330MW循环流化床锅炉直接空冷机组AGC控制功能优化

张军峰

【摘要】由于330MW循环流化床锅炉燃烧惯性大、耦合强，直接空冷系统机组真空受环境影响很大，在AGC控制方式下的机组負荷调节品质常常难以满足电网的控制要求。通过采用锅炉主控前馈分段主动调节、一次风量错时超前调节、机炉动态解耦等优化措施，有效提高了宁夏国华宁东发电有限公司#1、#2机组AGC协调控制能力，使机组负荷控制指标完全满足西北电网并网机组AGC性能要求。

【关键词】循环流化床；协调控制；AGC；超前控制；直接空冷

引言

CFB锅炉（Circulating Fludized Bed Boiler，以下简称CFB锅炉）作为一种煤的清洁、高效燃烧技术自八十年代初进入燃煤锅炉的商业市场以来，在中小型锅炉中已占有了相当的份额。并在技术日趋成熟的同时逐渐向更大容量发展。它具有燃料适应性广、燃烧效率高、氮氧化物排放低、低成本石灰石炉内脱硫、负荷调节比大等突出优点。CFB低成本实现了严格的污染排放指标，同时燃用劣质燃料，在负荷适应性和灰渣综合利用等方面具有综合优势，为煤粉炉的节能环保改造提供了一条有效的途径，并得到大量应用。

宁夏国华宁东发电有限公司#1、#2机组采用东方锅炉（集团）股份有限公司自主知识产权的国产DG-1177/17.5-II3型亚临界循环流化床锅炉，该炉型采用内置床、大宽深比的单体炉膛、单侧不对称布置三个分离器设计。配套上海电气集团上海汽轮机有限公司生产的NZK330-16.67/538/538型双排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。循环流化床锅炉由于燃料热值低、颗粒大、低温燃烧、受床料影响热容量大等特点，燃烧过程复杂，燃烧系统惯性大、耦合性强、非线性强，控制系统除考虑控制燃料、风量、水位、汽温等煤粉炉被控对象，另外还须控制锅炉床温、床压等被控对象，控制目标更加复杂多样；加之汽轮机侧直接空系统冷带来的诸多影响因素，因此实现大型流化床锅炉直接空冷机组AGC控制是控制领域公认的疑难问题。

本文通过对330MW循环流化床锅炉动态特性的分析，利用锅炉主控的动态加速前馈、一次风超前调节以克服流化床锅炉的燃烧惯性，保证变负荷初期滑压段主汽压力快速跟随和机组负荷响应速度，通过给煤量与一次风量的错时调节，保证合理的一、二次风量比，维持流化床锅炉床温长期稳定，确保了330MW流化床机组AGC控制下机组负荷调节品质和机组运行稳定性。

1、330MW循环流化床锅炉控制对象的响应特性

1.1 风量对循环流化床锅炉响应特性。循环流化床机组风量控制，对机组经济运行，燃烧调整起着重要作用，一次风主要调整炉膛床温床压，并对主汽温度调整影响较大；二次风主要调整锅炉充分燃烧，然而炉膛左右侧二次风量大小对锅炉床温、壁温及主汽压力，影响较大。所以研究循环流化床锅炉AGC控制，必须对风量控制进行深入研究。

宁东电厂330MW循环流化床机组AGC控制系统调试中，对一次风、二次风扰动对主汽压力和床温的特性试验，具体试验情况如下：

1.1.1 一次风对床温和主汽压力的特性曲线

1.1.2 二次风对主汽压力、床温的响应特性

从试验曲线中基本可以看出，一次风变化对床温和主汽压力的影响均比较大，二次风对床温的影响不大，但对主汽压力的影响较大，并与二次风的变化高度一致。根据这个结论，系统调试中，为提高机组协调系统的响应性，对二次风控制系统的投运比较重视。

1.2 循环流化床锅炉燃烧特性

1.2.1 由于流化床锅炉的燃料是通过给煤系统送入流化床上，需要经过加热、干燥、颗粒膨胀、热解和挥发分燃烧，只有将床温控制在适宜的范围，才能实现上述一系列燃料热解过程。床温过低，燃料无法热解，床温过高，燃料可能先行燃烧。而流化床的面积较大，床温测点一般为20-30个，分布在炉膛的不同部位，床温是一个时变的分布参数，因此保证控制效果的均匀性是流化床床温控制的难题。

