350 MW超临界CFB机组协调控制系统分析

段 宝， 范 龙, 惠世恩

(1. 国家电投集团电站运营技术(北京)有限公司西北分公司， 西安 710077; 2. 西安交通大学 能源与动力工程学院， 西安 710049)

350 MW超临界循环流化床(CFB)锅炉兼备超临界参数和CFB燃烧技术的优点，参数高、效率高，有深度调峰性能，适合宽煤种燃烧性强，有采取廉价炉内石灰石脱硫及生成烟气NOx含量低等优势，现正成为火力燃煤发电供热机组的主要发展趋势。超临界CFB锅炉燃烧滞后性强、热惯性大，煤与水的耦合性比超临界煤粉锅炉难度大，还因其具备适应宽煤种的燃烧能力，即煤质变化波动大，必须考虑对协调品质的影响，变负荷时必须考虑对中间点温度后续汽温的影响，避免造成机组协调控制系统投入难度大、品质差。

笔者结合某350 MW超临界CFB机组协调控制系统，成功实现机组额定负荷速率(4.5 MW/min)协调变负荷，从协调总体框架、锅炉主控、锅炉主控前馈、给水控制(包括中间点温度控制)、汽轮机主控等多个方面具体分析协调控制系统，提出各回路设置的意义和互相耦合的要点；并针对超临界CFB机组多发的超压、超温进行逻辑控制优化等，为同类型机组协调控制提供参考。

1 设备概况

锅炉采用DG1235/25.4-Ⅱ1型超临界CFB直流锅炉，单炉膛、M形布置、平衡通风、一次中间再热，采用3台高温蒸汽冷却式旋风分离器进行气固分离，其下部各布置1台U形阀回料器；不带再循环泵的启动系统，在负荷≥30%锅炉最大连续蒸发量(BMCR)后，进入直流运行；锅炉采取床下油枪点火，设置4个床下点火风道，分别从炉膛后侧进入风室；前墙水冷壁下部收缩段沿宽度方向均等布置10个给煤口，炉后水冷壁下部均等布置5个排渣口。锅炉主要技术参数见表1。

表1 锅炉主要技术参数

汽轮机为CZK350/295-24.2/0.4/566/566型超临界、一次中间再热、直接空冷、抽凝式汽轮机组。机组有7级回热加热器、3个高压加热器、1个除氧器、3个低压加热器。分布式控制系统(DCS)采用 HOLLIAS MACS V6.5.2分散控制系统。

2 协调控制系统分析

CFB锅炉中煤在炉膛内的燃烧，不像煤粉锅炉直接充分燃烧，进入锅炉煤量变化到磨损为炭颗粒后实现完全燃烧放热需要8～10 min；送入的新燃料并不是提供保证锅炉燃烧所需的所有能量，其在锅炉燃烧的“即燃炭”和物料存储大量的热，锅炉燃烧热惯性大、滞后性强[1]。超临界CFB机组没有汽包作为缓冲单元，给水调节实现与新燃料、“即燃炭”的存储蓄热、燃烧表现滞后等因素的强耦合，进而保证汽水参数的基本稳定。响应电网负荷要求、提高负荷变化速率等原因使超临界CFB机组具有复杂的协调控制特性。协调控制对象见图1。

图1 超临界CFB机组协调控制对象示意图

为响应电网负荷调节能力，实现机、炉之间的协调控制平衡，采取以炉跟随为主的直接能量平衡协调控制方式，充分利用汽轮机调节阀响应快的特点，并增设锅炉主控的前馈信号，增加锅炉的响应能力；锅炉主控前馈信号和动作量、煤水的耦合特性、汽轮机调节阀控制是协调控制品质的关键[2]。因超临界CFB锅炉结构和燃烧的特性，各控制回路的耦合复杂、难点高，应结合不同工况设置不同的PID调节参数、惯性时间，保证协调子回路的调节品质和跟踪速率；同时，应充分考虑超临界CFB控制的风险点，以防如水煤比基准量控制不当、煤质大幅度波动、中间点温度控制不当造成的超温和在90%额定负荷工况以上发生超压等。

