330MW循环流化床机组控制系统优化

　　一、协调控制策略
　　
　　图1为京海电厂330MW机组协调控制系统，其共设计有4个PID调节器，其中2个为汽轮机控制器（汽轮机跟踪（TF）方式控制器，协调控制（UCC）方式控制器），2个为锅炉控制器（锅炉跟踪（BF）方式控制器，UCC方式控制器）。当机组处于UCC方式下，为了避免压力偏差过大，在汽轮机主控制器上设置有拉回回路，以降低功率调节品质来满足压力调节的要求。汽轮机主控指令控制调节阀的开度，将机组负荷或主蒸汽压力保持在设定值范围内。在锅炉主控为自动控制方式，汽轮机主控为手动控制方式时，机组处于BF方式，锅炉主控输出主要由汽轮机对锅炉的能量需求信号p1只ps/pT（p1为汽轮机调节级压力，pT为主蒸汽压力，ps为主蒸汽压力设定值）和主蒸汽压力偏差经PID输出组成。当锅炉和汽轮机主控均为自动控制方式时机组处于UCC方式（以BF为基础），锅炉主控输出主要有：（l）负荷指令函数、负荷对锅炉主控的线性前馈和负荷指令的微分前馈；（2）压力微分前馈，当压力设定值变化时快速改变煤量以稳定主蒸汽压力；（3）主蒸汽压力设定值和汽轮机主蒸汽压力偏差经PID调节器后对锅炉主控指令进行修正，实现无差调节，以保证汽轮机机前压力稳定。　　二、控制系统存在问题及优化
　　
　　2.1协调控制系统
　　
　　在投入UCC方式时，经常出现给煤量波动，给煤机变频指令振荡变化，且当煤质变化较大时控制系统调节品质变差。对此，对原引入锅炉前馈的机组负荷指令进行修改，即去除其中的一次调频部分，串入高阶惯性环节，使负荷指令曲线更加平滑，形成锅炉侧的实际机组负荷指令，并在2个微分环节处增加切换逻辑。当未投入UCC方式时经微分环节处理的主蒸汽压力输出为0，此时无微分作用。当投入UCC方式后微分环节起作用，从而避免了UCC投切瞬间的指令波动。为了改善微分前馈效果，采用机组负荷指令偏差修正微分前馈，在机组开始变负荷时适当加强微分前馈的作用，当负荷设定值趋近于目标值时适当降低微分前馈的作用，以避免超调。优化后的锅炉主控前馈见图2。　　
　　对于传统设计，锅炉主控输出为设计工况下的给煤量指令，当煤质发生变化时会出现锅炉主控输出值与当前煤量值不等的情况，如果未投入煤质系数校正（BTU）功能，将会使负荷一煤量函数设置参数不准确。由于CFB锅炉惯性大，PID调节周期较长，易使控制系统调节品质恶化，甚至出现超调和振荡。为了适应煤质变化对协调控制的影响，可通过对前馈量系数的修正加以解决。同时，为了能够更直观地监视和调节煤量，使锅炉主控输出指令为给煤量，当煤量为自动控制方式，锅炉主控为手动控制方式时，可直接输人煤量指令，无需换算。另外，对原BTU功能的设计进行改进（图3），将其中1个手动/自动切换模块设置为煤质校正投切模块，手动控制方式时可根据需要输入煤质系数，自动控制方式下当工况稳定（给煤量、功率、给水温度、汽包压力在死区范围内且无总燃料跳闸（MFT）等切除自动控制方式的条件存在并延迟10min）时，投入煤质系数自动计算功能。若当前实际煤量与当前功率经主蒸汽温度等修正后对应的设计煤量存在偏差，则对该偏差进行积分运算后形成煤质系数，否则煤质系数保持不变。为了防止煤质系数变化造成煤量较大扰动，加入煤质系数变化限速模块。　　
　　对于辅机故障快速减负荷（RB）控制（一次风、二次风等控制系统），锅炉主控指令应折算成标准数值。RB发生时，控制系统切为TF方式，汽轮机主控调节蒸汽压力，锅炉主控为手动控制方式。根据不同的RB工况将锅炉主控输出设置为设计工况下的煤量设定值乘以煤质系数。
　　
