段 寶， 范 龍, 惠世恩

(1. 國家電投集團(tuán)電站運(yùn)營技術(shù)(北京)有限公司西北分公司， 西安 710077; 2. 西安交通大學(xué) 能源與動力工程學(xué)院， 西安 710049)

350 MW超臨界循環(huán)流化床(CFB)鍋爐兼?zhèn)涑R界參數(shù)和CFB燃燒技術(shù)的優(yōu)點，參數(shù)高、效率高，有深度調(diào)峰性能，適合寬煤種燃燒性強(qiáng)，有采取廉價爐內(nèi)石灰石脫硫及生成煙氣NOx含量低等優(yōu)勢，現(xiàn)正成為火力燃煤發(fā)電供熱機(jī)組的主要發(fā)展趨勢。超臨界CFB鍋爐燃燒滯后性強(qiáng)、熱慣性大，煤與水的耦合性比超臨界煤粉鍋爐難度大，還因其具備適應(yīng)寬煤種的燃燒能力，即煤質(zhì)變化波動大，必須考慮對協(xié)調(diào)品質(zhì)的影響，變負(fù)荷時必須考慮對中間點溫度后續(xù)汽溫的影響，避免造成機(jī)組協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)投入難度大、品質(zhì)差。

筆者結(jié)合某350 MW超臨界CFB機(jī)組協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)，成功實現(xiàn)機(jī)組額定負(fù)荷速率(4.5 MW/min)協(xié)調(diào)變負(fù)荷，從協(xié)調(diào)總體框架、鍋爐主控、鍋爐主控前饋、給水控制(包括中間點溫度控制)、汽輪機(jī)主控等多個方面具體分析協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)，提出各回路設(shè)置的意義和互相耦合的要點；并針對超臨界CFB機(jī)組多發(fā)的超壓、超溫進(jìn)行邏輯控制優(yōu)化等，為同類型機(jī)組協(xié)調(diào)控制提供參考。

1 設(shè)備概況

鍋爐采用DG1235/25.4-Ⅱ1型超臨界CFB直流鍋爐，單爐膛、M形布置、平衡通風(fēng)、一次中間再熱，采用3臺高溫蒸汽冷卻式旋風(fēng)分離器進(jìn)行氣固分離，其下部各布置1臺U形閥回料器；不帶再循環(huán)泵的啟動系統(tǒng)，在負(fù)荷≥30%鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量(BMCR)后，進(jìn)入直流運(yùn)行；鍋爐采取床下油槍點火，設(shè)置4個床下點火風(fēng)道，分別從爐膛后側(cè)進(jìn)入風(fēng)室；前墻水冷壁下部收縮段沿寬度方向均等布置10個給煤口，爐后水冷壁下部均等布置5個排渣口。鍋爐主要技術(shù)參數(shù)見表1。

表1 鍋爐主要技術(shù)參數(shù)

汽輪機(jī)為CZK350/295-24.2/0.4/566/566型超臨界、一次中間再熱、直接空冷、抽凝式汽輪機(jī)組。機(jī)組有7級回?zé)峒訜崞鳌?個高壓加熱器、1個除氧器、3個低壓加熱器。分布式控制系統(tǒng)(DCS)采用 HOLLIAS MACS V6.5.2分散控制系統(tǒng)。

2 協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)分析

CFB鍋爐中煤在爐膛內(nèi)的燃燒，不像煤粉鍋爐直接充分燃燒，進(jìn)入鍋爐煤量變化到磨損為炭顆粒后實現(xiàn)完全燃燒放熱需要8～10 min；送入的新燃料并不是提供保證鍋爐燃燒所需的所有能量，其在鍋爐燃燒的“即燃炭”和物料存儲大量的熱，鍋爐燃燒熱慣性大、滯后性強(qiáng)[1]。超臨界CFB機(jī)組沒有汽包作為緩沖單元，給水調(diào)節(jié)實現(xiàn)與新燃料、“即燃炭”的存儲蓄熱、燃燒表現(xiàn)滯后等因素的強(qiáng)耦合，進(jìn)而保證汽水參數(shù)的基本穩(wěn)定。響應(yīng)電網(wǎng)負(fù)荷要求、提高負(fù)荷變化速率等原因使超臨界CFB機(jī)組具有復(fù)雜的協(xié)調(diào)控制特性。協(xié)調(diào)控制對象見圖1。

