力不足或是低压主汽门、低压调节门出现故障时，导致给水泵小机停运，给机组安全稳定运行带来很大隐患。在机组低负荷工况下，将高压进汽调门。这样既保证了机组给水系统的安全稳定运行，同时保证给水泵小机不能超速。出现给水泵跳闸一台时，通过逻辑控制另一台给水泵增加控制指令、关闭再循环调门，迅速补充机组给水流量，保证机组水量充足。
扩展协调系统下限，确保锅炉主控、给水自动在 30 负荷深度调峰期间无调节限制。自主研发锅炉能量动态变化自动检测系统。提前发现能量变化需求，提前调整，保证协调控制的及时性。
应用热量平衡原理控制方案，解决全烧设计煤种、掺烧褐煤、全烧褐煤控制的统一性、适应性问题。自主完成省煤器水旁路控制逻辑设计，针对 30 负荷工况特点，设立完整在线监控及安全保护。采用中上排磨煤机运行方式提高火焰中心，使炉膛出口、脱硝入口烟气温度升高，确保脱硝连续投运。优化吹灰方式，减少水平烟道及尾部烟道吸热，促使脱硝入口烟温适当提升。
增加给水泵控制逻辑，机组正常时一台给水泵跳闸，未跳闸给水泵按照预定速度开启，保证锅炉给水流量持续；给水控制逻辑中任一台汽泵跳闸后自动加水逻辑投入条件及加水指令。
2、实施方案
（1）控制逻辑原理图
图 2 控制逻辑原理图
（2）改造关键内容
机组在 180MW 时保持锅炉干态运行，给水流量接近保护定值，需对协调系统优化，将机组协调控制下的压力曲线、给水曲线等控制逻辑延伸至180MW，满足机组协调方式下的自动调整。由于原控制系统完全按照单一煤种设计，虽然设计有煤种修正功能，但修正十分有限，不适应复杂多变的锅炉燃用煤种的实际情况，需要通过优化解决主汽压力及温度波动大、负荷响应慢等问题。
1）锅炉主控采用以设计煤种热量为统一标准的运算体系、采取热量平衡原理控制方案，解决了全烧设计煤种、掺烧褐煤、全烧褐煤控制的统一性、适应性问题。即固定负荷对应固定热量，通过已知热量确定每台运行磨煤机实际煤量，保证煤量稳定性，有利于主汽压力稳定。
图 3 锅炉主控逻辑原理图
2）燃料控制引入每台磨煤机煤质热值输入功能，运行人员根据每台磨煤机燃用的煤种，参照化验人员当天化验的热值，输入对应的磨煤机， 后期增加入炉煤采样装置，自动将化验热值输入 DCS 控制系统内，使每台磨煤机输入锅炉的热量更加精确，进而使任意负荷下锅炉所需要的热量和锅炉输入的热量相匹配，使锅炉在加减负荷和深度调峰过程中稳定性增强。
3）增加锅炉动态能量变化自动检测系统，随时检测锅炉能量动态变化需求，提前发现能量需求变化，提前参与调整，保证协调控制的及时性， 确保主汽压力在负荷变化的全程范围内保持稳定，解决原系统微分预判方式下的主汽压力波动问题。根据煤种确定风压控制参数，保证锅炉系统风压控制稳定。增加低负荷磨煤机跳闸后自动联锁油枪按照预定方式进行投入；
4）锅炉给水流量自动的控制低限降至 495 吨/小时；锅炉主控输出低限调至 23.62 ；炉主汽压力设定值偏置调整范围修改为±1.5MPa，最低可达 13.5MPa；增加机组降负荷速率限值功能；设置给水流量低预警，防止低流量运行期间锅炉受热面大幅度超温等等。
（3）关键设备如下
优化DCS 控制系统，通过逻辑优化设计，最终完善系统控制功能，保证机组各项指标按照设计要求进行控制。
（4）项目总投资与施工周期
300MW、600MW 机组项目总投资 60 万，施工周期一年。
3、创新点
协调控制系统能够根据机组煤种变化情况自动适应进行燃料量调整，保证主汽压力在规范品质调节范围内。
四、实施效果
1、改造前后技术指标对比、运行情况对比
控制系统改造前，主汽压力波动大，可达到 1MPa 以上，。
下图为控制系统改造后，主汽压力等参数严格按照设定值进行变化。
图 4 改造后关键参数变化趋势图
图 5 改造后 180MW 负荷主汽压力变化趋势图
2、项目经济性分析
2014 年-2021 年获得调峰收益 65147 万元。显著提高了机组灵活性能力，参与电网 AGC、一次调频的能力，而且大幅提高了机组的煤种适应性， 改善了机组主要参数的调节品质，增强了机组运行的稳定性、经济性，为机组参与市场竞争、竟价上网提供了技术优势。
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