李 根 ，畢德忠 ，張詞赟，馬 莉，王洪凱

(1．遼寧東科電力有限公司，遼寧 沈陽 110179; 2．撫順礦業(yè)中機熱電有限責任公司，遼寧 撫順 113001)

循環(huán)流化床(Circulating Fluidized Bed，CFB)燃燒技術是潔凈煤技術中最具商業(yè)化潛力、污染排放控制成本最低的技術之一[1-2]，同時，CFB燃燒技術煤種適應性強，是消納大量煤矸石、煤泥的最有效手段[3]。隨著循環(huán)流化床技術不斷發(fā)展，大容量、高參數(shù)循環(huán)流化床鍋爐成為節(jié)能降耗的主要技術之一。但在實際運行生產(chǎn)中，循環(huán)流化床鍋爐自身的熱慣性及遲滯性較大，變量多且耦合性強[4]，因其煤種適應性強，燃煤熱值經(jīng)常出現(xiàn)大幅波動，造成鍋爐燃燒系統(tǒng)的時變性較為頻繁，而機組參數(shù)又因鍋爐特性存在慢時變性與大慣性，給機組的協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)造成嚴重影響[5]。

隨著電力系統(tǒng)自動化水平的不斷提高，電網(wǎng)對大型火力發(fā)電機組的自動發(fā)電控制(Automatic Generation Control，AGC)負荷響應能力的要求也越來越嚴格，按照《東北區(qū)域發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理實施細則》以及《東北區(qū)域并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務管理實施細則》，循環(huán)流化床機組AGC調(diào)節(jié)速率應每分鐘不小于0.8%機組額定容量[6-7]，這對循環(huán)流化床機組的協(xié)調(diào)控制水平提出了更高要求。

撫順礦業(yè)中機熱電有限責任公司300 MW亞臨界循環(huán)流化床機組自投產(chǎn)以來，其AGC控制效果并不理想，機組實際負荷變化率不足1 MW/min，AGC運行性能指標不能滿足電網(wǎng)考核要求，機組運行的穩(wěn)定性與經(jīng)濟性均受到嚴重影響。為提高機組AGC功能的響應能力，對其原有協(xié)調(diào)控制策略進行調(diào)整、控制邏輯進行優(yōu)化，通過實際運行考驗，有效提升了機組的變負荷能力，為循環(huán)流化床機組AGC控制系統(tǒng)的優(yōu)化提供了借鑒經(jīng)驗。

1 AGC控制邏輯梳理

循環(huán)流化床機組因其鍋爐的特性影響，鍋爐側(cè)的變負荷能力遠遠滯后于汽機側(cè)，因此針對協(xié)調(diào)AGC控制系統(tǒng)的優(yōu)化重點，對鍋爐控制系統(tǒng)的策略優(yōu)化和參數(shù)進行調(diào)整。

通過對控制邏輯梳理發(fā)現(xiàn)，鍋爐主控邏輯存在4點需要優(yōu)化。

a.鍋爐主控PI參數(shù)設置不佳。原有邏輯采用變參數(shù)控制策略，比例帶、積分時間根據(jù)主汽壓力偏差進行折算。當機組變負荷時，鍋爐前饋作用能夠有效補充變負荷所需的燃料變化，但由于汽機、鍋爐響應速度的差異，勢必造成主汽壓力的響應滯后。這就要求鍋爐主控的閉環(huán)控制環(huán)節(jié)需預留一定的緩沖時間用于消化鍋爐燃燒滯后所帶來的主汽壓力響應遲延的問題，以防止充分燃燒后造成的主汽壓力超調(diào)。

b.機組負荷指令前饋環(huán)節(jié)的負荷-煤量折算曲線擬合度較差。原折線函數(shù)參考機組168 h試運行期間的煤質(zhì)進行折算，而機組投產(chǎn)運行后，其煤質(zhì)較理論煤質(zhì)存在偏差，因此導致現(xiàn)有功煤曲線存在失真。因此需對原有的功煤曲線進行調(diào)整，以提高前饋作用的響應精度。