圖1 超臨界CFB機(jī)組協(xié)調(diào)控制對象示意圖

為響應(yīng)電網(wǎng)負(fù)荷調(diào)節(jié)能力，實現(xiàn)機(jī)、爐之間的協(xié)調(diào)控制平衡，采取以爐跟隨為主的直接能量平衡協(xié)調(diào)控制方式，充分利用汽輪機(jī)調(diào)節(jié)閥響應(yīng)快的特點，并增設(shè)鍋爐主控的前饋信號，增加鍋爐的響應(yīng)能力；鍋爐主控前饋信號和動作量、煤水的耦合特性、汽輪機(jī)調(diào)節(jié)閥控制是協(xié)調(diào)控制品質(zhì)的關(guān)鍵[2]。因超臨界CFB鍋爐結(jié)構(gòu)和燃燒的特性，各控制回路的耦合復(fù)雜、難點高，應(yīng)結(jié)合不同工況設(shè)置不同的PID調(diào)節(jié)參數(shù)、慣性時間，保證協(xié)調(diào)子回路的調(diào)節(jié)品質(zhì)和跟蹤速率；同時，應(yīng)充分考慮超臨界CFB控制的風(fēng)險點，以防如水煤比基準(zhǔn)量控制不當(dāng)、煤質(zhì)大幅度波動、中間點溫度控制不當(dāng)造成的超溫和在90%額定負(fù)荷工況以上發(fā)生超壓等。

2.1 鍋爐主控

協(xié)調(diào)模式下鍋爐主控將目標(biāo)主蒸汽壓力和實際主蒸汽壓力的偏差作為主調(diào)對象，須設(shè)置合理的負(fù)荷與主蒸汽壓力的滑壓曲線；主蒸汽壓力能較為直接地反映出鍋爐的能量或蓄熱，為保證汽輪機(jī)調(diào)節(jié)閥的負(fù)荷響應(yīng)效果，應(yīng)結(jié)合汽輪機(jī)廠提供的基準(zhǔn)曲線和實際帶負(fù)荷過程中調(diào)節(jié)閥的響應(yīng)效果綜合判斷。該機(jī)組原設(shè)計曲線為40%～100%額定負(fù)荷工況，汽輪機(jī)調(diào)節(jié)閥綜合閥位基本保持在88.0%～91.5%的調(diào)節(jié)位置，發(fā)現(xiàn)在50%～75%額定負(fù)荷變化頻繁時，因設(shè)置的主蒸汽壓力偏低，汽輪機(jī)調(diào)節(jié)閥響應(yīng)負(fù)荷能力不夠，影響后續(xù)鍋爐調(diào)節(jié)壓力的煤量輸出；將40%～75%額定負(fù)荷工況的滑壓曲線上移0.8 MPa，問題得以有效解決。

分負(fù)荷變化和負(fù)荷平衡設(shè)置不同的PID參數(shù)：負(fù)荷變化時設(shè)置比例帶為55%、積分時間為250 s；負(fù)荷平衡并延時120 s后設(shè)置比例帶為33%、積分時間為100 s。相對負(fù)荷變化過程及負(fù)荷平衡階段初期，鍋爐主控調(diào)節(jié)參數(shù)弱，充分利用鍋爐主控前饋量調(diào)節(jié)煤量，增加響應(yīng)負(fù)荷能力，避免因壓力偏差的主調(diào)節(jié)器作用較強(qiáng)，影響協(xié)調(diào)響應(yīng)負(fù)荷的能力。