2.1 锅炉主控

协调模式下锅炉主控将目标主蒸汽压力和实际主蒸汽压力的偏差作为主调对象，须设置合理的负荷与主蒸汽压力的滑压曲线；主蒸汽压力能较为直接地反映出锅炉的能量或蓄热，为保证汽轮机调节阀的负荷响应效果，应结合汽轮机厂提供的基准曲线和实际带负荷过程中调节阀的响应效果综合判断。该机组原设计曲线为40%～100%额定负荷工况，汽轮机调节阀综合阀位基本保持在88.0%～91.5%的调节位置，发现在50%～75%额定负荷变化频繁时，因设置的主蒸汽压力偏低，汽轮机调节阀响应负荷能力不够，影响后续锅炉调节压力的煤量输出；将40%～75%额定负荷工况的滑压曲线上移0.8 MPa，问题得以有效解决。

分负荷变化和负荷平衡设置不同的PID参数：负荷变化时设置比例带为55%、积分时间为250 s；负荷平衡并延时120 s后设置比例带为33%、积分时间为100 s。相对负荷变化过程及负荷平衡阶段初期，锅炉主控调节参数弱，充分利用锅炉主控前馈量调节煤量，增加响应负荷能力，避免因压力偏差的主调节器作用较强，影响协调响应负荷的能力。

2.2 锅炉主控前馈

锅炉主控前馈包括：煤质校正后的基准煤量、能量变化前馈、限速后目标负荷变化微分前馈、负荷偏差前馈、主蒸汽压力偏差微分前馈、主蒸汽压力指令变化前馈，以及预防锅炉超压的煤量超调和快速响应一次调频动作的煤量超调等前馈。合理设置锅炉主控前馈信号和动作量，是克服超临界CFB锅炉燃烧滞后性带来控制困难和跟踪负荷响应的关键。锅炉主控前馈逻辑见图2。

图2 锅炉主控前馈逻辑总图

2.2.1 煤质校正后基准煤量

基准煤量是协调投入后煤量随负荷的基准曲线，占锅炉主控输出的92%以上，是影响协调品质最关键的作用量，直接关系燃烧、主蒸汽压力及汽温参数的稳定性。 CFB锅炉煤种燃烧适应性强，实际燃用煤种低位发热量可维持在12 137～17 159 kJ/kg，100%额定负荷工况总煤质量流量为205～280 t/h，协调必须考虑因煤质大幅度波动时基准煤量的变化，为此必须引入煤质校正回路以确定相对准确的基准煤量。这有利于频繁断煤后负荷、压力变化对于煤量的修正，以及冬季机组供暖抽汽投入后煤量的调节。

结合负荷、主蒸汽压力与能量平衡的关系确定该锅炉的煤质校正后基准煤量。煤质校正确定基准煤量逻辑见图3。利用当前负荷与和煤量，乘以随负荷变化的锅炉燃烧系数k，估算出燃用当前煤质时至额定负荷工况的煤量；并考虑到负荷变化时煤量超调等动态调节过程，负荷平衡时直接输出结果，而负荷变化时延时10 min后输出结果；其中，锅炉燃烧系数k取1.00～1.15(90%额定负荷以上取1.00，75%额定负荷取1.05，50%额定负荷取1.10，40%额定负荷取1.15)。利用估算出的燃用当前煤质时至额定负荷工况的煤量，除以预设的带额定负荷的煤量，得出煤质修正系数；预设煤量的准确性很关键，须结合煤质波动和采暖抽汽投入情况予以确定。利用负荷和主蒸汽压力对应的能量平衡关系，即限速后目标负荷×限速后目标压力/当前实际主蒸汽压力，得出在当前实际主蒸汽压力下的负荷能力，后乘以设置的煤量随负荷的F(x)曲线，再乘以上述得出的煤质修正系数，可得出煤质校正后基准煤量。须注意F(x)函数的准确性，可依据热力计算书及其实际带负荷过程予以确定。

图3 煤质校正确定基准煤量逻辑图

2.2.2 能量变化微分前馈

利用能量平衡的变化幅度进行微分前馈，即限速后目标负荷×限速后目标压力/当前实际压力，并经过10 s惯性求差值，随后乘以一定的增益量并进行高低限位得出，其在协调负荷初期及其目标压力和实际压力偏差大的动态过程中，加强燃烧指令，增加锅炉的影响速率。该协调并未采用蒸发量、调节级压力、煤质校正后的基准煤量作为能量平衡的表达方式，而是采用电负荷、主蒸汽压力，是考虑其对煤量作用更加直接，且因冬季采暖抽汽投入后蒸发量明显增加等原因。

