300MW CFB機(jī)組壓力偏差對負(fù)荷控制的影響與優(yōu)化

洪喜彬

摘 要：本文介紹了300MW CFB機(jī)組協(xié)調(diào)控制過程中壓力偏差對負(fù)荷控制的影響，通過分析壓力偏差成因，對調(diào)整方式進(jìn)行優(yōu)化，使300MW CFB機(jī)組負(fù)荷跟蹤更加快速、平穩(wěn)。

關(guān)鍵詞：CFB；壓力偏差；控制；跟蹤

中圖分類號：TK223.7 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A

0.引言

云河發(fā)電有限公司C廠為2×300MW CFB機(jī)組。汽機(jī)DEH為OVATION，DCS為國電智深EDPF NT Plus。

根據(jù)國電DCS機(jī)爐協(xié)調(diào)邏輯設(shè)計，在變負(fù)荷過程中，須保持主汽壓力實際值與協(xié)調(diào)滑壓曲線設(shè)計值偏差在±1MPa以內(nèi)，才能保證實際負(fù)荷對目標(biāo)負(fù)荷的跟蹤。然而在實際運行中，頻繁發(fā)生主汽壓力偏差值大于±1MPa而導(dǎo)致負(fù)荷控制閉鎖現(xiàn)象，造成機(jī)組負(fù)荷跟蹤滯后，AGC負(fù)荷速率不合格等情況。本文以一次變負(fù)荷控制過程為例，分析產(chǎn)生壓力偏差的成因，對調(diào)整方式進(jìn)行優(yōu)化來解決問題。

1.事件經(jīng)過

2016年8月10日07∶50，#5機(jī)組接收到AGC指令，負(fù)荷由180MW逐步加至300MW。加負(fù)荷前，主汽壓力為12.58MPa，汽機(jī)閥位為224.8MW，控制模式為旁路模式。07：50，AGC加負(fù)荷至250MW指令下達(dá)，機(jī)組開始響應(yīng)，鍋爐主控增加給煤量，汽機(jī)主控增加閥位開度，值班員調(diào)整一、二次風(fēng)量以配合燃燒改變鍋爐熱負(fù)荷，一次風(fēng)量466.8kNm3/h。08：26，機(jī)組負(fù)荷到達(dá)252MW。08：33，AGC加負(fù)荷至250MW指令下達(dá)，機(jī)組開始響應(yīng)，09：17機(jī)組負(fù)荷到達(dá)303MW，一次風(fēng)量達(dá)548.2kNm3/h。在整個加負(fù)荷過程中，由于鍋爐熱負(fù)荷先于滑壓曲線要求的熱負(fù)荷值，主汽壓力先于滑壓曲線要求的壓力值，產(chǎn)生了壓力偏差，引起協(xié)調(diào)負(fù)荷控制閉鎖動作，目標(biāo)負(fù)荷跟蹤遲滯，AGC負(fù)荷速率達(dá)不到要求。

2.壓力偏差成因分析

2.1 機(jī)組控制方式

機(jī)組控制方式有基本方式、鍋爐跟隨、汽機(jī)跟隨、協(xié)調(diào)控制。

2.2 主汽壓力控制方式

主汽壓力控制有定壓方式和滑壓方式。當(dāng)主汽壓力控制未投入時，壓力定值跟蹤實際壓力以實現(xiàn)手/自動的無擾切換，并用滑壓偏置來修正壓力的前饋信號。

2.3 #5機(jī)組從接收至AGC指令并響應(yīng)，至實際負(fù)荷到達(dá)目標(biāo)，實際滯后時間為22min，此跟蹤性能遠(yuǎn)遠(yuǎn)達(dá)不到AGC速率要求。首先從入爐煤摻燒均勻性開始分析，著重檢查了入爐煤低熱化驗值偏差，并核對AGC指令的接收和協(xié)調(diào)響應(yīng)等邏輯，都沒有發(fā)現(xiàn)問題。

在集中分析協(xié)調(diào)的性能和邏輯時，隨著思路的開拓和分析的深入，有一個被忽略的細(xì)節(jié)，那就是一次風(fēng)量的均勻性。對于循環(huán)流化床鍋爐而言，一次風(fēng)量除控制床溫和補(bǔ)充燃燒初始氧量外，還用于控制爐膛懸浮段的顆粒濃度，從而控制鍋爐熱負(fù)荷的變化。由于入爐煤為揮化份在40%左右的褐煤且容易破碎，在變負(fù)荷的過程中，當(dāng)一次風(fēng)量不匹配，則容易引起鍋爐熱負(fù)荷超前或滯后于滑壓運行曲線要求，從而出現(xiàn)壓力偏差。

