330MW循環流化床鍋爐直接空冷機組AGC控制功能優化

張軍峰

【摘要】由于330MW循環流化床鍋爐燃燒慣性大、耦合強，直接空冷系統機組真空受環境影響很大，在AGC控制方式下的機組負荷調節品質常常難以滿足電網的控制要求。通過采用鍋爐主控前饋分段主動調節、一次風量錯時超前調節、機爐動態解耦等優化措施，有效提高了寧夏國華寧東發電有限公司#1、#2機組AGC協調控制能力，使機組負荷控制指標完全滿足西北電網并網機組AGC性能要求。

【關鍵詞】循環流化床；協調控制；AGC；超前控制；直接空冷

引言

CFB鍋爐（Circulating Fludized Bed Boiler，以下簡稱CFB鍋爐）作為一種煤的清潔、高效燃燒技術自八十年代初進入燃煤鍋爐的商業市場以來，在中小型鍋爐中已占有了相當的份額。并在技術日趨成熟的同時逐漸向更大容量發展。它具有燃料適應性廣、燃燒效率高、氮氧化物排放低、低成本石灰石爐內脫硫、負荷調節比大等突出優點。CFB低成本實現了嚴格的污染排放指標，同時燃用劣質燃料，在負荷適應性和灰渣綜合利用等方面具有綜合優勢，為煤粉爐的節能環保改造提供了一條有效的途徑，并得到大量應用。

寧夏國華寧東發電有限公司#1、#2機組采用東方鍋爐（集團）股份有限公司自主知識產權的國產DG-1177/17.5-II3型亞臨界循環流化床鍋爐，該爐型采用內置床、大寬深比的單體爐膛、單側不對稱布置三個分離器設計。配套上海電氣集團上海汽輪機有限公司生產的NZK330-16.67/538/538型雙排汽、直接空冷凝汽式汽輪機。循環流化床鍋爐由于燃料熱值低、顆粒大、低溫燃燒、受床料影響熱容量大等特點，燃燒過程復雜，燃燒系統慣性大、耦合性強、非線性強，控制系統除考慮控制燃料、風量、水位、汽溫等煤粉爐被控對象，另外還須控制鍋爐床溫、床壓等被控對象，控制目標更加復雜多樣；加之汽輪機側直接空系統冷帶來的諸多影響因素，因此實現大型流化床鍋爐直接空冷機組AGC控制是控制領域公認的疑難問題。

本文通過對330MW循環流化床鍋爐動態特性的分析，利用鍋爐主控的動態加速前饋、一次風超前調節以克服流化床鍋爐的燃燒慣性，保證變負荷初期滑壓段主汽壓力快速跟隨和機組負荷響應速度，通過給煤量與一次風量的錯時調節，保證合理的一、二次風量比，維持流化床鍋爐床溫長期穩定，確保了330MW流化床機組AGC控制下機組負荷調節品質和機組運行穩定性。

1、330MW循環流化床鍋爐控制對象的響應特性

1.1 風量對循環流化床鍋爐響應特性。循環流化床機組風量控制，對機組經濟運行，燃燒調整起著重要作用，一次風主要調整爐膛床溫床壓，并對主汽溫度調整影響較大；二次風主要調整鍋爐充分燃燒，然而爐膛左右側二次風量大小對鍋爐床溫、壁溫及主汽壓力，影響較大。所以研究循環流化床鍋爐AGC控制，必須對風量控制進行深入研究。

寧東電廠330MW循環流化床機組AGC控制系統調試中，對一次風、二次風擾動對主汽壓力和床溫的特性試驗，具體試驗情況如下：

1.1.1 一次風對床溫和主汽壓力的特性曲線

1.1.2 二次風對主汽壓力、床溫的響應特性

從試驗曲線中基本可以看出，一次風變化對床溫和主汽壓力的影響均比較大，二次風對床溫的影響不大，但對主汽壓力的影響較大，并與二次風的變化高度一致。根據這個結論，系統調試中，為提高機組協調系統的響應性，對二次風控制系統的投運比較重視。

