超临界350MW循环流化床机组模拟量控制系统及AGC优化
随着电力市场化进程的加快、新能源项目装机容量的不断增长以及区外远距离供电量不断增长，火力发电机组变负荷能力及调峰压力不断加大，这对机组模拟量控制提出了更高的要求。目前循环流化床（CFB）机组协调控制仍采用常规比例积分微分（PID）+解耦控制的方法。由于大型CFB机组存在较常规燃煤锅炉更大的热惯性以及参数间更强烈的耦合关系，自动发电控制（AGC）功能很难投入运行，难以满足电网要求。目前，国内已投产超临界350MW及以上CFB机组已超过30台，机组协调控制系统多采用常规PID控制。在机组负荷指令快速变化时，会出现主蒸汽压力、中间点过热度、给水流量的大幅波动，导致机组负荷变化率较低，一般低于1%Pe/min。
安徽钱营孜发电有限公司2号机组锅炉采用上海锅炉厂有限公司生产的一次中间再热、平衡通风、全钢构架结构、不带外置床循环、非双支腿型结构CFB锅炉，采用半露天布置、燃煤、固态排渣、前墙给煤，受热面采用全悬吊方式，锅炉整体呈左右对称布置，型号为SG-1163/25.4-M4607。采用汽冷式旋风分离器进行气固分离。
汽轮机采用上海汽轮机厂有限公司生产的超临界350MW、一次中间再热、凝汽式汽轮机；单元机组分散控制系统（DCS）采用艾默生过程管理有限公司的OVATIONDCS。机组基建调试后，燃烧用煤发生了变化，原有的模拟量控制系统参数及策略不能满足机组运行的要求，亟需对原有的控制系统进行优化，在保证机组主要参数平稳的情况下，提高机组自身的调峰能力。
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存在问题
2号机组模拟量控制系统优化前，机组负荷变化率设置一般设定为1~2MW/min，不能满足电网要求。稳态工况，主蒸汽压力偏差高于±3.1MPa且主蒸汽压力控制收敛较慢，低负荷段主蒸汽温度较额定值低11℃以上；变负荷工况，给水自动跟踪差，主蒸汽压力偏差高于±3.8MPa，主蒸汽温度偏差高于20℃；负荷变化率稍微提高，在连续降负荷过程中间点过热度偏高，中间点过热度高于65℃，出现屏式过热器出口温度超温现象。在高负荷段，由于煤泥的投入，机组主要参数变化更为剧烈，主蒸汽压力存在严重超压问题，影响机组安全稳定运行。稳态、变负荷工况下机组主要参数变化如图1和图2所示。
另外，2号机组一次风机变频控制一次风量，二次风机变频控制二次风量，氧量不参与风量调节，且一次风机、二次风机控制无法投入自动，大大增加了运行人员工作强度，对机组运行的安全性与可靠性影响极大。
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优化策略
对2号机组存在问题进行分析，形成解决方案，最终使机组主要参数满足机组安全稳定运行，且满足电网要求。优化策略涵盖以下方面：
1）修改原一次风、二次风控制策略，进而保证一次风、二次风、氧量控制可投入自动控制；
2）稳定工况下，对锅炉主控调节参数进行重新整定；
3）在变负荷过程中，增加变负荷前馈逻辑，分别作用至给煤控制、一次风量控制、总风量控制、给水控制及汽温控制系统；
4）对一次风量设定曲线、总风量设定曲线、氧量设定曲线、给水设定曲线、中间点过热设定曲线进行修改，动态协同控制进入炉膛的燃料量、给水流量和总风量。
.1 锅炉主控优化
针对稳态工况下主蒸汽压力收敛慢问题，对锅炉主控调节参数进行整定。锅炉主控调节参数由固定参数修改为动静分离参数，即稳态、变负荷工况采用不同的参数，同时调节参数采用变参数，PID参数设定为机组负荷指令的函数，以增强锅炉主控调节的灵活性。