　　煤质变化包括煤热值和挥发分含量的改变，煤挥发分高使得控制系统惯性减小，煤挥发性低使得控制系统惯性加大。若煤量稳定到机组负荷稳定的时间能够反映煤种变化惯性，则可考虑采用该时间对PID参数进行修正，以改善调节效果。
　　
　　2.2炉膛压力高保护控制
　　
　　在机组试运行阶段，由于炉膛压力高保护动作引起锅炉跳闸时的现象有发生，其主要原因为：
　　
　　（1）在机组负荷为270MW时引风机静叶开度已达80％以上（同类机组引风机静叶开度小于70％），风机电流接近额定电流。当一台引风机跳闸时应增大另一台引风机静叶开度，但在机组额定负荷运行时2台引风机的静叶均已接近全开，无调节余量。CFB锅炉物料可通过循环回路不断往复地燃烧，碳燃尽率很高，所以CFB锅炉含氧量可稍低。该厂在168h试运期间，机组负荷300MW时，氧量定为2.5％。从长远来看，建议加大引风机出力，留有一定余量，以满足设计煤种下的运行。
　　
　　（2）引风机静叶开度小于60％时出力线性度较好，当引风机静叶开度在60％～100％时出力动态特性变差；当机组负荷变化较快时负压偏差较大，甚至导致锅炉跳闸。对此，在原逻辑中增加变参数功能，在引风机静叶开度大于60％时加强PID调节和前馈作用。
　　
　　（3）在原控制系统设计中，炉膛压力低关闭引风机静叶。实际运行中，当炉膛压力低使引风机静叶关闭后，二次风出力不变，导致炉膛压力高保护动作使锅炉跳闸。对此，将控制逻辑修改为：当炉膛压力低于－1100Pa时，以一定速率关闭引风机静叶；当炉膛压力大于－800Pa时，正常调节。
　　
　　2.3二次风t设定值
　　
　　原风量控制系统中由锅炉主控输出值乘以氧量校正系数加上偏置值通过燃料量对应的风量限制后构成风量指令（图4（a）），由于难以设置燃料量对应的风量函数，机组增减负荷时易引起控制系统扰动。对此，在机组负荷稳定时，可根据氧量调节偏置手动改变风量设定值，使二次风量稳定；当机组负荷变化时，通过惯性环节在升负荷时实现先增加风量再增加煤量，降负荷时先减少煤量后减少风量（图4（b））。　　
　　2.4锅炉联锁跳闸汽轮机控制
　　
　　原设计为锅炉跳闸后由机炉大联锁功能跳闸汽轮机，由于300MW机组CFB锅炉炉膛内具有大量的热床料，蓄热量非常大，锅炉跳闸后在一定时间内仍能够保持蒸汽品质，如果在短时间内排除锅炉故障，汽轮机可不解列。为此，针对300MW机组CFB锅炉的蓄热量大、惯性大的特点，从原控制逻辑中取消锅炉跳闸联锁跳闸汽轮机功能，增加主蒸汽温度低于430℃报警、主蒸汽温度突降（5℃/min）报警、主蒸汽温度过热度低低（100℃）报警、汽包水位高四值直接跳闸汽轮机等功能。
　　
　　三、机组负荷变动试验
　　
　　负荷设定值由197MW升至240MW，再由240MW降至210MW，zui后由210MW升至290MW，变化速率设为4MW/min，经过变化率、负荷限制和惯性环节等处理后实际负荷设定值由190MW升至210MW，再由210MW升至290MW，采用定压运行方式，试验过程中机前压力波动在±0.5MPa以内，主蒸汽温度波动在±5℃以内，汽包水位波动在±25mm以内，炉膛压力波动在±50Pa以内。机组各主要指标均在合理范围内，控制效果良好。变负荷试验机组各主要参数变化曲线见图5。　　
　　四、结语
　　
　　针对京海电厂300MW机组CFB锅炉控制系统存在的协调控制对煤质变化适应性差、炉膛压力高保护频繁动作、二次风量设定值不准确笋问题，对控制系统进行了前馈量系数修正及通过惯性环节在机组升降负荷时实现先增加风量再增加煤量和先减少煤量后减少风量等优化，使得控制系统调节性能和品质均满足机组安全、稳定运行的控制要求。