330MW循环流化床机组CCS控制系统分析与应用

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摘 要：结合内蒙古京海煤矸石发电有限责任公司已经投运的#1、#2CFB机组,分析机炉协调控制系统的控制结构, 介绍相关的控制策略和逻辑关系,并针对CFB 锅炉的大迟延、高阶惯性的控制难点介绍协调回路下的一次调频功能、汽机侧的压力偏差回拉功率回路,以及间接能量平衡加燃料前馈的控制策略。现场实验结果表明，所设计的控制逻辑工作是有效的，协调系统控制效果比较理想。

关键词： CFB 锅炉；CCS；间接能量平衡；前馈

中图分类号： TP273 文献标识码：A

1 引 言

火电单元机组CCS ( 协调控制系统)在机组运行过程中 ,自动调节系统持续不断地对主要运行参数进行调节,克服内部和外部各种扰动,维持各项运行参数在规定的范围内,CCS系统的投入对机组的安全经济运行有着重要的意义。概括地说，CCS系统就是把锅炉及汽机作为一个整体进行控制时所用的系统［1］。其复杂性主要体现在:多变量的强耦合、多目标相关联、非线性、时变及锅炉侧存在很大的迟延等，锅炉从改变燃料量,送风量和给水量到主蒸汽流量和主蒸汽压力的惯性很大，而汽轮机从控制汽阀开度改变到汽轮发电机实发功率改变的惯性小，这就要求根据汽轮机、锅炉动态特性上的差异组织一个协调控制系统,将汽轮机、锅炉从控制上联系起来成为一个整体对象,最大限度地发挥机组的蓄热能力,满足电网供电要求。同时CFB锅炉比普通煤粉锅炉具有更多的输入、输出变量,耦合关系也更为复杂,其自动控制系统尤其是协调控制系统设计不成熟,投运一直是个难题［2］。随着电网容量的扩大以及对电力工业自动化水平和电能质量要求的提高,对电力系统AGC(自动发电控制)的要求日益迫切。圆满解决AGC问题的基础在于单元机组协调控制的投入,这也使得CFB锅炉协调控制系统的研究势在┍匦小

内蒙古京海电厂#1、2机组为330 MW循环流化床机组，锅炉是由东方锅炉股份有限公司制造的亚临界压力一次中间再热自然循环汽包炉［3］。最大连续蒸发量为1177 t/h，额定蒸汽压力为17.5 Mpa，额定蒸汽温度为540 ℃，再热蒸汽温度为540 ℃。汽轮机采用东方汽轮机厂生产的330mw亚临界、中间再热、两缸两排汽、直接空冷凝汽式汽轮机(全电调)。DCS采用上海美卓自动化公司提供MaxDNA控制系统。

2 协调控制系统的运行方式

协调控制系统根据负荷运算可以分为以下几种方式。

2.1 手动控制方式

锅炉主控在手动，汽机主控在就地，由DEH(数字电液调节)控制。锅炉及汽机负荷由操作员给定，功率控制回路和主汽压力控制回路都被切除。这种方式用于机组的启动、停止。

2.2 锅炉跟随控制方式

当锅炉运行正常、汽机部分工作异常时，机组功率受到限制，通过画面选择或自动切换到锅炉跟随控制方式。此时汽机侧调负荷，锅炉侧调压力。

1) 当汽机主控手动时，机侧的压力调节器和功率调节器处于跟踪状态，炉侧的压力调节器投入自动状态。负荷指令跟踪实发功率，机组负荷由DEH控制。

2) 当汽机主控自动时，机前压力由炉侧的压力调节器自动调节，机组负荷由汽机调功回路通过DEH控制，机组负荷最大值由汽机承受最大负荷的能力决定。

2.3 汽轮机跟随控制方式

当汽机运行正常、锅炉部分工作异常时，机组功率受到限制，通过画面选择或自动切换到汽轮机跟随方式。此时机侧调压力，炉侧调负荷。

1) 当锅炉主控手动时，机前压力由汽机压力调节器自动调节，维持机组定压运行，机组负荷由锅炉主控手动调节，机侧功率调节器和炉侧的压力调节器处于跟踪状态。

2) 当锅炉主控自动时，机前压力由汽机压力调节器自动调节来维持，机组负荷由锅炉功率调节回路通过自动调整锅炉燃烧来控制，机组负荷最大值由锅炉能带最大负荷的能力决定。2.4 机炉协调控制方式

机组负荷信号由机组值班员指令、中心调度所指令和电网频差信号组成。机组功率运算回路将负荷要求转换为机组可能接受的功率指令。这个指令能否被接受，取决于机组允许的负荷能力，若负荷要求在机组所能承担的允许范围内，则可按负荷要求发出机组功率指令，否则将以机组允许负荷能力作为机组功率指令。