1.2.2 流化床锅炉的主要特征在于颗粒在离开炉膛出口后经过旋风分离器和返料装置不断送回炉膛燃烧，煤粒完全燃尽需要约8-10min，比普通煤粉炉的煤粉燃烧过程长很多，造成锅炉燃烧过程滞后时间非常长，再加上燃烧室内的床料具有非常大的热惯性和蓄热能力，造成了给煤量变化后，床温、主汽压力需要很长的响应时间。图1为煤量扰动下主汽压力、床温响应曲线。从图上可以看出：当给煤量阶跃增加时，主汽压力需要经过8分钟左右纯延时，稳定时间至少30分钟，而床温刚开始稍微下降，后来逐渐上升，但稳定时间也至少需要20分钟。给煤量扰动下的主汽压力、床温响应曲线图。

1.2.3 流化床锅炉是一个多变量紧密耦合的被控对象，其主要输入-输出变量之间的动态耦合关系如表1所示，其中燃料量、一次风量对主汽压力、床温间存在较强的耦合现象，但两个耦合通道的动态特性差异很大，且一次风量对主汽压力的影响有助于提高系统的响应速度，这种耦合对改善燃烧控制系统的控制品质是有利的。在床温和主汽压力的耦合问题中，床温是直观反映整个燃烧供求关系的关键变量，而维持主汽压力稳定是锅炉燃烧的主要目标，这些必须在协调控制系统的解耦设计中应充分予以考虑，这将在下一节中具体介绍。

2、协调控制策略的优化

2.1 风量调节系统优化

2.1.1 一次风控制系统的优化。一次风量控制主要用于锅炉炉膛内物料的流化，通过一次风机入口调节挡板控制一次风量，使炉膛床侧压力运行在正常范围，同时控制床层温度，使床温不超限。

循环流化床机组一次风风量设定值为机组实际负荷对应的函数作为一次风量指令，一次风压作为一次风量控制前馈，给煤量、石灰石量及床层温度对应函数快速修正一次风量指令。同时，一次风量控制设定最小风量限制，实际一次风风量设定值由两者的高者产生，保证了机组低负荷时最低风量及机组运行安全。循环流化床锅炉一次风量控制优化后SAMA图见图1：

原控制系统中，床温修正采用闭环系统修正流化风量，从以上一次风扰动对床温的特性可以看出，当一次风增加时，由于短时间内增强了床料的燃烧，所以床温在一次风增加时床温升高，稳定后床温才随着一次风的增加而降低，因此床温的变化与一次风的变化不是单调的关系，如果用床温的闭环来修正一次风的，控制系统是不稳定的。因此本次调试将一次风控制按一二次风配比稳定床温，并由手动修正一次风适当调节床温，负荷指令变化作为一次风量指令动态前馈，起到超前调节作用。优化后，一次风量调整稳定性增强，减少了循环流化床机组翻床现象，同时，通过手动调整风量，使床温变化稳定。

为了克服循环流化床锅炉的燃烧惯性，加快机组负荷响应速度，在一次风量指令回路中增加了锅炉主控对一次风量的动态前馈，例如当机组负荷指令增加时，一次风量超前变化，原来位于床层中被灰包围的碳颗粒被一次风吹出，这些碳颗粒在过渡区和稀相区迅速燃烧释放出热量，传热系数迅速增加，尾部烟道对流受热面吸热量增加，再加上一次风的增加使得密相区内的氧气浓度瞬间升高，燃烧速率快速增加，这些都会使锅炉蓄热快速释放，避免升负荷初期的主汽压力下降过多。在变负荷中后期随着进入炉内燃料量能量的释放，维持着机炉间最终的能量平衡，确保了整个变负荷过程中主汽压力和机组负荷的跟随品质。

