印尼某 100MW循环流化床机组协调控制策略优化及应用

印尼某 100MW循环流化床机组协调控制策略优化及应用

刘庆奎

济南中能电力工程有限公司，山东 济南 250100

摘要:循环流化床(CFB)燃烧技术是高效、低污染燃烧技术，不仅被广泛用于国内火力发电厂中小容量机组中,近年来在国外的小型机组中也慢慢应用开来。循环流化床锅炉的结构、工艺特点及燃烧特性决定了其燃烧系统是一个多变量、强耦合、大惯性非线性时变系统，采用常规煤粉炉机组的控制方法很难达到理想的控制效果。该类机组滞后性大，协调控制系统(CCS)投入难度较大，影响了机组的自动化水平及AGC功能的正常投入。因此对现有的机组协调控制系统进行了调整和优化，保证了机组能够正常投入协调控制，并实现了在较低负荷段仍能稳定运行。

关键词：循环流化床；协调控制；直接能量平衡；锅炉蓄热系数；前馈

0 引言

随着国家“一带一路”的深入开发以及国内企业的产业转移，越来越多的企业走向海外，开疆扩土。而作为大基建之一民生基础发电项目等早已在海外布局多年，不仅煤粉炉等国内常见机组在海外大量建设，像中小型的循环流化床机组也慢慢投入应用。因部分国家技术基础较为落后，人员整体技术水平相较国内也存在较大的差异，因此对包括协调控制在内的自动控制系统投入要求较高，同时自动系统投入后也减少了人员的手动误操作而导致的故障情况发生。

1 概述

印尼某2X100MW燃煤发电项目锅炉为上海锅炉股份有限公司自主开发的100MW 高温高压循环流化床（CFB）锅炉。锅炉型式为：SG-445/9.81-M2307，450t/h高温高压循环流化床锅炉、自然循环、单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢构架、悬吊结构的Π型汽包炉。汽轮机为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司制造的N115-8.83/535 型高压凝汽式汽轮机，高温、高压单轴纯凝式机组，出力TMCR 工况:100MW，汽轮机额定进汽量:421.2t/h。

分散控制系统采用上海新华的XDC800分散控制系统，其协调控制采用DEB控制方式。机组DCS包括的子控制系统有：数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、炉膛安全监控系统（FSSS）、顺序控制系统（SCS）、数字式电液控制系统（DEH）等。

2 循环流化床机组的原理及特点

循环流化床锅炉主要特点是燃料及脱硫剂在炉膛内需经过多次循环。燃料在炉膛中经过多次循环后才将能量全部释放，改变燃料后需要较长时间才能改变炉膛内的热量，因此循环流化床的负荷响应特性较差，滞后较大，调节比较困难^【1】。

循环流化床锅炉特性和煤粉炉之间存在较大差距，尤其是在循环流化床锅炉燃烧室内流化区域的热平衡特性方面。循环流化床返料器和高温旋风分离装置用耐火材料砌成，导热慢、热惯性大，循环流化床锅炉纯延迟比煤粉炉时间长。由于此类特性的存在，加大了循环流化床机组协调控制系统及燃烧自动控制回路的投入难度。因此需要选择最优的机组协调控制策略，以保证能取得较好的投运效果^【2-3】。

3 协调控制策略的选择

从机炉能量平衡的控制角度来讲，机组的协调控制策略通常分直接能量平衡（DEB）和间接能量平衡(IEB)两种结构，其中，间接能量平衡控制方式在大型煤粉炉中应用较广，其基本控制策略如图1所示:

图1 间接能量平衡协调控制系统原理图

这种控制策略对于小型循环流化床机组来说，其特有的大惯性、纯延时特性并没有很好的控制效果，对此比较采用直接能量平衡（DEB）的控制方式。

3.1 直接能量平衡控制策略

直接能量平衡对于机组的能量需求反应较快，能最大程度的减弱循环流化床机组控制对象大惯性、大延时对机组的影响。机侧控制方式不变，炉侧控制则由间接能量平衡改为直接能量平衡方式，其原理如下：

汽机侧的能量需求信号：P_s*P₁⁄P_t(1+ d⁄dt) (1)

式中：P_s--主汽压力设定值；

P₁--汽机第一级压力；

P_t --机前压力；

锅炉侧的热量信号:P₁+C_b *dP_b⁄dt （2）

式中：P_b--汽包压力；

C_b—锅炉蓄热系数

其中式（1）中，压力比P₁⁄P_t线性代表了汽机的有效阀位，能灵敏反映阀位变化，提供了实际阀门开度的精确测量；P_s*P₁⁄P_t代表能量平衡信号，反应了汽机对锅炉的能量需求，只受外扰(汽机调门开度变化)影响，而不受锅炉侧内扰（燃料变化）的影响。

式（2）中，汽包压力微分dP_b⁄dt很好的反映了锅炉蓄能的动态变化。所以P₁+C_b *dP_b⁄dt代表的锅炉热量信号既反映了锅炉的能量输出又考虑了锅炉蓄能的动态变化，由此可以看出其只与锅炉的内扰（燃料变化）有关，而与外扰（调门开度变化）无关。