1.2 循環流化床鍋爐燃燒特性

1.2.1 由于流化床鍋爐的燃料是通過給煤系統送入流化床上，需要經過加熱、干燥、顆粒膨脹、熱解和揮發分燃燒，只有將床溫控制在適宜的范圍，才能實現上述一系列燃料熱解過程。床溫過低，燃料無法熱解，床溫過高，燃料可能先行燃燒。而流化床的面積較大，床溫測點一般為20-30個，分布在爐膛的不同部位，床溫是一個時變的分布參數，因此保證控制效果的均勻性是流化床床溫控制的難題。

1.2.2 流化床鍋爐的主要特征在于顆粒在離開爐膛出口后經過旋風分離器和返料裝置不斷送回爐膛燃燒，煤粒完全燃盡需要約8-10min，比普通煤粉爐的煤粉燃燒過程長很多，造成鍋爐燃燒過程滯后時間非常長，再加上燃燒室內的床料具有非常大的熱慣性和蓄熱能力，造成了給煤量變化后，床溫、主汽壓力需要很長的響應時間。圖1為煤量擾動下主汽壓力、床溫響應曲線。從圖上可以看出：當給煤量階躍增加時，主汽壓力需要經過8分鐘左右純延時，穩定時間至少30分鐘，而床溫剛開始稍微下降，后來逐漸上升，但穩定時間也至少需要20分鐘。給煤量擾動下的主汽壓力、床溫響應曲線圖。

1.2.3 流化床鍋爐是一個多變量緊密耦合的被控對象，其主要輸入-輸出變量之間的動態耦合關系如表1所示，其中燃料量、一次風量對主汽壓力、床溫間存在較強的耦合現象，但兩個耦合通道的動態特性差異很大，且一次風量對主汽壓力的影響有助于提高系統的響應速度，這種耦合對改善燃燒控制系統的控制品質是有利的。在床溫和主汽壓力的耦合問題中，床溫是直觀反映整個燃燒供求關系的關鍵變量，而維持主汽壓力穩定是鍋爐燃燒的主要目標，這些必須在協調控制系統的解耦設計中應充分予以考慮，這將在下一節中具體介紹。

2、協調控制策略的優化

2.1 風量調節系統優化

2.1.1 一次風控制系統的優化。一次風量控制主要用于鍋爐爐膛內物料的流化，通過一次風機入口調節擋板控制一次風量，使爐膛床側壓力運行在正常范圍，同時控制床層溫度，使床溫不超限。

循環流化床機組一次風風量設定值為機組實際負荷對應的函數作為一次風量指令，一次風壓作為一次風量控制前饋，給煤量、石灰石量及床層溫度對應函數快速修正一次風量指令。同時，一次風量控制設定最小風量限制，實際一次風風量設定值由兩者的高者產生，保證了機組低負荷時最低風量及機組運行安全。循環流化床鍋爐一次風量控制優化后SAMA圖見圖1：

原控制系統中，床溫修正采用閉環系統修正流化風量，從以上一次風擾動對床溫的特性可以看出，當一次風增加時，由于短時間內增強了床料的燃燒，所以床溫在一次風增加時床溫升高，穩定后床溫才隨著一次風的增加而降低，因此床溫的變化與一次風的變化不是單調的關系，如果用床溫的閉環來修正一次風的，控制系統是不穩定的。因此本次調試將一次風控制按一二次風配比穩定床溫，并由手動修正一次風適當調節床溫，負荷指令變化作為一次風量指令動態前饋，起到超前調節作用。優化后，一次風量調整穩定性增強，減少了循環流化床機組翻床現象，同時，通過手動調整風量，使床溫變化穩定。

為了克服循環流化床鍋爐的燃燒慣性，加快機組負荷響應速度，在一次風量指令回路中增加了鍋爐主控對一次風量的動態前饋，例如當機組負荷指令增加時，一次風量超前變化，原來位于床層中被灰包圍的碳顆粒被一次風吹出，這些碳顆粒在過渡區和稀相區迅速燃燒釋放出熱量，傳熱系數迅速增加，尾部煙道對流受熱面吸熱量增加，再加上一次風的增加使得密相區內的氧氣濃度瞬間升高，燃燒速率快速增加，這些都會使鍋爐蓄熱快速釋放，避免升負荷初期的主汽壓力下降過多。在變負荷中后期隨著進入爐內燃料量能量的釋放，維持著機爐間最終的能量平衡，確保了整個變負荷過程中主汽壓力和機組負荷的跟隨品質。