2.1.2 二次风控制系统的优化。二次风主要用于保证足够的空气进入炉膛参与燃烧，通过控

制二次风机入口挡板来控制二次风流量，保证锅炉过剩空气系数。

二次风风量设定值为机组实际负荷对应的函数作为二次风量指令，二次风压作为二次风量控制前馈，一次风量、二次风量、高压流化风量及播煤风量对应函数快速修正二次风量指令，同时，二次风量也设定最小风量限制。实际二次风风量设定值由两者的高者产生。系统设计了最小风量限制回路，保证了机组低负荷时最小二次风量，同时，保证了锅炉燃烧总风量。循环流化床锅炉二次风量控制SAMA图见图2：

在原控制系统中，送风机控制进入炉膛的总风量，其中包括一次风量和播煤风量。这样的控制系统当一次风变化时二次风就要调节，增加了一二次风之间的耦合关系，同时，二次风压作为二次风量动态前馈使二次风量频繁调节，造成二次风量控制系统不稳定。在调试中将送风机系统修改为仅控制二次风量，减少一次風对二次风控制干扰；机组负荷指令变化作为二次风量控制动态前馈，起到超前调节作用；二次风量最低风量限制，保证炉膛总风量。通过对二次风量控制优化，使炉膛能充分燃烧，并且使二次风量调节更加稳定。

综上所述，一二次风量控制构成示意图见图3：

图3为一次风量、二次风量指令的结构示意图，锅炉主控指令或总燃料量分别通过煤量-总风量函数1、函数2后形成各自的总风量指令，与30%最小风量三者取大形成最终的总风量指令，函数3、函数4决定了一、二次风量配比关系。由于一次风量比燃煤量对床温的影响要快，增加三阶惯性动态校正环节作用是使时序上实现煤量与一次风量的合理调度，确保风煤动态匹配，有利于锅炉床温的长期稳定。

2.2 协调控制系统的优化

2.2.1 机组指令对燃料动态前馈优化。循环流化床锅炉是一个很慢的燃烧对象，对这类被控对象，在整定好系统的稳定参数后，重要的是考虑系统的动态前馈控制。

在原系统中机组指令对燃料的动态前馈信号取自于经过机组指令速率变化率后的信号，这样的控制方式在机组指令前馈动态的前馈增益一定的情况下，运行人员设定的变化率越慢，动态所增燃料的时间就越长，系统的稳定性于机组指令变化率有关，往往造成动态过程中燃料变化太多，使得动态过程中不能满足汽机对锅炉燃烧的需求，造成压力偏差过大，变负荷后由于动态所变燃料过多造成稳定时间过长，影响了系统的稳定性。

系统调试中将机组目标负荷与实际机组负荷的功差信号、机组负荷变化动态信号、机组主汽压力变化动态信号及DEB微分动态信号转换成燃料信号作为协调系统锅炉主控的动态前馈，将机组实际负荷指令转换为燃料指令作为锅炉主控的静态前馈。实现了机组变负荷过程中燃料的快速响应，提高了机组变负荷率。修改后SAMA图如图4。

通过这样的修改，完全掌控了变负荷时动态燃料的变化，大大提高了动态的响应性和系统的稳定性。

2.2.2 锅炉主控指令的构成。为了克服循环流化床锅炉固有燃烧惯性，设计了基于间接能量平衡方式的协调控制策略，其基本控制原则是以负荷对应煤量，辅以主汽压力修正。静态过程中，主汽压力偏差靠PID调节器；动态过程中控制品质主要依靠各种前馈控制。

（1）机组负荷指令对锅炉燃料的静态前馈。当机组变负荷时，首先通过静态前馈是实现燃料的粗调，函数发生器1是对应于机组负荷指令的燃料指令分段线性函数，这是维持机炉能量平衡的基准燃料，并由热值校正回路增加其准确性。修正系数K一般设置在1.5-3之间，实现了变负荷初期、中期燃料调节的“加速”，以及变负荷结束前的及时“刹车”。

（2）机组负荷指令对锅炉燃料的动态前馈。这一部分是为了补偿锅炉给煤迟延和燃烧惯性的动态预给煤分量，它主要靠超前环节1来实现。在变负荷初期及过程中，由机组指令动态前馈实现锅炉燃料量的超前调节，使锅炉燃烧快速响应机组负荷需求，在变负荷结束后，使锅炉燃料量略有回头，避免了机组主汽压力超调，使锅炉燃烧快速地稳定下来。