2.2.3 限速后目标负荷变化微分前馈

大于90%额定负荷工况时，因机组已转入24.2 MPa的额定主蒸汽压力运行状态，限速后目标压力不再变化，实际主蒸汽压力也在24.2 MPa左右，造成能量变化微分前馈作用减弱或消失。而采取利用限速后目标负荷变化进行微分，即限速后目标负荷经过一定的惯性时间后求差值，随后乘以一定的增益量且经上下限幅后确定前馈煤量，可实现煤量的超前调节；同时，当变负荷结束，目标负荷稳定后，煤量的超调量减少至零，有抑制因煤量持续超调过多而造成的后续压力高、甚至超压的作用。

2.2.4 负荷偏差前馈

协调模式下，当输入给定负荷并进行时，依据机组给定的目标负荷减去限速后目标负荷，确定负荷偏差，给予不同的煤量，并经5 s惯性，确定前馈煤量。该回路是负荷偏差时锅炉主控的“加速回路”，即负荷变化时，预先增加或减少一定煤量，调整燃烧，补充锅炉所释放的能量；随负荷指令与限速后目标负荷越接近作用量越小，相同时回路不起作用；实际表现曲线是回路作用的前馈煤量曲线，是负荷偏差的“倒三角”曲线。回路设置时，负荷偏差确定的前馈煤量应有一定的上下限幅，避免此回路作用过强，以及叠加基准煤量曲线等造成煤量过调，进而造成后续的过热度超温、超压等问题。

2.2.5 主蒸汽压力偏差微分前馈

主蒸汽压力偏差是限速后目标负荷对应压力设置值与实际压力的偏差，反映出锅炉和汽轮机能量的平衡状态；回路利用压力偏差的10 s惯性延时求差，随后设置压力偏差与作用煤量的函数回路(偏差大，作用煤量相应多)，能有效弥补锅炉、汽轮机的能量平衡。该回路能及时作用一部分煤量，控制主蒸汽压力偏差的趋势；当实际压力高于设置值时，也能超驰减少一定煤量，有效防止高负荷工况下的超压问题。

2.2.6 主蒸汽压力指令变化前馈

主蒸汽压力指令是随限速后目标负荷对应的设定压力值；回路利用主蒸汽压力指令的变化幅度进行微分，经一定的惯性时间求前后差值，乘以一定的增益量并进行高低限位后输出前馈煤量。该回路一直作用在协调变负荷阶段，直至负荷指令(限速后目标负荷)与机组给定目标负荷相同时，作用量消失。该回路的主要作用是在协调变负荷时，提前增加或减少一定的煤量，响应主蒸汽压力设定值的变化，并有利于在变负荷的前期阶段(达到机组给定目标负荷时)，控制实际压力与设定值压力的偏差。

须注意的是：该回路作用的强弱设置，应考虑与其他前馈回路的相互影响和制约，即压力指令变化前馈是限速后目标负荷指令变化的正向参数，不会负向调节，必须依靠其他回路，如压力偏差前馈、基准煤量变化等前期超调的煤量予以消除；如长时间或大幅度涨负荷时，因压力指令变化前馈超调的煤量增多，易发生变负荷后期压力突升、甚至超压的问题，必须依靠压力偏差回路等予以消除，如2个回路耦合不当，易发生参数振荡。

2.2.7 压力超限和调频动作前馈

针对在90%额定负荷工况以上额定主蒸汽压力运行阶段，CFB锅炉因蓄热量大，易发生超压问题，增设主蒸汽压力>24.2 MPa，超驰减少一定煤量的超压煤量前馈逻辑；同时，煤质校正后基准煤量、能量变化微分前馈、主蒸汽压力偏差微分前馈等锅炉前馈控制逻辑中因实际主蒸汽压力超限也须要减少一定煤量，有较强的抑制锅炉超限的逻辑。

为了响应电网一次调频的要求，快速实现调频动作时锅炉、汽轮机与负荷能量的平衡，增设依据调频动作幅度，超驰增减煤量的逻辑。

2.3 给水控制

超临界CFB机组的给水控制与超临界煤粉机组有较大区别。对于常规超临界煤粉机组水煤比是给水调节重要的参数依据，在不同的负荷阶段基本确定煤与给水之间的匹配关系，即使在大幅度变负荷过程中也能基本拟合出煤量与给水指令的正确配合。但由于CFB锅炉燃烧滞后性强、热惯性大，且受实际燃烧煤质波动更大及供热抽汽的影响，实时给煤量不能及时准确反映当前锅炉内燃烧的强弱，煤与水的耦合性比超临界煤粉锅炉难度大。对此，利用校正煤焓回路设置合适的三阶惯性时间确定基准水量和中间点温度修正水量两部分互相结合补充并制约的方式进行有效给水控制。