针对变负荷工况下主蒸汽压力跟踪慢问题，增加锅炉主控调节器前馈回路，前馈回路在原负荷-煤量函数前馈基础上，增加变负荷前馈回路、主蒸汽压力设定值微分前馈、主蒸汽压力偏差微分环节以及主蒸汽压力高减煤回路，保证主蒸汽压力的快速响应。
.2 变负荷前馈
原机组控制系统没有设计变负荷前馈逻辑，机组变负荷过程，煤量增减完全通过锅炉主控PID调节器中PID运算完成。PID运算过程没有前馈回路调节快，结果必然导致升负荷过程主蒸汽压力超压及降负荷过程主蒸汽压力过低问题。为缓解变负荷过程锅炉主蒸汽压力跟踪问题，设计变负荷前馈逻辑。该变负荷前馈量主要由机组负荷指令变化率形成，同时根据不同的负荷段、升降负荷、主蒸汽压力偏差以及主蒸汽压力偏差变化率进行修正，从而自动计算出不同工况下变负荷前馈值。以升负荷为例，该值在升负荷过程中叠加基准煤量，快速补充升负荷过程中锅炉蓄热，最终达到主蒸汽压力快速跟踪的目的。
同时，变负荷前馈分别还送至给水、一次风、二次风、减温水、烟气挡板等控制回路，保证变负荷过程中合适的水煤比、风煤比，提高机组变负荷响应能力及变负荷过程参数的稳定。
.3 中间点过热度曲线优化
原中间点过热度由运行人员手动设定，当机组变负荷时，运行人员需要不停修改过热度设定值，以使主蒸汽温度达到额定值。当机组由高负荷往中低负荷运行时，经常由于运行人员未能及时调整过热度设定值，造成主蒸汽温度达不到额定值，导致汽轮机效率偏低。根据机组运行历史曲线，将中间点过热度设定值由运行人员手动设定修改为机组负荷指令的函数，低负荷逐渐提高过热度设定值，保证低负荷主蒸汽温度尽可能提高，同时设计有运行人员手动偏置功能，增加中间点过热度控制的灵活性。中间点过热度设定曲线如图3所示。
由图3可以看出：在低负荷时，机组过热度设置偏高，达56℃；高负荷过热度设定逐渐降低，与常规机组相反。由机组运行曲线可知：低负荷过热度较高时，主蒸汽温度才能达到额定值，且不存在壁温超温问题；高负荷过热度设定在正常水平，从而保证主蒸汽温度也在额定值。由此可见，中间点过热度设定曲线合适。
.4 给水控制优化
2号机组中间点过热度设定值修改为机组负荷指令的函数后，同时对给水控制其他调节参数进行整定，解决了给水跟踪慢的问题。逐渐提高机组负荷变化率至5.25MW/min，在连续降负荷过程中，发现中间点过热度在中低负荷段最高可达到66℃，导致屏式过热器出口温度出现超温现象。首先考虑水煤比在变负荷过程与稳态不同，通过调整给水变负荷前馈系数，中间点过热度在连续降负荷过程中过高现象未得到缓解。
对中间点过热度控制及给水控制曲线进行分析，可以看到：在降负荷过程中，中间点过热度调节器输出增大100t/h左右，存在反调现象；在机组升负荷过程中，现象与此相反，中间点过热度调节器输出相应会减小100t/h左右。由此可知，水煤比函数在中低负荷段设置不合理。因此将低负荷段给水设定值适当提高，高负荷给水设定值适当降低。修改后，在变负荷过程中，变负荷前馈燃料量的变化与给水流量的变化相匹配，从而在动态过程中很好地消除了中间点过热度的偏差，中间点温度变化平稳。优化前后机组给水设定曲线如图4所示。
优化后机组运行主要参数变化如图5所示。由图5可以看出，在连续降负荷过程中，过热度设定值与实际值最大偏差低于5℃，且不存在屏式过热器出口温度超温问题。
.5 风烟系统自动逻辑优化
针对2号机组原风量调节系统存在的问题，本文将一次风量设定值修改为根据锅炉主控指令经函数发生器给出，以确保燃料的充分流化及燃料对机组负荷指令的响应速度。优化后一次风量设定曲线如图6所示。