2.2 鍋爐主控前饋

鍋爐主控前饋包括：煤質(zhì)校正后的基準(zhǔn)煤量、能量變化前饋、限速后目標(biāo)負(fù)荷變化微分前饋、負(fù)荷偏差前饋、主蒸汽壓力偏差微分前饋、主蒸汽壓力指令變化前饋，以及預(yù)防鍋爐超壓的煤量超調(diào)和快速響應(yīng)一次調(diào)頻動作的煤量超調(diào)等前饋。合理設(shè)置鍋爐主控前饋信號和動作量，是克服超臨界CFB鍋爐燃燒滯后性帶來控制困難和跟蹤負(fù)荷響應(yīng)的關(guān)鍵。鍋爐主控前饋邏輯見圖2。

圖2 鍋爐主控前饋邏輯總圖

2.2.1 煤質(zhì)校正后基準(zhǔn)煤量

基準(zhǔn)煤量是協(xié)調(diào)投入后煤量隨負(fù)荷的基準(zhǔn)曲線，占鍋爐主控輸出的92%以上，是影響協(xié)調(diào)品質(zhì)最關(guān)鍵的作用量，直接關(guān)系燃燒、主蒸汽壓力及汽溫參數(shù)的穩(wěn)定性。 CFB鍋爐煤種燃燒適應(yīng)性強(qiáng)，實際燃用煤種低位發(fā)熱量可維持在12 137～17 159 kJ/kg，100%額定負(fù)荷工況總煤質(zhì)量流量為205～280 t/h，協(xié)調(diào)必須考慮因煤質(zhì)大幅度波動時基準(zhǔn)煤量的變化，為此必須引入煤質(zhì)校正回路以確定相對準(zhǔn)確的基準(zhǔn)煤量。這有利于頻繁斷煤后負(fù)荷、壓力變化對于煤量的修正，以及冬季機(jī)組供暖抽汽投入后煤量的調(diào)節(jié)。

結(jié)合負(fù)荷、主蒸汽壓力與能量平衡的關(guān)系確定該鍋爐的煤質(zhì)校正后基準(zhǔn)煤量。煤質(zhì)校正確定基準(zhǔn)煤量邏輯見圖3。利用當(dāng)前負(fù)荷與和煤量，乘以隨負(fù)荷變化的鍋爐燃燒系數(shù)k，估算出燃用當(dāng)前煤質(zhì)時至額定負(fù)荷工況的煤量；并考慮到負(fù)荷變化時煤量超調(diào)等動態(tài)調(diào)節(jié)過程，負(fù)荷平衡時直接輸出結(jié)果，而負(fù)荷變化時延時10 min后輸出結(jié)果；其中，鍋爐燃燒系數(shù)k取1.00～1.15(90%額定負(fù)荷以上取1.00，75%額定負(fù)荷取1.05，50%額定負(fù)荷取1.10，40%額定負(fù)荷取1.15)。利用估算出的燃用當(dāng)前煤質(zhì)時至額定負(fù)荷工況的煤量，除以預(yù)設(shè)的帶額定負(fù)荷的煤量，得出煤質(zhì)修正系數(shù)；預(yù)設(shè)煤量的準(zhǔn)確性很關(guān)鍵，須結(jié)合煤質(zhì)波動和采暖抽汽投入情況予以確定。利用負(fù)荷和主蒸汽壓力對應(yīng)的能量平衡關(guān)系，即限速后目標(biāo)負(fù)荷×限速后目標(biāo)壓力/當(dāng)前實際主蒸汽壓力，得出在當(dāng)前實際主蒸汽壓力下的負(fù)荷能力，后乘以設(shè)置的煤量隨負(fù)荷的F(x)曲線，再乘以上述得出的煤質(zhì)修正系數(shù)，可得出煤質(zhì)校正后基準(zhǔn)煤量。須注意F(x)函數(shù)的準(zhǔn)確性，可依據(jù)熱力計算書及其實際帶負(fù)荷過程予以確定。