直接能量平衡算法就是比较汽机侧的能量需求与锅炉侧的热量输入，求两者之差，将差值送入锅炉主控PID 控制器，如图2采用DEB信号作为锅炉指令，通过动作风、煤、水的比重，最终达到锅炉能量输入与汽机能量需求的平衡

^【4】。

图2 直接采用DEB信号作为锅炉指令的系统

3.2 利用锅炉蓄热系数提高锅炉响应速度

锅炉的蓄热系数反应了锅炉蓄热的变化强弱，在循环流化床机组中，通过调整锅炉的蓄热系数增加锅炉调节灵敏度，在实际应用中，多次调整最终将锅炉蓄热系数调整为4，达到了较好的控制效果。

3.3 增加锅炉主控的前馈控制量

在机炉协调方式下，在锅炉主控回路中设计有锅炉负荷与燃料的对应函数（如表1），作为锅炉主控的前馈的基本量。同时增加“加速”回路，在负荷指令设定值与实际负荷的差值较大时，输出一指令信号（采用非线性比例调节）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。该信号也作为基本的稳态功率前馈信号。

表1 机组负荷与燃料对应关系取值

另外，在锅炉主控制器回路中增加一提前加煤环节。当机组负荷进行调整时，给出触发加减给煤量的脉冲触发信号(初始脉冲量)，经过一定时间后信号复位。同时为了防止机组负荷调整结束后进入炉膛内的燃料会持续产生作用，而造成锅炉蒸汽压力过调，经过多次试验确定初始冲量值及脉冲时间（设定值不应过大）。这一环节有利地减小循环流化床锅炉协调控制系统控制对象大延迟、大惯性对功率变化的影响。有效弥补锅炉主控PID控制器的不足并克服锅炉蒸汽压力过冲或振荡现象造成的惯性，起到保持锅炉蒸汽压力稳定的作用。

锅炉主控用于给定整个机组的总燃料量定值，其总输出指令同时作用到燃料主控、一次风及二次风控制回路。

3.4 调整送风量控制与燃料量控制

循环流化床锅炉燃烧系统为多输入、多输出的多变量系统。燃烧系统各变量之间相互耦合，关系复杂。如给煤量会对主蒸汽压力、氧量和床温有较大影响，一次风量同样也会对床温、主蒸汽压力、氧量及炉膛压力有较大的影响^【5】。

循环流化床锅炉燃烧惯性大，给煤量的改变不能及时引起蒸汽量的快速响应，通过调整送风量与燃料量的触发顺序与滞后时间，在负荷增加时先增加一定的送风量后增加煤量，而负荷降低时同时减少燃料量与风量。在升降负荷阶段通过调整优化风煤量的动态配比及时间参数，加快了锅炉的响应负荷变化的速度，利于流化床锅炉负荷的快速调节。

3.5 增加引风机多变量控制前馈

风量的控制对锅炉系统来说响应速度比较快，所以有效的控制风量变化也显得至关重要，而炉膛负压的有效控制同样也影响着风量控制的效果。为快速有效的控制炉膛负压，增加多重前馈量以改变炉膛压力的响应速度，设计有三部分组成：1）二次风机的PID控制输出指令，作为前馈的基础部分；2）增加给煤机跳闸工况下，快速减少引风机出力的控制回路；3）增加一次风机跳闸工况下，快速减小引风机出力的控制回路。前馈量控制的精准化、多量化有效的避免了炉膛负压因各系统扰动引起的大幅变化。

4 实际应用效果

通过对控制策略的选择，控制方案的设计及优化改进，应用到印尼某100MW循环流化床机组中，达到了预定的效果。在机组变负荷试验过程中及AGC投入后，系统的各项参数调节品质均达到国标要求，各主要参数的调节品质数据记录如表2所示。

表2 负荷变动试验机组主要参数调节品质变化范围

5 结论

在煤粉炉及大中型循环流化床机组协调控制基础上，对小型循环流化床机组燃烧系统进行分析研究，根据机组特点，制定适合100MW循环流化床机组的协调控制方案，并进行调整优化，应用到印尼某项目两台机组中，控制系统调节良好。

而且在机组负荷略高于最低稳燃负荷后即能投入协调控制，并能达到很好的稳定运行。

参考文献：

[1]施书建，翟焱.循环流化床锅炉协调控制系统组态和投运[J].河南电力，2005 (3):18-19．

[2]接建鹏，辛力坚，刘德诚，陈刚，郭锦涛. 200 MW循环流化床机组协调控制策略的研究与应用[J].内蒙古电力技术，2012，30(6):71-74．

[3]王付生，于鹏娟，孟祥荣，等．135MW循环流化床锅炉协调控制系统的设计与实施[J]．山东电力技术，2005(2):42-43．

[4]朱北恒. 火电厂热工自动化系统试验[M].中国电力出版社，2006：264-268．

[5]陈伟，陈一平．循环流化床锅炉特点及其发展现状[J].湖南电力，2005，25(1):59-60．

作者简介：刘庆奎 男 1981年，学士，工程师，从事火力发电厂的热控调试、协调优化及项目管理工作