（3）压力设定值对锅炉燃料的动态前馈。目前国内330循环流化床机组采用滑压运行方式，机组主汽压力根据负荷按照预定的滑压曲线控制，为了进一步提高主汽压调节品质，设置了机前压力设定值对锅炉燃料的动态补偿信号，通过超前环节2来实现，以保证机组在滑压段能有更好的主汽压力跟随品质。

（4）负荷偏差的“加速”回路。由负荷指令设定值与实际负荷的差值信号经函数发生器5而形成，这是一非线性比例调节器，在负荷指令设定值与实际负荷的差值信号较大时，说明锅炉跟不上汽机的变化，因此输出一指令信号给锅炉主控器，令其再额外地增加或减少一部分煤量，起“加速器”的作用。

（5）变参数控制技术。330MW循环流化床机组是一种特性复杂多变的被控对象，随着机组负荷的变化，机组的动态特性参数亦随之大幅度变化，具有很强的非线性，因此锅炉主控采用变参数PID控制策略，以保证在各个负荷点上控制系统具有良好的效果。

2.2.3 机炉间动态解耦环节设计。330MW循环流化床机组的负荷和压力响应之间存在紧密的耦合性，燃料量的变化对压力和负荷的作用是一个多阶惯性环节，调门变化对负荷的特性是一个暂态过程，对压力的特性是一个惯性过程，而负荷和压力的变化是燃料量和调门共同作用的结果，以上的机炉特性表现为机组变负荷初期，通过汽机调门的快速动作能够暂态响应机组负荷，但由于给煤系统的纯延时和锅炉燃烧惯性，主汽压力快速反向变化，形成较大的压力偏差，增加系统扰动甚至引起调节系统振荡。

为了适应循环流化床机组炉慢机快的工作特性，实现机炉间的主汽压力与机组负荷的动态解耦，协调控制系统做如下两方面处理：一是机组负荷指令经过三个一阶惯性环节后才进入汽机主控调节器，等进入炉内的燃料开始反应汽机调门才开始动作，避免变负荷初始阶段，汽机调门的快速响应造成的压力偏差。二是当机组投入滑压运行方式时，滑压控制段则根据三阶惯性环节的主汽压力响应特性和不同工况预设的变压过程时间，拟合压力设定值的滑升曲线，同时将压力提升的动态热量需求叠加在锅炉前馈指令上，实现压力提升动态分量和过程偏差消除回路的解耦控制，并在时序上实现负荷与汽压响应的合理调度，通过将机、炉主控的偏差调节从动态响应中解耦出来，可保持PID调节特性在动态和静态工况下的恒定。汽机主控控制 SAMA图如图5。

3、参数优化后的试验情况

将以上控制策略应用于宁夏国华宁东发电有限公司#1、#2机组，在经过调试和參数优化在2013年10月19日至10月23日AGC试验中取得了良好的控制效果。图7、图8、图9、图10分别是变负荷过程中机组主要参数变化曲线，设定变负荷速率为6MW/MIN，机组负荷实际变化速率达到5.54MW/MIN，负荷响应时间小于30S，负荷动态偏差控制在3MW以内，主汽压力动态偏差控制在0.6MPa以内，稳态负荷偏差控制在1.5MW以内，稳态压力偏差控制在0.3MPa以内。

4、结语

基于直接能量平衡和一次风量超前调节的协调控制策略是一种主动调节方式，为汽轮机提供超前的热量支持，再加上机炉间动态解耦技术进一步确保了机炉协调动作，将该协调控制策略在宁夏国华宁东发电有限公司两台330MW循环流化床锅炉空冷机组上成功应用，目前机组正常投入AGC运行方式，机组负荷调节速率、响应时间和精度均满足西北电网并网机组自动发电控制考核及并网机组一次调频考核两个细则指标要求。

参考文献：

[1]郝勇生，沈烔，侯子良等.300MW循环流化床锅炉负荷、床温和床压的动态特性分析[J].动力工程学报，2009，38（7）：83-97.

[2]赵伟杰，王勤辉，张文震等.循环流化床锅炉控制系统的设计及应用[M].北京：中国电力出版社，2008.