圖3 煤質(zhì)校正確定基準(zhǔn)煤量邏輯圖

2.2.2 能量變化微分前饋

利用能量平衡的變化幅度進(jìn)行微分前饋，即限速后目標(biāo)負(fù)荷×限速后目標(biāo)壓力/當(dāng)前實際壓力，并經(jīng)過10 s慣性求差值，隨后乘以一定的增益量并進(jìn)行高低限位得出，其在協(xié)調(diào)負(fù)荷初期及其目標(biāo)壓力和實際壓力偏差大的動態(tài)過程中，加強(qiáng)燃燒指令，增加鍋爐的影響速率。該協(xié)調(diào)并未采用蒸發(fā)量、調(diào)節(jié)級壓力、煤質(zhì)校正后的基準(zhǔn)煤量作為能量平衡的表達(dá)方式，而是采用電負(fù)荷、主蒸汽壓力，是考慮其對煤量作用更加直接，且因冬季采暖抽汽投入后蒸發(fā)量明顯增加等原因。

2.2.3 限速后目標(biāo)負(fù)荷變化微分前饋

大于90%額定負(fù)荷工況時，因機(jī)組已轉(zhuǎn)入24.2 MPa的額定主蒸汽壓力運(yùn)行狀態(tài)，限速后目標(biāo)壓力不再變化，實際主蒸汽壓力也在24.2 MPa左右，造成能量變化微分前饋作用減弱或消失。而采取利用限速后目標(biāo)負(fù)荷變化進(jìn)行微分，即限速后目標(biāo)負(fù)荷經(jīng)過一定的慣性時間后求差值，隨后乘以一定的增益量且經(jīng)上下限幅后確定前饋煤量，可實現(xiàn)煤量的超前調(diào)節(jié)；同時，當(dāng)變負(fù)荷結(jié)束，目標(biāo)負(fù)荷穩(wěn)定后，煤量的超調(diào)量減少至零，有抑制因煤量持續(xù)超調(diào)過多而造成的后續(xù)壓力高、甚至超壓的作用。

2.2.4 負(fù)荷偏差前饋

協(xié)調(diào)模式下，當(dāng)輸入給定負(fù)荷并進(jìn)行時，依據(jù)機(jī)組給定的目標(biāo)負(fù)荷減去限速后目標(biāo)負(fù)荷，確定負(fù)荷偏差，給予不同的煤量，并經(jīng)5 s慣性，確定前饋煤量。該回路是負(fù)荷偏差時鍋爐主控的“加速回路”，即負(fù)荷變化時，預(yù)先增加或減少一定煤量，調(diào)整燃燒，補(bǔ)充鍋爐所釋放的能量；隨負(fù)荷指令與限速后目標(biāo)負(fù)荷越接近作用量越小，相同時回路不起作用；實際表現(xiàn)曲線是回路作用的前饋煤量曲線，是負(fù)荷偏差的“倒三角”曲線?；芈吩O(shè)置時，負(fù)荷偏差確定的前饋煤量應(yīng)有一定的上下限幅，避免此回路作用過強(qiáng)，以及疊加基準(zhǔn)煤量曲線等造成煤量過調(diào)，進(jìn)而造成后續(xù)的過熱度超溫、超壓等問題。

2.2.5 主蒸汽壓力偏差微分前饋

主蒸汽壓力偏差是限速后目標(biāo)負(fù)荷對應(yīng)壓力設(shè)置值與實際壓力的偏差，反映出鍋爐和汽輪機(jī)能量的平衡狀態(tài)；回路利用壓力偏差的10 s慣性延時求差，隨后設(shè)置壓力偏差與作用煤量的函數(shù)回路(偏差大，作用煤量相應(yīng)多)，能有效彌補(bǔ)鍋爐、汽輪機(jī)的能量平衡。該回路能及時作用一部分煤量，控制主蒸汽壓力偏差的趨勢；當(dāng)實際壓力高于設(shè)置值時，也能超馳減少一定煤量，有效防止高負(fù)荷工況下的超壓問題。