计算技术与自动化2011年9月

第30卷第3期宋继业等：330MW循环流化床机组ccs控制系统分析与应用

采用该方式时，锅炉、汽机的各自动调节系统都应投入运行，机组功率指令分别送往锅炉、汽机两个主控制器，整个机组处于协调控制状态。可分为以汽机跟随为基础的协调控制和以锅炉跟随为基础的协调控制。京海电厂协调控制系统采用的是以锅炉跟随为基础的协调控制。

3 协调控制系统的功能组成

3.1 负荷指令形成回路

机组的目标负荷可由运行人员设定,或接收电网调度系统(ADS)发来的中调指令,同时配合相应的频差信号校正。与协调控制系统相关的过程参数(如机前压力、实发功率、燃料量、给水量、一次风压等)的调节品质与机组的负荷变化率及变化幅度有关。当某些参数偏差过大时，需要通过闭锁增/减或迫升/降等措施，限制实际负荷指令的变化，或迫使负荷指令向相反的方向动作，从而避免机组调节品质的进一步恶化。

在负荷指令的处理过程中，当多种出力限制情况同时发生的时候，要根据事件的迫切程度，按照一定的优先级，对负荷指令的幅值限制及变化速率限制进行快速修正，确保机组负荷向正确的方向变化。ADS输入指令经负荷限幅和速率限制后，送入机组主控M/A。

负荷控制指令的形成见图1。其中，频率校正信号加在经速率限制后的功率指令上后作为机组负荷设定值输入到PID调节器的SP端。采用这种方法的优点: 频率或转速的偏差与机组功率指令的变化成一定线性关系。在机组运行的任何情况下,一定的频率(或转速)偏差理论上产生同样幅度、速率的负荷变化, 有利于二次调频功能的计算及运行。同时避免了，当机组正在处于变负荷阶段时,同方向(加负荷过程中频率偏低或者减负荷过程中频率偏高)的一次调频功能就被禁止了。

同时应注意，作为设定值的校正信号使得一次调频功能必须在CCS系统的PID回路投入的情况下才能起作用。并且由于经过调节器，一次调频功能的响应时间会受到功率调节器的参数限制。

3.2 汽机主控回路

在锅炉跟随为基础的协调控制方式下，为了更好的投入协调控制设计了“压力偏差回拉功率”回路，将炉侧机前压力偏差通过一死区非线性模块负向加到汽机功率指令回路中。运算回路见图2,目的是使汽机在锅炉压力允许的范围内利用锅炉的蓄热。

汽机主控指令的形成见图3.为克服机前压力波动过大的不足,增加了死区非线性环节。汽机调节阀的开度是根据功率偏差的大小而改变的,增加负荷时功率设定值大于机组实际功率, 汽机调节阀开度增加, 而汽机调节阀的变化会引起机前压力的下降, 从而使压力设定与实际压力偏差增大。压力偏差信号通过一死区非线性环节负向加到汽机功率指令回路中作为补偿。如果压力偏差在死区范围以内,则不对输出进行校正, 以使实际功率尽快响应功率设定值。如果压力偏差大到越出死区范围,输出补偿将起作用,限制汽轮机调节阀的进一步增大, 也就是限制过量利用锅炉蓄热,以维持机前压力的稳定。补偿信号补偿了锅炉侧, 起到了防止汽机调门过开、稳定机前压力的作用。但同时这也会在一定程度上影响机组的负荷响应速度。为此, 在对汽机功率调节器的输出进行系数修正后又加了负荷参考, 从而提高了机组在变负荷条件下对负荷的响应能力。

3.3 锅炉主控回路

保持运行参数稳定是保证发电机组运行安全性和经济性的基础措施，采用能量平衡方法是设计控制熊的主要途径，而其实现方案可以在保持两两平衡的基础上辅以校正信号或者渐衰信号［4］。

对于普通煤粉炉来说,以锅炉跟随为基础的直接能量平衡协调控制系统在快速适应负荷要求以及克服系统内部扰动方面都有比较大的优势,是目前诸多协调方案中比较好的一种［5］。但是由于循环流化床机组的特点，在运行实践中却发现“热量信号”并不比主汽压力的变化快多少，所以调节效果同采用压力调节器没有本质区别［6］，故采用间接能量平衡加前馈的控制策略。