通過對一次風(fēng)量歷史曲線分析，在AGC指令下達(dá)后，爐主控和機(jī)主控會同時接收協(xié)調(diào)指令，這時汽機(jī)調(diào)門開始響應(yīng)并逐步開大或關(guān)小以跟蹤負(fù)荷，同時燃料主控開始輸出，總煤量會有一個小躍升或下降，以配合汽機(jī)主控的瞬時動作。之后鍋爐熱負(fù)荷逐步變化，以滿足汽機(jī)主汽門前壓力的變化需求。負(fù)荷控制熱控邏輯如圖1所示。

而鍋爐熱負(fù)荷的變化量主要由鍋爐燃燒工況決定，對于循環(huán)流化床鍋爐而言，懸浮段顆粒的濃度決定帶負(fù)荷的能力，因此，一次風(fēng)量的控制影響占據(jù)主導(dǎo)地位。在變負(fù)荷的過程中，一次風(fēng)量的控制超前或滯后于滑壓曲線的要求值，則容易引起鍋爐熱負(fù)荷的超前或滯后，從而導(dǎo)致壓力偏差出現(xiàn)，閉鎖負(fù)荷控制。

經(jīng)過邏輯分析和歷史曲線對比，發(fā)現(xiàn)一次風(fēng)量的控制特性，是導(dǎo)致壓力偏差的主要原因。因此，要解決的問題就是進(jìn)行一次風(fēng)量控制的量化，優(yōu)化特性。

3.解決方法

（1）進(jìn)行一次風(fēng)量標(biāo)定和試驗，將一次風(fēng)量進(jìn)行修正，不僅量化一次風(fēng)量操作，還為節(jié)省風(fēng)機(jī)電耗打下基礎(chǔ)。同時綜合試驗數(shù)據(jù)，量化變負(fù)荷一次風(fēng)量控制。圖2為試驗前后數(shù)據(jù)對比。

（2）將風(fēng)量控制數(shù)據(jù)細(xì)化制作成座簽的形式放集控室操作臺指引操作人員操作。

（3）通過試驗，量化變負(fù)荷過程滑壓偏置的設(shè)置，優(yōu)化協(xié)調(diào)控制過程滑壓偏置的影響。將壓力偏差閉鎖值由原來的±1.0MPa修改為+1.4MPa和-1.3MPa，使協(xié)調(diào)參數(shù)更符合循環(huán)流化床機(jī)組的特性；將滑壓偏置設(shè)置納入標(biāo)準(zhǔn)化管理，有效提高協(xié)調(diào)控制的穩(wěn)定性，增加了機(jī)組的調(diào)節(jié)性能。同時在投入AGC時，用滑壓方式。負(fù)荷上限設(shè)定為300MW，負(fù)荷下限定為180MW。負(fù)荷變化率設(shè)定范圍：4.0～4.5MW/min。滑壓偏置在負(fù)荷穩(wěn)定時設(shè)置在-0.1MPa；在加減負(fù)荷時可以按實際需求設(shè)定。圖3為新控制邏輯圖。

結(jié)語

本文通過對入爐煤質(zhì)、協(xié)調(diào)性能及運行操作的分析，找到了導(dǎo)致機(jī)組在變負(fù)荷過程中產(chǎn)生壓力偏差閉鎖負(fù)荷控制的原因，發(fā)現(xiàn)一次風(fēng)量控制對純燒褐煤鍋爐熱負(fù)荷的影響，通過試驗制定措施解決問題，既量化了一次風(fēng)量控制，也優(yōu)化了DCS協(xié)調(diào)控制參數(shù)，對大容量CFB機(jī)組運行和參數(shù)優(yōu)化有一定參考價值。

循環(huán)流化床鍋爐的特性和控制研究是一個復(fù)雜的問題，只有不斷地跟蹤和分析，才能應(yīng)對技術(shù)變革過程中不斷出現(xiàn)的各類新問題。同時利用跟蹤和試驗數(shù)據(jù)來細(xì)化操作，才能不斷提高操作技能并確保機(jī)組安全、穩(wěn)定運行。

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