2.2.6 主蒸汽壓力指令變化前饋

主蒸汽壓力指令是隨限速后目標(biāo)負(fù)荷對應(yīng)的設(shè)定壓力值；回路利用主蒸汽壓力指令的變化幅度進(jìn)行微分，經(jīng)一定的慣性時間求前后差值，乘以一定的增益量并進(jìn)行高低限位后輸出前饋煤量。該回路一直作用在協(xié)調(diào)變負(fù)荷階段，直至負(fù)荷指令(限速后目標(biāo)負(fù)荷)與機(jī)組給定目標(biāo)負(fù)荷相同時，作用量消失。該回路的主要作用是在協(xié)調(diào)變負(fù)荷時，提前增加或減少一定的煤量，響應(yīng)主蒸汽壓力設(shè)定值的變化，并有利于在變負(fù)荷的前期階段(達(dá)到機(jī)組給定目標(biāo)負(fù)荷時)，控制實際壓力與設(shè)定值壓力的偏差。

須注意的是：該回路作用的強(qiáng)弱設(shè)置，應(yīng)考慮與其他前饋回路的相互影響和制約，即壓力指令變化前饋是限速后目標(biāo)負(fù)荷指令變化的正向參數(shù)，不會負(fù)向調(diào)節(jié)，必須依靠其他回路，如壓力偏差前饋、基準(zhǔn)煤量變化等前期超調(diào)的煤量予以消除；如長時間或大幅度漲負(fù)荷時，因壓力指令變化前饋超調(diào)的煤量增多，易發(fā)生變負(fù)荷后期壓力突升、甚至超壓的問題，必須依靠壓力偏差回路等予以消除，如2個回路耦合不當(dāng)，易發(fā)生參數(shù)振蕩。

2.2.7 壓力超限和調(diào)頻動作前饋

針對在90%額定負(fù)荷工況以上額定主蒸汽壓力運(yùn)行階段，CFB鍋爐因蓄熱量大，易發(fā)生超壓問題，增設(shè)主蒸汽壓力>24.2 MPa，超馳減少一定煤量的超壓煤量前饋邏輯；同時，煤質(zhì)校正后基準(zhǔn)煤量、能量變化微分前饋、主蒸汽壓力偏差微分前饋等鍋爐前饋控制邏輯中因?qū)嶋H主蒸汽壓力超限也須要減少一定煤量，有較強(qiáng)的抑制鍋爐超限的邏輯。

為了響應(yīng)電網(wǎng)一次調(diào)頻的要求，快速實現(xiàn)調(diào)頻動作時鍋爐、汽輪機(jī)與負(fù)荷能量的平衡，增設(shè)依據(jù)調(diào)頻動作幅度，超馳增減煤量的邏輯。

2.3 給水控制

超臨界CFB機(jī)組的給水控制與超臨界煤粉機(jī)組有較大區(qū)別。對于常規(guī)超臨界煤粉機(jī)組水煤比是給水調(diào)節(jié)重要的參數(shù)依據(jù)，在不同的負(fù)荷階段基本確定煤與給水之間的匹配關(guān)系，即使在大幅度變負(fù)荷過程中也能基本擬合出煤量與給水指令的正確配合。但由于CFB鍋爐燃燒滯后性強(qiáng)、熱慣性大，且受實際燃燒煤質(zhì)波動更大及供熱抽汽的影響，實時給煤量不能及時準(zhǔn)確反映當(dāng)前鍋爐內(nèi)燃燒的強(qiáng)弱，煤與水的耦合性比超臨界煤粉鍋爐難度大。對此，利用校正煤焓回路設(shè)置合適的三階慣性時間確定基準(zhǔn)水量和中間點溫度修正水量兩部分互相結(jié)合補(bǔ)充并制約的方式進(jìn)行有效給水控制。

2.3.1 校正煤焓回路確定基準(zhǔn)水量

鍋爐主控輸出煤量指令除以煤質(zhì)校正系數(shù)，后設(shè)置水煤的基準(zhǔn)曲線F(x)，可實現(xiàn)克服煤質(zhì)波動或供熱抽汽的影響；結(jié)合鍋爐的實際汽水焓增與設(shè)計汽水焓增之比進(jìn)行修正，有利于鍋爐能量及控制中間點溫度和主蒸汽溫度。如鍋爐實際汽水焓增大于設(shè)計汽水焓增時，說明鍋爐工質(zhì)吸熱量較設(shè)計值偏大，易發(fā)生后期的中間點溫度、主蒸汽溫度升高，設(shè)置1.05～1.15的修正系數(shù)，增加給水流量予以冷卻；反之，如實際汽水焓增小于設(shè)計汽水焓增時，說明鍋爐工質(zhì)吸熱量偏小，須設(shè)置0.90～0.95的修正系數(shù)，減少給水流量予以冷卻。因該機(jī)組實際帶供熱，增加供熱投入后供熱抽汽流量對給水量的前饋量。