2.1.2 二次風控制系統的優化。二次風主要用于保證足夠的空氣進入爐膛參與燃燒，通過控

制二次風機入口擋板來控制二次風流量，保證鍋爐過剩空氣系數。

二次風風量設定值為機組實際負荷對應的函數作為二次風量指令，二次風壓作為二次風量控制前饋，一次風量、二次風量、高壓流化風量及播煤風量對應函數快速修正二次風量指令，同時，二次風量也設定最小風量限制。實際二次風風量設定值由兩者的高者產生。系統設計了最小風量限制回路，保證了機組低負荷時最小二次風量，同時，保證了鍋爐燃燒總風量。循環流化床鍋爐二次風量控制SAMA圖見圖2：

在原控制系統中，送風機控制進入爐膛的總風量，其中包括一次風量和播煤風量。這樣的控制系統當一次風變化時二次風就要調節，增加了一二次風之間的耦合關系，同時，二次風壓作為二次風量動態前饋使二次風量頻繁調節，造成二次風量控制系統不穩定。在調試中將送風機系統修改為僅控制二次風量，減少一次風對二次風控制干擾；機組負荷指令變化作為二次風量控制動態前饋，起到超前調節作用；二次風量最低風量限制，保證爐膛總風量。通過對二次風量控制優化，使爐膛能充分燃燒，并且使二次風量調節更加穩定。

綜上所述，一二次風量控制構成示意圖見圖3：

圖3為一次風量、二次風量指令的結構示意圖，鍋爐主控指令或總燃料量分別通過煤量-總風量函數1、函數2后形成各自的總風量指令，與30%最小風量三者取大形成最終的總風量指令，函數3、函數4決定了一、二次風量配比關系。由于一次風量比燃煤量對床溫的影響要快，增加三階慣性動態校正環節作用是使時序上實現煤量與一次風量的合理調度，確保風煤動態匹配，有利于鍋爐床溫的長期穩定。

2.2 協調控制系統的優化

2.2.1 機組指令對燃料動態前饋優化。循環流化床鍋爐是一個很慢的燃燒對象，對這類被控對象，在整定好系統的穩定參數后，重要的是考慮系統的動態前饋控制。

在原系統中機組指令對燃料的動態前饋信號取自于經過機組指令速率變化率后的信號，這樣的控制方式在機組指令前饋動態的前饋增益一定的情況下，運行人員設定的變化率越慢，動態所增燃料的時間就越長，系統的穩定性于機組指令變化率有關，往往造成動態過程中燃料變化太多，使得動態過程中不能滿足汽機對鍋爐燃燒的需求，造成壓力偏差過大，變負荷后由于動態所變燃料過多造成穩定時間過長，影響了系統的穩定性。

系統調試中將機組目標負荷與實際機組負荷的功差信號、機組負荷變化動態信號、機組主汽壓力變化動態信號及DEB微分動態信號轉換成燃料信號作為協調系統鍋爐主控的動態前饋，將機組實際負荷指令轉換為燃料指令作為鍋爐主控的靜態前饋。實現了機組變負荷過程中燃料的快速響應，提高了機組變負荷率。修改后SAMA圖如圖4。

通過這樣的修改，完全掌控了變負荷時動態燃料的變化，大大提高了動態的響應性和系統的穩定性。

2.2.2 鍋爐主控指令的構成。為了克服循環流化床鍋爐固有燃燒慣性，設計了基于間接能量平衡方式的協調控制策略，其基本控制原則是以負荷對應煤量，輔以主汽壓力修正。靜態過程中，主汽壓力偏差靠PID調節器；動態過程中控制品質主要依靠各種前饋控制。

（1）機組負荷指令對鍋爐燃料的靜態前饋。當機組變負荷時，首先通過靜態前饋是實現燃料的粗調，函數發生器1是對應于機組負荷指令的燃料指令分段線性函數，這是維持機爐能量平衡的基準燃料，并由熱值校正回路增加其準確性。修正系數K一般設置在1.5-3之間，實現了變負荷初期、中期燃料調節的“加速”，以及變負荷結束前的及時“剎車”。