c.機組負荷指令前饋環(huán)節(jié)的負荷信號選取存在問題。負荷指令前饋環(huán)節(jié)的負荷信號選取“疊加一次調(diào)頻后實際負荷指令”信號。此信號的選擇存在2點問題：一是選擇的實際負荷指令信號是速率后信號，這導致鍋爐主控的給煤前饋作用更為滯后，不能實現(xiàn)前期的快速給煤；二是此前饋信號的選擇不應疊加一次調(diào)頻指令，因為一次調(diào)頻的原理是利用機組蓄熱來實現(xiàn)對電網(wǎng)頻率的補償[8]，而疊加一次調(diào)頻指令用于鍋爐主控，無益于一次調(diào)頻的響應，不利于機組的穩(wěn)定控制。

d.原有控制邏輯并未設計超壓保護回路?？紤]到循環(huán)流化床鍋爐主汽壓力控制的滯后性，增設超壓保護回路有利于提高機組運行的安全性，能夠為協(xié)調(diào)AGC控制系統(tǒng)的穩(wěn)定運行提供有效保障。

2 AGC控制策略優(yōu)化

AGC控制策略優(yōu)化主要針對上述內(nèi)容展開，重點處理鍋爐側(cè)燃燒滯后的問題。通過調(diào)整機組PI變參數(shù)策略、修正協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)的功煤曲線、優(yōu)化鍋爐主控的前饋來改善機組燃料響應的速度與精度；通過增設超壓保護回路、調(diào)整壓力拉回函數(shù)的作用強度來提升機組運行的安全性。

2.1 鍋爐主控PI變參數(shù)邏輯優(yōu)化

原鍋爐主控PI參數(shù)雖已采用變參數(shù)策略，但比例帶與積分時間為全時段主蒸汽壓力偏差信號的函數(shù)，并未設置前饋調(diào)整緩沖區(qū)。因此需對PI變參數(shù)邏輯進行優(yōu)化：在變負荷初期，弱化調(diào)節(jié)作用以等待前饋作用的響應。當前饋作用充分響應后，再通過比例積分作用消除穩(wěn)態(tài)偏差[9]。

2.2 功煤曲線優(yōu)化

根據(jù)表1可知，原功煤前饋折線函數(shù)設計較為簡單，折點較少且并未針對常態(tài)負荷段進行重點優(yōu)化。

通過對機組歷史曲線的采集與整理，并結(jié)合運行專業(yè)的經(jīng)驗與建議，對原功煤曲線進行優(yōu)化調(diào)整，細化了功煤曲線的負荷區(qū)間、優(yōu)化了功煤曲線的折點數(shù)值，使功煤曲線的擬合度得到提高。優(yōu)化后功煤曲線數(shù)值見表2。

表2 機組優(yōu)化后功煤曲線參數(shù)

2.3 機組負荷指令前饋優(yōu)化

對于大型循環(huán)流化床鍋爐，燃料穩(wěn)態(tài)熱能的釋放具有大滯后的缺陷，燃煤從進入爐膛到全部能量釋放需要約10 min[10]，是制約協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)響應速度的主要因素。

原負荷指令前饋環(huán)節(jié)并不能滿足燃料響應的快速性，一次調(diào)頻負荷增量的疊加又帶來了擾動因素。因此需要對負荷指令前饋部分的策略進行調(diào)整，邏輯進行優(yōu)化，以提高前饋作用的響應速度，并排除內(nèi)部擾動。

本次優(yōu)化重點進行2處調(diào)整：一是將負荷指令信號改為限幅后但未經(jīng)速率限制的目標負荷信號，此信號不疊加一次調(diào)頻負荷增量部分；二是在負荷發(fā)生變化前30 s內(nèi)，實現(xiàn)90%理論燃料調(diào)整量的迅速改變，以實現(xiàn)燃料量的快速響應。優(yōu)化后的功煤前饋作用效果如圖1所示。