結(jié)合超臨界CFB鍋爐燃燒滯后的特點，汽輪機(jī)調(diào)節(jié)閥單閥/順閥工況調(diào)節(jié)特性不同時，利用給水增加協(xié)調(diào)負(fù)荷的相應(yīng)能量，及其在升/降負(fù)荷的不同階段，平衡鍋爐蓄熱便于汽水分離器的中間點參數(shù)(汽水分離器壓力、溫度)和主蒸汽參數(shù)控制等因素，給水流量指令設(shè)置不同的三階慣性時間，成功實現(xiàn)煤與水耦合控制。校正煤焓回路確定基準(zhǔn)水量邏輯框圖見圖4，依據(jù)負(fù)荷變化、汽輪機(jī)調(diào)節(jié)閥特性設(shè)置不同的三階慣性時間，以增加給水對于負(fù)荷、主蒸汽壓力的響應(yīng)能力。

圖4 校正煤焓回路確定基準(zhǔn)水量邏輯框圖

(1) 汽輪機(jī)調(diào)節(jié)閥單閥工況：升負(fù)荷時，每一階給水慣性22 s，加水相對較快，有利于跟蹤負(fù)荷率；降負(fù)荷時，每一階給水慣性25 s，略有增加，考慮鍋爐蓄熱的消耗，平衡過熱度、焓等控制。

(2) 汽輪機(jī)調(diào)節(jié)閥順閥工況，充分考慮調(diào)節(jié)閥重疊度對負(fù)荷響應(yīng)的影響：設(shè)置升負(fù)荷時，前30 s，每一階給水慣性22 s，后每一階給水慣性28 s；降負(fù)荷時，前30 s，每一階給水慣性20 s，后每一階給水慣性32 s。其中，升/降負(fù)荷前30 s，給水慣性時間相對短，便于初期協(xié)調(diào)負(fù)荷和主蒸汽壓力的跟蹤；后期慣性時間適當(dāng)增加，主要是考慮匹配燃燒效果表現(xiàn)，有利于控制汽水中間點溫度和主參數(shù)。同樣，降負(fù)荷后30 s給水慣性時間略有增加，也是考慮消解鍋爐蓄熱。

(3) 汽輪機(jī)調(diào)節(jié)閥順閥工況且額定負(fù)荷大于90%：降負(fù)荷時前30 s，給水慣性15 s，后32 s，前期實現(xiàn)快速減水，有利于高負(fù)荷工況下降負(fù)荷發(fā)生鍋爐超壓。

(4) 負(fù)荷平衡工況：每一階給水慣性24 s，能有效地保持主蒸汽壓力及中間點參數(shù)的穩(wěn)定性，達(dá)到動態(tài)平衡狀態(tài)。

2.3.2 中間點溫度控制

中間點溫度(過熱度)代表過熱器入口蒸汽初始參數(shù)，有利于負(fù)荷和汽溫的控制。超臨界CFB鍋爐因燃燒滯后性強(qiáng)、熱慣性大，中間點溫度控制必須利用給水調(diào)節(jié)；不同于超臨界煤粉爐可分別用煤量、給水量或者耦合關(guān)系進(jìn)行修正[3]。

考慮到實際鍋爐燃燒效果表現(xiàn)時間長，前期不會造成中間點溫度的快速變化，與各工況下煤焓回路確定基準(zhǔn)水量的耦合，設(shè)置合理的PID調(diào)節(jié)參數(shù)、單獨(dú)三階慣性回路及增設(shè)修正水量限幅，圖5為中間點溫度控制邏輯框圖。相比爐跟隨等模式，協(xié)調(diào)模式時中間點溫度控制器的調(diào)節(jié)參數(shù)相對弱，慣性時間長，有利于減少協(xié)調(diào)變負(fù)荷時對于基準(zhǔn)水量的影響(協(xié)調(diào)模式時，中間點溫度控制器比例帶為35%、積分時間為180 s、調(diào)節(jié)三階慣性時間為5 s；其他模式時，中間點溫度控制器比例帶為24%、積分時間為130 s、調(diào)節(jié)三階慣性時間為1 s)。