2.3.1 校正煤焓回路确定基准水量

锅炉主控输出煤量指令除以煤质校正系数，后设置水煤的基准曲线F(x)，可实现克服煤质波动或供热抽汽的影响；结合锅炉的实际汽水焓增与设计汽水焓增之比进行修正，有利于锅炉能量及控制中间点温度和主蒸汽温度。如锅炉实际汽水焓增大于设计汽水焓增时，说明锅炉工质吸热量较设计值偏大，易发生后期的中间点温度、主蒸汽温度升高，设置1.05～1.15的修正系数，增加给水流量予以冷却；反之，如实际汽水焓增小于设计汽水焓增时，说明锅炉工质吸热量偏小，须设置0.90～0.95的修正系数，减少给水流量予以冷却。因该机组实际带供热，增加供热投入后供热抽汽流量对给水量的前馈量。

结合超临界CFB锅炉燃烧滞后的特点，汽轮机调节阀单阀/顺阀工况调节特性不同时，利用给水增加协调负荷的相应能量，及其在升/降负荷的不同阶段，平衡锅炉蓄热便于汽水分离器的中间点参数(汽水分离器压力、温度)和主蒸汽参数控制等因素，给水流量指令设置不同的三阶惯性时间，成功实现煤与水耦合控制。校正煤焓回路确定基准水量逻辑框图见图4，依据负荷变化、汽轮机调节阀特性设置不同的三阶惯性时间，以增加给水对于负荷、主蒸汽压力的响应能力。

图4 校正煤焓回路确定基准水量逻辑框图

(1) 汽轮机调节阀单阀工况：升负荷时，每一阶给水惯性22 s，加水相对较快，有利于跟踪负荷率；降负荷时，每一阶给水惯性25 s，略有增加，考虑锅炉蓄热的消耗，平衡过热度、焓等控制。

(2) 汽轮机调节阀顺阀工况，充分考虑调节阀重叠度对负荷响应的影响：设置升负荷时，前30 s，每一阶给水惯性22 s，后每一阶给水惯性28 s；降负荷时，前30 s，每一阶给水惯性20 s，后每一阶给水惯性32 s。其中，升/降负荷前30 s，给水惯性时间相对短，便于初期协调负荷和主蒸汽压力的跟踪；后期惯性时间适当增加，主要是考虑匹配燃烧效果表现，有利于控制汽水中间点温度和主参数。同样，降负荷后30 s给水惯性时间略有增加，也是考虑消解锅炉蓄热。

(3) 汽轮机调节阀顺阀工况且额定负荷大于90%：降负荷时前30 s，给水惯性15 s，后32 s，前期实现快速减水，有利于高负荷工况下降负荷发生锅炉超压。

(4) 负荷平衡工况：每一阶给水惯性24 s，能有效地保持主蒸汽压力及中间点参数的稳定性，达到动态平衡状态。

2.3.2 中间点温度控制

中间点温度(过热度)代表过热器入口蒸汽初始参数，有利于负荷和汽温的控制。超临界CFB锅炉因燃烧滞后性强、热惯性大，中间点温度控制必须利用给水调节；不同于超临界煤粉炉可分别用煤量、给水量或者耦合关系进行修正[3]。

考虑到实际锅炉燃烧效果表现时间长，前期不会造成中间点温度的快速变化，与各工况下煤焓回路确定基准水量的耦合，设置合理的PID调节参数、单独三阶惯性回路及增设修正水量限幅，图5为中间点温度控制逻辑框图。相比炉跟随等模式，协调模式时中间点温度控制器的调节参数相对弱，惯性时间长，有利于减少协调变负荷时对于基准水量的影响(协调模式时，中间点温度控制器比例带为35%、积分时间为180 s、调节三阶惯性时间为5 s；其他模式时，中间点温度控制器比例带为24%、积分时间为130 s、调节三阶惯性时间为1 s)。

图5 中间点温度修正水量控制逻辑图

协调升负荷初期，在实际过热度下降状态，中间点温度控制器调节过快或参数过强时，虽然中间点温度控制跟踪效果相对较好，但是却制约煤焓回路确定的基准水量，相对在升负荷前期锅炉给水量不足，造成机组前期欠压状态，负荷和压力响应能力低，进而使前期煤量的超调量增加，并叠加前期基准水量的不足等，易导致后期的过热度、汽温突升、主蒸汽压力高等问题。具体参数设置应结合实际协调变负荷过程中，主回路的给水曲线、过热度及其汽压响应变化进行综合判断。