（2）機組負荷指令對鍋爐燃料的動態前饋。這一部分是為了補償鍋爐給煤遲延和燃燒慣性的動態預給煤分量，它主要靠超前環節1來實現。在變負荷初期及過程中，由機組指令動態前饋實現鍋爐燃料量的超前調節，使鍋爐燃燒快速響應機組負荷需求，在變負荷結束后，使鍋爐燃料量略有回頭，避免了機組主汽壓力超調，使鍋爐燃燒快速地穩定下來。

（3）壓力設定值對鍋爐燃料的動態前饋。目前國內330循環流化床機組采用滑壓運行方式，機組主汽壓力根據負荷按照預定的滑壓曲線控制，為了進一步提高主汽壓調節品質，設置了機前壓力設定值對鍋爐燃料的動態補償信號，通過超前環節2來實現，以保證機組在滑壓段能有更好的主汽壓力跟隨品質。

（4）負荷偏差的“加速”回路。由負荷指令設定值與實際負荷的差值信號經函數發生器5而形成，這是一非線性比例調節器，在負荷指令設定值與實際負荷的差值信號較大時，說明鍋爐跟不上汽機的變化，因此輸出一指令信號給鍋爐主控器，令其再額外地增加或減少一部分煤量，起“加速器”的作用。

（5）變參數控制技術。330MW循環流化床機組是一種特性復雜多變的被控對象，隨著機組負荷的變化，機組的動態特性參數亦隨之大幅度變化，具有很強的非線性，因此鍋爐主控采用變參數PID控制策略，以保證在各個負荷點上控制系統具有良好的效果。

2.2.3 機爐間動態解耦環節設計。330MW循環流化床機組的負荷和壓力響應之間存在緊密的耦合性，燃料量的變化對壓力和負荷的作用是一個多階慣性環節，調門變化對負荷的特性是一個暫態過程，對壓力的特性是一個慣性過程，而負荷和壓力的變化是燃料量和調門共同作用的結果，以上的機爐特性表現為機組變負荷初期，通過汽機調門的快速動作能夠暫態響應機組負荷，但由于給煤系統的純延時和鍋爐燃燒慣性，主汽壓力快速反向變化，形成較大的壓力偏差，增加系統擾動甚至引起調節系統振蕩。

為了適應循環流化床機組爐慢機快的工作特性，實現機爐間的主汽壓力與機組負荷的動態解耦，協調控制系統做如下兩方面處理：一是機組負荷指令經過三個一階慣性環節后才進入汽機主控調節器，等進入爐內的燃料開始反應汽機調門才開始動作，避免變負荷初始階段，汽機調門的快速響應造成的壓力偏差。二是當機組投入滑壓運行方式時，滑壓控制段則根據三階慣性環節的主汽壓力響應特性和不同工況預設的變壓過程時間，擬合壓力設定值的滑升曲線，同時將壓力提升的動態熱量需求疊加在鍋爐前饋指令上，實現壓力提升動態分量和過程偏差消除回路的解耦控制，并在時序上實現負荷與汽壓響應的合理調度，通過將機、爐主控的偏差調節從動態響應中解耦出來，可保持PID調節特性在動態和靜態工況下的恒定。汽機主控控制 SAMA圖如圖5。

3、參數優化后的試驗情況

將以上控制策略應用于寧夏國華寧東發電有限公司#1、#2機組，在經過調試和參數優化在2013年10月19日至10月23日AGC試驗中取得了良好的控制效果。圖7、圖8、圖9、圖10分別是變負荷過程中機組主要參數變化曲線，設定變負荷速率為6MW/MIN，機組負荷實際變化速率達到5.54MW/MIN，負荷響應時間小于30S，負荷動態偏差控制在3MW以內，主汽壓力動態偏差控制在0.6MPa以內，穩態負荷偏差控制在1.5MW以內，穩態壓力偏差控制在0.3MPa以內。

4、結語

基于直接能量平衡和一次風量超前調節的協調控制策略是一種主動調節方式，為汽輪機提供超前的熱量支持，再加上機爐間動態解耦技術進一步確保了機爐協調動作，將該協調控制策略在寧夏國華寧東發電有限公司兩臺330MW循環流化床鍋爐空冷機組上成功應用，目前機組正常投入AGC運行方式，機組負荷調節速率、響應時間和精度均滿足西北電網并網機組自動發電控制考核及并網機組一次調頻考核兩個細則指標要求。

參考文獻：

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