圖5 中間點溫度修正水量控制邏輯圖

協(xié)調(diào)升負(fù)荷初期，在實際過熱度下降狀態(tài)，中間點溫度控制器調(diào)節(jié)過快或參數(shù)過強(qiáng)時，雖然中間點溫度控制跟蹤效果相對較好，但是卻制約煤焓回路確定的基準(zhǔn)水量，相對在升負(fù)荷前期鍋爐給水量不足，造成機(jī)組前期欠壓狀態(tài)，負(fù)荷和壓力響應(yīng)能力低，進(jìn)而使前期煤量的超調(diào)量增加，并疊加前期基準(zhǔn)水量的不足等，易導(dǎo)致后期的過熱度、汽溫突升、主蒸汽壓力高等問題。具體參數(shù)設(shè)置應(yīng)結(jié)合實際協(xié)調(diào)變負(fù)荷過程中，主回路的給水曲線、過熱度及其汽壓響應(yīng)變化進(jìn)行綜合判斷。

為保證水冷壁安全和過熱度的控制，增加實際過熱度高于48 K時，過熱度設(shè)定值自動減少3 K，有利于防止水冷壁超溫，反之實際過熱度過低時，適當(dāng)增加過熱度設(shè)定值。

2.4 汽輪機(jī)主控

因CFB鍋爐燃燒滯后性強(qiáng)、熱慣性大，為響應(yīng)電網(wǎng)負(fù)荷的調(diào)節(jié)能力，以爐跟隨為主的直接能量平衡協(xié)調(diào)控制方式，充分發(fā)揮汽輪機(jī)調(diào)節(jié)閥的負(fù)荷響應(yīng)能力。協(xié)調(diào)模式汽輪機(jī)以調(diào)節(jié)負(fù)荷為主，并結(jié)合實際調(diào)節(jié)閥在單閥和順閥不同方式下閥門流量特性的不同，設(shè)置不同的PID參數(shù)，以加強(qiáng)對于負(fù)荷的影響能力。通過實際摸索設(shè)置：單閥方式下，比例帶為400%、積分時間為50 s；順閥方式下，比例帶為230%、積分時間為27 s。相對順閥方式下，因閥門重疊度改變和流量特性曲線相對平緩，PID調(diào)節(jié)參數(shù)設(shè)置較強(qiáng)。

為保證負(fù)荷變化過程中機(jī)、爐能量平衡關(guān)系不發(fā)生嚴(yán)重失調(diào)，在汽輪機(jī)控制負(fù)荷的基礎(chǔ)上，增加主蒸汽壓力偏差大拉回回路[4]，依據(jù)不同主蒸汽壓力偏差值設(shè)置汽輪機(jī)調(diào)節(jié)閥對負(fù)荷的作用大小。該回路設(shè)置必須考慮協(xié)調(diào)變負(fù)荷初期，防止出現(xiàn)抑制汽輪機(jī)調(diào)節(jié)閥對負(fù)荷的響應(yīng)量的問題，所以在變負(fù)荷初期增設(shè)一定的延時時間。

在高負(fù)荷(額定負(fù)荷率≥90%)工況下大幅度或持續(xù)減負(fù)荷時，因鍋爐熱慣性大且蓄熱難以消耗，易發(fā)生超壓問題，進(jìn)而針對性地在汽輪機(jī)主控內(nèi)設(shè)置：依據(jù)壓力超限值，直接作用汽輪機(jī)調(diào)節(jié)閥增加不同負(fù)荷的防止超壓超調(diào)邏輯。主蒸汽壓力偏差大拉回回路和防超壓邏輯見圖6。