主汽压力自动调节系统( 如图4所示)由主调节器、副调节器和A/M (自动/手动)操作站组成。主调节器采用变参数PID，负荷目标实际负荷的偏差经过不同的函数发生器分别作为主调节器的比例系数和积分时间，这样的设置有利于稳定性和快速性的动态平衡。其中，主调节器接受锅炉出口主蒸汽压力信号作为测量值,根据运行人员给出的主蒸汽压力设定值,计算出锅炉所需的煤量值的一部分。给煤量的另一部分为锅炉跟随协调前馈信号，其中包括三部分：①功率给定值的比例信号，比例项使锅炉给煤量指令与负荷要求相适应；②功率给定值的微分信号，微分作用在动态过程中加强给煤量指令，以补偿机炉对负荷的响应速度的差异；③压力的实际给定值随功率的变化，当压力的给定值改变时，通过微分作用动态的提前改变给煤量。这三部分前馈信号的功能就是实现给煤量前馈，含义是不等机主控的设定和实际负荷偏差引起的锅炉侧的能量需求发生变法时，预先加煤，有效的克服了CFB锅炉侧的惯性和延迟，提高了机组负荷的响应速率。

副调节器作为给煤量调节器,用于保证进入炉膛的给煤量满足主调节器计算出的煤量值,并及时消除煤量扰动对主汽压力的影响。它以锅炉总燃料量为测量值,以主调节器的输出为煤量设定值,计算并向给煤机变频器发出转速调节指令。切锅炉主控为手动时,M/A站跟踪给煤机指令平均值,副调节器跟踪M/A 站输出,主调节器跟踪总燃料量,以便达到无扰切换的目的。

4 协调系统投入试验

4.1 控制方式

在机组带不同负荷下试投各种控制方式，顺序为汽轮机跟踪、锅炉跟踪、机炉协调，调整控制参数，使控制系统能在稳定负荷下满意地运行。小幅改变负荷和主蒸汽压力定值，观察控制过程曲线，调整控制参数，使控制系统能兼顾稳定负荷和变动负荷。

4.2 负荷变动试验

京海电厂机组投入协调和接受AGC指令的负荷变动趋势图如图5所示。由变负荷曲线可看出, 主汽压力在全程中的表现较好，最大压力波动为±0.46 Mpa。而且总燃料量能较好地跟随负荷的变化而变化，这主要得益于协调控制中的前馈控制，尤其是给煤量前馈的加入比较符合CFB锅炉的热力特性。

在此过程中升负荷的最大负荷变动值为79 MW，从图5中可以看出负荷设定指令从211 MW经过29分钟时间上升到290 MW，平均升负荷速率为3.2 MW/min。在负荷设定值的微分作用在AGC指令变化的初期开始起作用，并一直伴随负荷设定值跟随AGC指令的整个过程。在升负荷的过程中因为主汽压力设定值的变化引起总燃料量变化的过程在图中也有体现。当升负荷结束时，因为主汽压力设定值变化，所以此时只有主汽压力的前馈信号。

从运行数据和过程分析看，机组协调的稳态特性和扰动性能较好，达到了热工监督规程的技术规范要求。机组自动化控制达到了较高的水平, 对机组的经济稳定有着重要的意义，为AGC功能的投入创造了有利的条件。

5 结 论

1) 频差校正信号直接加在经速率限制后的功率指令上，使机组在稳定和变负荷工况下的一次调频功能都可以起作用。

2)压力偏差回拉功率回路的设计克服了机前压力波动过大的不足,防止过度的利用锅炉的需┤攘俊

3) 直接能量平衡控制策略从物理意义的角度出发，找到了机炉能量的平衡点，在实验充分、参数计算和整定正确的情况下，不失为一种好的方法。但同时必须注意，这种策略只有在汽机能量需求改变后，才能作出反应，对解决CFB 锅炉的滞后还是存在问题，对CFB 锅炉来说，采用间接能量平衡加前馈能起到较好的控制效果。

4) 负荷预加煤前馈和负荷定值前馈有效克服了CFB 锅炉的惯性和迟延。现场运行效果证明了系统的良好调节品质。

参考文献

［1］ 刘吉臻. 协调控制与给水全程控制［ M］.北京:水利电力出版社, 1995.

［2］ 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.

［3］ B2-104 内蒙古京海发电有限责任公司锅炉说明书［S］．东方锅炉(集团)股份有限公司．

［4］ 李希武. 直接能量平衡阀协调控制系统分析［J］ .中国电力,2000,(33):65- 69.

［5］ 王付生. 电厂热工自动控制与保护［ M］. 北京:水利电力出版社, 2005.

［6］ 牛培峰.大型国产循环流化床锅炉燃烧过程智能控制系统应用研究［J］.