针对氧量控制不参与调节情况，现增加氧量校正操作站，由机组负荷指令经函数发生器给出该负荷下烟气含氧量的基本设定值，运行人员可根据机组的实际运行工况在上述基本设定值基础上手动进行偏置。经各自选择后的A、B侧烟气含氧量信号取平均值作为氧量校正操作站自动调节系统使用的烟气含氧量信号。优化后的烟气含氧量设定曲线如图7所示。
二次风机变频控制修改为带氧量校正的串级控制，同时二次风控制由控制二次风量修改为控制总风量。氧量校正操作站的输出经函数发生器后，对锅炉主控经函数发生器来的总风量指令进行校正。校正后的总风量指令和最小风量信号大选后作为总风量设定值。二次风机控制根据总风量和总风量设定值的偏差给出2台二次风机变频器的控制指令；同时设计有总风量设定值与总燃料量信号之间的交叉限制，以确保锅炉的富氧燃烧。优化后总风量设定曲线如图8所示。
.6 燃料控制优化
2号机组以安徽钱营孜煤矿的原煤、矸石及煤泥的混合物为主要燃料，燃烧采取比例掺烧的方式。由于矿区煤泥产量巨大、价格低廉、市场销售困难，若采用煤泥入炉燃烧，可实现废弃物资源化、无害化处置，对实现企业经济效益和环保效益具有重要的意义。该机组采取中高负荷段进行煤泥掺烧，煤泥掺烧系统采用管道输送至炉顶，从炉顶4个喷射口喷入炉膛，煤泥输送系统为每台锅炉配置2仓4泵4条管路。
由于煤泥发热量变化很大，同时煤泥对应的燃料量无法通过传感器直接测量，只能通过正压给料机的频率估算入炉的燃料量。同时由于协调控制系统中的燃料控制，实际燃料量由煤泥量和所有给煤及给煤量累计而成。因此，一旦煤泥系统投入运行，势必对机组协调控制系统、主要参数及稳定运行造成影响。
对此，在运行人员操作画面设置煤泥累积量修正系数修正，方便运行人员手动调整煤泥量计入燃料控制系统的总燃料量，增强运行灵活性。同时，增加燃料自动校正（BTU）回路。中高负荷段，随着煤泥量投入的增加，适当加快燃料自动校正回路的调节速度，保证机组各项参数快速稳定。
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优化效果
2号机组的模拟量控制系统经过控制策略修改、控制参数调整及控制曲线优化后，可大大缓解机组运行不稳定现象。优化后2号机组稳定负荷工况及AGC工况下机组主要参数变化分别如图9和图10所示。
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结论
1）2号机组模拟量控制系统通过优化，在变负荷过程中，增加变负荷前馈，加快燃料、给水、一次风量、二次风量的响应的速度，进而提高了主蒸汽压力的跟踪速度；通过修改中间点温度控制策略，对给水设定曲线进行调整，同时，通过对机组一次风、二次风控制策略进行重新设计，使氧量、一次风及二次风控制投入自动，大大提高了机组自动化水平及运行稳定性。
2）2号机组经过模拟量控制系统优化，稳定负荷工况下，机组各项参数保持稳定；AGC模式下，机组实际负荷指令在140~350MW之间不断变化，实际负荷变化率可达5.25MW/min；机组主要运行参数的调节品质显著提升。
3）2号机组经过模拟量控制系统优化，解决了稳态工况下主蒸汽压力收敛慢以及变负荷过程机组主要参数波动大、主蒸汽压力严重超压等问题，提高了机组变负荷能力，使模拟量控制系统完全能够满足机组安全稳定运行的要求，同时满足电网考核要求。
文献信息
沈乾坤,吴恒运,杨涛,黄彪,沈振宏,岳晓光.超临界350 MW循环流化床机组模拟量控制系统及AGC优化[J].热力发电,2020,49(05):126-131.
来源：循环流化床发电