不带外置床300 MW循环流化床机组的协调控制及优化

赵志丹，王邦行，段景卫，郭三虎，程建华，郎意安，王晓勇

（1.西安热工研究院有限公司，西安市，710032；2.GE新华控制工程有限公司，上海市，200245）

0 引言

在能源需求日趋紧张的今天，能源结构的合理分配显得至关重要，循环流化床锅炉的技术发展对解决这一问题提供了新的思路和方向。虽然循环流化床锅炉，尤其是中小型循环流化床锅炉已经大量投入商业化运行，但其控制问题一直是其发展的主要问题之一。多数循环流化床锅炉的燃烧、协调等自动控制投不上，或投入率很低，主要原因在于循环流化床锅炉比普通锅炉耦合关系更加复杂，被控对象非线性更加严重，这些更增加了投入协调控制的难度。通过对多台大型循环流化床机组的协调控制策略的研究及优化，在江苏徐矿综合利用发电厂一期2×300 MW循环流化床机组工程上所采取的协调控制策略取得了令人满意的效果。

1 机组概述

江苏徐矿综合利用发电厂一期2×300 MW循环流化床机组工程，锅炉为东方锅炉厂自主研发型DG-1025/17.5-541/541亚临界参数自然循环汽包炉，一次中间再热、单炉膛、汽冷式旋风分离器、平衡通风、固态排渣、前墙给料的布置方式（8台给煤机）、不带外置床循环流化床锅炉。一次风经空预器加热后分左右两侧水平进入水冷风室，通过布置在布风板上的风帽使床料流化，并形成向上通过炉膛的气固两相流，二次风进入布置在前后墙上的二次风箱后，分上下2层进入炉膛，实现分级燃烧。锅炉结构简图见图1。汽轮机为上海汽轮机厂有限公司生产的型号为N330-16.7/538/538亚临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、凝汽式汽轮机。发电机为上海汽轮发电机有限公司生产的水-氢-氢冷却、静态励磁汽轮发电机。分散控制系统（distribution control system，DCS）采用GE上海新华控制工程有限公司的XDPS-400E系统，整个控制系统为一体化方式。

2 机组的协调控制策略

2.1 机组协调控制的构成方式

在协调控制的结构当中，共包含5种方式：MAN方式（锅炉主控、汽机主控都在手动），锅炉跟随（boiler follow，BF）方式（锅炉控制主汽压力，汽机主控在手动），汽机跟随（turbine follow，TF）方式（汽机控制主汽压力，锅炉主控在手动），锅炉跟随为基础的协调控制（coordinated-control boiler follow，CCBF）方式（汽机控制功率，锅炉控制压力）。机组负荷指令按比例直接作用到汽机和锅炉主控，功率偏差、直接能量平衡（direct energy balance，DEB）与热量信号偏差作为细调。为限制机炉在运行过程的能量失衡，在汽机主控上包含功率修正回路；汽机跟随为基础的协调控制（coordinated-control turbine follow，CCTF）方式（锅炉和汽机同时控制功率偏差及压力偏差），这是一种控制压力为主的综合控制方式。在其中一种运行方式下，其他方式下的调节器处于跟踪状态，实现方式上的无扰切换。

目前，机组的负荷响应速度及负荷偏差已成为电网考核的主要指标，也是机组协调控制系统控制水平的标志。因此，在协调方式的运用上，CCBF方式成为机组协调投入的主要运行方式，其他几种方式仅用于CCBF方式投入过程的过渡，或在快速减负荷（run back，RB）发生时的状态切换。

2.2 直接能量平衡（DEB）控制策略

直接能量平衡协调控制策略是以汽机的能量需求直接代表锅炉输入能量的控制方式，其基本出发点是在任何工况下均保证锅炉能量的输入与汽轮机能量的需求相平衡。DEB信号构成形式为

式中：P1为调节级压力；PT为主汽压力；PS为主汽压力设定；u为汽机控制指令；B为锅炉主控指令；K1为机组动态微分增益。本机组的协调控制采用直接能量平衡控制策略。以（P1/PT）×PS代表汽机的能量需求，控制锅炉的输入能量，保证机组内部能量的供需平衡。与间接能量平衡（indirect energy balance，IEB）不同的是机前压力PT并不代表真正的能量，只是表征能量平衡的参数。采用与汽机调阀开度成正比的信号（P1/PT）×PS及其微分量之和作为锅炉负荷指令，式中微分项在动态过程中加强燃烧指令，以补偿机、炉之间对负荷要求响应速度的差异。由于要求补偿的能量不仅与负荷变化量成正比，而且还与负荷水平成比例，所以微分项要乘以（P1/PT）×PS。在变工况运行的情况下，机前压力设定值PS通常是一个变量。DEB方式的控制框图见图2。图2中Pd为汽包压力，NO为实际负荷，Ne为设定负荷。