2.4 超壓保護回路優(yōu)化

對原有壓力拉回函數(shù)進行調(diào)整，閉鎖一次調(diào)頻動作時的壓力拉回作用，優(yōu)化壓力拉回參數(shù)。增加超壓保護回路，當主汽壓力達到一定值且主汽壓力變化率超速時，禁止減少機組負荷，迫降機組主汽壓力設定值，以確保機組的安全運行。

3 AGC優(yōu)化效果分析

3.1 優(yōu)化前AGC效果

優(yōu)化前，機組負荷變化率設置為1 MW/min，因燃料量的變化為機組負荷指令的函數(shù)，所以燃料的變化較為緩慢。又由于原有功煤曲線設置不合理，導致實際煤量的變化遠達不到變負荷的煤量需求，因此導致鍋爐熱負荷的變化不足以匹配機組的變負荷需求。最終導致AGC功能控制效果不佳，主汽壓力波動較大，對機組的安全穩(wěn)定運行帶來風險。

3.2 優(yōu)化后AGC效果

經(jīng)優(yōu)化，煤量及時調(diào)整，變負荷期間鍋爐主控響應速度明顯加快，機組AGC變負荷能力得到顯著提升。

圖2為機組優(yōu)化后連續(xù)降125 MW負荷曲線。機組負荷變化率設置為2.5 MW/min，機組AGC指令由280.00 MW逐步降至155.62 MW，機組實際負荷由280.88 MW降至156.04 MW，變負荷期間實際負荷變化率為2.35 MW/min，期間實際燃料量由176.17 t/h降至87.32 t/h，實際減少88.85 t/h。

圖3為機組優(yōu)化后升50 MW負荷曲線。機組負荷變化率設置為2.5 MW/min，機組AGC指令由173.58 MW升至221.00 MW，19 min17 s后機組實際負荷由174.16 MW升至220.61 MW，實際負荷變化率為2.41 MW/min，期間實際燃料量由123.33 t/h升至155.50 t/h，實際增加32.17 t/h。

由圖2、圖3優(yōu)化后的變負荷曲線可知：機組負荷變化率由原有1 MW/min升至2.5 MW/min，實際負荷變化率由原來不足0.9 MW/min升至2.4 MW/min，實際負荷變化率提升達267%。

3.3 存在問題

經(jīng)本次優(yōu)化后，機組AGC負荷調(diào)整速率得到明顯提升，機組主汽壓力控制品質(zhì)得到一定改善。但尚存在一些問題需進一步改善：一是在機組實際運行中存在機組出力還沒完成本次調(diào)節(jié)指令要求，而AGC負荷指令卻開始要求反調(diào)，導致鍋爐燃料雖已響應，但因循環(huán)流化床鍋爐的慢時變性與大慣性，導致燃燒系統(tǒng)尚未完全響應，負荷指令的反調(diào)會加劇機組主汽壓力的波動，造成主汽壓力的飛升或機組出力的長滯后；二是煤質(zhì)波動對機組AGC控制系統(tǒng)造成的負面影響。煤質(zhì)波動增加了系統(tǒng)的內(nèi)擾，對機組穩(wěn)態(tài)時的穩(wěn)定性與變負荷的快速性均造成了一定影響。這些問題是制約機組AGC控制品質(zhì)的重要因素，通過超壓保護回路、煤質(zhì)校正環(huán)節(jié)能夠起到抑制作用，但尚需進一步確定更有效的改進方案。

4 結(jié)束語

循環(huán)流化床鍋爐是電廠生產(chǎn)中的重要設備，由于其高效、節(jié)能、污染低的優(yōu)點，近些年發(fā)展應用較快[11]。但因循環(huán)流化床鍋爐自身特性的原因，常規(guī)AGC控制策略使用效果并不理想。

本次優(yōu)化針對循環(huán)流化床鍋爐燃燒遲滯性較大的問題，重點對鍋爐主控進行修改，對PID策略進行優(yōu)化，對給煤前饋進行調(diào)整，對主汽壓力給予保護。調(diào)整優(yōu)化后有效改善了AGC控制效果，提升了AGC控制品質(zhì)，減輕了運行人員的勞動強度，增加了單元機組的經(jīng)濟效益，可為循環(huán)流化床機組的AGC控制提供一定參考。