为保证水冷壁安全和过热度的控制，增加实际过热度高于48 K时，过热度设定值自动减少3 K，有利于防止水冷壁超温，反之实际过热度过低时，适当增加过热度设定值。

2.4 汽轮机主控

因CFB锅炉燃烧滞后性强、热惯性大，为响应电网负荷的调节能力，以炉跟随为主的直接能量平衡协调控制方式，充分发挥汽轮机调节阀的负荷响应能力。协调模式汽轮机以调节负荷为主，并结合实际调节阀在单阀和顺阀不同方式下阀门流量特性的不同，设置不同的PID参数，以加强对于负荷的影响能力。通过实际摸索设置：单阀方式下，比例带为400%、积分时间为50 s；顺阀方式下，比例带为230%、积分时间为27 s。相对顺阀方式下，因阀门重叠度改变和流量特性曲线相对平缓，PID调节参数设置较强。

为保证负荷变化过程中机、炉能量平衡关系不发生严重失调，在汽轮机控制负荷的基础上，增加主蒸汽压力偏差大拉回回路[4]，依据不同主蒸汽压力偏差值设置汽轮机调节阀对负荷的作用大小。该回路设置必须考虑协调变负荷初期，防止出现抑制汽轮机调节阀对负荷的响应量的问题，所以在变负荷初期增设一定的延时时间。

在高负荷(额定负荷率≥90%)工况下大幅度或持续减负荷时，因锅炉热惯性大且蓄热难以消耗，易发生超压问题，进而针对性地在汽轮机主控内设置：依据压力超限值，直接作用汽轮机调节阀增加不同负荷的防止超压超调逻辑。主蒸汽压力偏差大拉回回路和防超压逻辑见图6。

图6 主蒸汽压力偏差大拉回回路和防超压逻辑图

3 控制实例

图7是机组由50%～75%额定负荷(175～262 MW)的协调升负荷主要参数曲线，图8是机组由75.0%～91.5%额定负荷(262～320 MW)的协调降负荷主要参数曲线，2次负荷变化速率均是4.5 MW/min(1.5%Pe)。实践证明：以4.5 MW/min进行协调变负荷扰动，负荷响应时间小于60 s，负荷动态偏差小于±3%Pe，静态偏差小于±1.5%Pe；主蒸汽压力自动跟踪效果较好，在高负荷运行工况未出现超压问题。依靠较大的锅炉主控前馈量、煤水的精确耦合，以及充分发挥汽轮机调节阀的负荷响应能力等，克服超临界CFB燃烧响应慢、热惯性大的控制困难，实现燃烧、汽水与负荷的精确控制，协调的调节品质较好，满足机组自动控制及电网调峰要求。各温度调节的主参数控制稳定，中间点温度动态偏差小于±7 K，静态偏差小于±3 K；主蒸汽温度动态偏差小于±8 K，静态偏差小于±3 K；再热蒸汽温度动态偏差小于±10 K，静态偏差小于±4 K；在保证负荷、汽压跟踪的前提下，汽温控制稳定，避免发生受热面超温的问题。

图7 50%～75%额定负荷(175～262 MW)的协调升负荷主要参数曲线

图8 75.0%～91.5%额定负荷(262～320 MW)的协调降负荷主要参数曲线

4 结语

设置合理的主蒸汽压力曲线，在炉跟随为主的协调模式下，充分发挥汽轮机调节阀的响应能力；锅炉主控前馈信号和动作量、煤水的耦合特性，以及汽轮机调节阀控制是超临界CFB机组协调控制品质的关键；各控制回路的耦合复杂、难点高，应结合不同工况设置不同的PID调节参数、惯性时间，保证协调、子回路的调节品质和跟踪速率；且协调须充分考虑到超临界CFB机组易发生超压、超温等风险点。

考虑超临界CFB锅炉实际燃用煤质波动大及燃烧滞后性大的特征，引入煤质校正确定基准煤量、校正煤焓回路确定基准水量等控制策略，以增加负荷、煤、水、中间点温度等参数耦合控制的准确性；为了避免高负荷工况出现超压问题，锅炉主控、汽轮机主控等多个方面增设防超压逻辑；为了保证负荷变化过程中机、炉能量平衡关系不发生严重失调，汽轮机主控内增设主蒸汽压力偏差大拉回回路等控制策略或逻辑。这均有很强的实际操作意义，可为同类型机组提供参考。