协调控制策略中，汽机主控通常用于控制功率，但当机前压力偏差超出±0.8 MPa时，引入1个主汽压力偏差的函数对功率设定值进行修正来维持机炉间的能量平衡，减少负荷变化中主汽压力偏差大导致闭锁的发生。在RB过程中采用TF方式控制机前压力。当汽机控制在就地状态下，汽机主控跟踪负荷参考值。锅炉主控以汽机能量需求信号作为其指令，其反馈信号为P1+c×dPd/dt。其中P1代表了进入汽机的能量，汽包压力的微分量代表了锅炉蓄热的变化。在稳态工况下，dPd/dt=0，锅炉主控制器的调节作用使PT=PS，从而使设定值与反馈相平衡（都为调节级压力P1），并且在稳定工况下满足机组负荷的要求。DEB控制方式结构简单，充分利用汽包压力的微分使控制过程更加平稳，实现动态、静态工况下机炉能量的平衡。

3 机组控制的特点

3.1 床料厚度对控制的影响

在循环流化床锅炉运行过程中，维持相对稳定的床料厚度十分必要，通常为800～1000 mm。若料层太厚使布风板阻力加大，床料分层严重，不但可能引起床下风室风道振动，增大风机电耗，而且容易造成局部流化状态恶化，导致结焦现象的发生（2号炉床料分层结焦，见图3）；若料层太薄则一次风会直接穿过，燃烧热量减小，运行不稳定，带负荷能力受到影响。因此，必须注意给煤量、排渣量的均衡以及负荷所对应一次风量的控制。

3.2 床温控制的均衡性

床温控制的均衡性受燃料量分布的平衡性、J阀回料量、冷渣器的排渣平衡、一次风量大小等因素的影响。由于内置床的面积较大，共分布8台给煤机，每台给煤机对应一定面积的床面，在运行当中尽量运行所有的给煤机进行多点布煤才能保证床面上的煤量分布均匀。从实际运行看，所有运行的给煤机煤量成“V”型，即两侧最边上的给煤机煤量最多，中间的2台给煤机的煤量最少，才能保证整个床上温度的均衡；冷渣器的排渣在维持好料层的厚度保证流化良好的情况下有利于一次风量对床温控制的灵敏性。

3.3 风机出力的平衡控制

流化床锅炉的总风量包括：二次风量、一次风量和流化风量，在总风量当中3者的比例关系为5∶4∶1。这与常规的煤粉炉差别很大，因此，在引风机的前馈中包含二次风机和一次风机开度指令的综合作用，而在引风机RB状态下联跳二次风机的同时要相应减少一次风机的出力。

4 机组协调控制策略的优化

4.1 采用左、右2个锅炉主控

CFB锅炉控制重点是确保床面的左右侧床料均衡。这不仅影响到整个机组床温、床压、一次风量等的控制，而且某侧床温高对同侧过热、再热蒸汽温度的控制也有一定的影响。在控制上以燃料量的均匀分配来实现整个床面温度控制的均衡，因此，将机组的锅炉主控分左、右2个（采用相同的被调量、相同的调节参数且同时投入/退出自动），左侧锅炉主控的输出形成左侧燃料量的设定，经左侧燃料主控后控制A、B、C、D四台给煤机，右侧与左侧相同。这样当一侧某一给煤机故障时，由该侧其他处于自动工况给煤机分担，从而达到床上两侧燃料量的均衡。

4.2 煤量偏置用于修正床温的偏差

实际运行中，经常发生断煤的情况以及由于给煤机标定存在的差异，导致实际的两侧燃料不相等，床温出现偏差。因此，增加自动状态下的两侧煤量偏置接口，用于运行人员微调。

4.3 床压控制

床压的大小及两侧床压的平衡依靠排渣来进行控制。当两侧床压偏差增大时，两侧差压的函数作为前馈自动增加床压较大侧的冷渣器转速，减小床压较小侧的冷渣器转速。此外，床温较高处的排渣量可通过改变此处冷渣器的转速来进行微调。

4.4 锅炉主控前馈逻辑的优化

原设计中，锅炉主控的前馈量为设定负荷的函数（采用满负荷对应50%燃料量），燃料主控的设定和反馈采用百分量，以实际煤量除以带满负荷所需投运给煤机的台数（4台），这样，运行给煤机台数的不同将导致锅炉主控的前馈输出所对应的煤量不准确。为此将锅炉主控的输出改为对应实际的燃料量。同时，为提高机组变负荷过程的燃烧率，必须保证锅炉有足够的热量变化。通过仿真比较变负荷过程smith预估器、使用4阶惯性环节构造的微分以及设定负荷的微分，选择设定负荷的微分作为锅炉主控前馈的一部分，如图4。此外，一次风量的变化对提高主汽压力的响应速度非常关键，有必要在动态过程牺牲掉一定的床温来提高机组的负荷响应能力。

4.5 锅炉主控的变参数控制

为满足动态过程主汽压力偏差尽可能小，锅炉响应速度快；稳态调节过程相对较稳，波动小。根据机组稳态/动态、不同变负荷速率、主汽压差的大小对锅炉主控采用变参数控制，见图5。

5 机组变负荷过程曲线

机组在投入CCBF方式下进行负荷变动试验，变动范围为200～250 MW，滑压方式投入，负荷变动率为6 MW/min，见图6、图7。

6 结语

协调控制系统及子系统控制策略的使用，提高了循环流化床机组的燃烧率，保证了机组响应电网实时负荷的要求，对相关流化床机组协调控制系统的投入及优化，提高流化床机组的负荷变化率具有一定的参考价值。

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