圖6 主蒸汽壓力偏差大拉回回路和防超壓邏輯圖

3 控制實例

圖7是機(jī)組由50%～75%額定負(fù)荷(175～262 MW)的協(xié)調(diào)升負(fù)荷主要參數(shù)曲線，圖8是機(jī)組由75.0%～91.5%額定負(fù)荷(262～320 MW)的協(xié)調(diào)降負(fù)荷主要參數(shù)曲線，2次負(fù)荷變化速率均是4.5 MW/min(1.5%Pe)。實踐證明：以4.5 MW/min進(jìn)行協(xié)調(diào)變負(fù)荷擾動，負(fù)荷響應(yīng)時間小于60 s，負(fù)荷動態(tài)偏差小于±3%Pe，靜態(tài)偏差小于±1.5%Pe；主蒸汽壓力自動跟蹤效果較好，在高負(fù)荷運(yùn)行工況未出現(xiàn)超壓問題。依靠較大的鍋爐主控前饋量、煤水的精確耦合，以及充分發(fā)揮汽輪機(jī)調(diào)節(jié)閥的負(fù)荷響應(yīng)能力等，克服超臨界CFB燃燒響應(yīng)慢、熱慣性大的控制困難，實現(xiàn)燃燒、汽水與負(fù)荷的精確控制，協(xié)調(diào)的調(diào)節(jié)品質(zhì)較好，滿足機(jī)組自動控制及電網(wǎng)調(diào)峰要求。各溫度調(diào)節(jié)的主參數(shù)控制穩(wěn)定，中間點溫度動態(tài)偏差小于±7 K，靜態(tài)偏差小于±3 K；主蒸汽溫度動態(tài)偏差小于±8 K，靜態(tài)偏差小于±3 K；再熱蒸汽溫度動態(tài)偏差小于±10 K，靜態(tài)偏差小于±4 K；在保證負(fù)荷、汽壓跟蹤的前提下，汽溫控制穩(wěn)定，避免發(fā)生受熱面超溫的問題。

圖7 50%～75%額定負(fù)荷(175～262 MW)的協(xié)調(diào)升負(fù)荷主要參數(shù)曲線

圖8 75.0%～91.5%額定負(fù)荷(262～320 MW)的協(xié)調(diào)降負(fù)荷主要參數(shù)曲線

4 結(jié)語

設(shè)置合理的主蒸汽壓力曲線，在爐跟隨為主的協(xié)調(diào)模式下，充分發(fā)揮汽輪機(jī)調(diào)節(jié)閥的響應(yīng)能力；鍋爐主控前饋信號和動作量、煤水的耦合特性，以及汽輪機(jī)調(diào)節(jié)閥控制是超臨界CFB機(jī)組協(xié)調(diào)控制品質(zhì)的關(guān)鍵；各控制回路的耦合復(fù)雜、難點高，應(yīng)結(jié)合不同工況設(shè)置不同的PID調(diào)節(jié)參數(shù)、慣性時間，保證協(xié)調(diào)、子回路的調(diào)節(jié)品質(zhì)和跟蹤速率；且協(xié)調(diào)須充分考慮到超臨界CFB機(jī)組易發(fā)生超壓、超溫等風(fēng)險點。

考慮超臨界CFB鍋爐實際燃用煤質(zhì)波動大及燃燒滯后性大的特征，引入煤質(zhì)校正確定基準(zhǔn)煤量、校正煤焓回路確定基準(zhǔn)水量等控制策略，以增加負(fù)荷、煤、水、中間點溫度等參數(shù)耦合控制的準(zhǔn)確性；為了避免高負(fù)荷工況出現(xiàn)超壓問題，鍋爐主控、汽輪機(jī)主控等多個方面增設(shè)防超壓邏輯；為了保證負(fù)荷變化過程中機(jī)、爐能量平衡關(guān)系不發(fā)生嚴(yán)重失調(diào)，汽輪機(jī)主控內(nèi)增設(shè)主蒸汽壓力偏差大拉回回路等控制策略或邏輯。這均有很強(qiáng)的實際操作意義，可為同類型機(jī)組提供參考。