摘要：由于300MW循环流化床锅炉燃烧惯性大、耦合强，在AGC控制方式下的机组负荷调节品质常常难以满足电网的控制要求。通过采用锅炉主控前馈主动调节、一次风量错时超前调节、机炉动态解耦等优化措施，有效提高了广东梅县荷树园电厂3号机组AGC协调控制能力，使机组负荷控制指标完全满足南方电网AGC功能的要求。
0 引言
广东梅县荷树园电厂3号机组采用东方锅炉(集团)股份有限公司自主知识产权的首台国产300MW等级的循环流化床锅炉，该炉型采用了大宽深比的单体炉膛、单侧不对称布置的三个分离器设计。与普通锅炉相比较，循环流化床锅炉燃烧过程更加复杂，系统的滞后性大、耦合性强、非线性强，而且要求的控制目标更加多样，因此实现流化床机组AGC控制是控制领域公认的疑难问题。
本文通过对300MW循环流化床锅炉动态特性的分析，利用锅炉主控的动态加速前馈、一次风超前调节以克服流化床锅炉的燃烧惯性，保证变负荷初期滑压段主汽压力快速跟随和机组负荷响应速度，通过给煤量与一次风量的错时调节，保证合理的一、二次风量比，维持流化床锅炉床温长期稳定，确保了300MW流化床机组AGC控制下机组负荷调节品质和机组运行稳定性，减少3号机组由于AGC指标被考核带来的经济损失，甚至可以争取到一定的电网辅助服务补偿。
1 300MW循环流化床锅炉控制对象的特点
(1)由于流化床锅炉的燃料是通过给煤系统送入流化床上，需要经过加热、干燥、颗粒膨胀、热解和挥发分燃烧，只有将床温控制在适宜的范围，才能实现上述一系列燃料热解过程。床温过低，燃料无法热解，床温过高，燃料可能先行燃烧。而流化床的面积较大，床温测点一般为20～30个，分布在炉膛的不同部位，床温是一个时变的分布参数，因此保证控制效果的均匀性是流化床床温控制的难题。
(2)流化床锅炉的主要特征在于颗粒在离开炉膛出口后经过旋风分离器和返料装置不断送回炉膛燃烧，煤粒完全燃尽需要约8～10min，比普通煤粉炉的煤粉燃烧过程长很多，造成锅炉燃烧过程滞后时间非常长，再加上燃烧室内的床料具有非常大的热惯性和蓄热能力，造成了给煤量变化后，床温、主汽压力需要很长的响应时间。图1为煤量扰动下主汽压力、床温响应曲线。从图上可以看出：当给煤量阶跃增加时，主汽压力需要经过8分钟左右纯延时，稳定时间至少30分钟，而床温刚开始稍微下降，后来逐渐上升，但稳定时间也至少需要20分钟[1]。
图1 给煤量扰动下的主汽压力、床温响应曲线图
(3)流化床锅炉是一个多变量紧密耦合的被控对象[2]，其主要输入-输出变量之间的动态耦合关系如表1所示，其中燃料量、一次风量对主汽压力、床温间存在较强的耦合现象，但两个耦合通道的动态特性差异很大，且一次风量对主汽压力的影响有助于提高系统的响应速度，这种耦合对改善燃烧控制系统的控制品质是有利的。在床温和主汽压力的耦合问题中，床温是直观反映整个燃烧供求关系的关键变量，而维持主汽压力稳定是锅炉燃烧的主要目标，这些必须在协调控制系统的解耦设计中应充分予以考虑，这将在下一节中具体介绍。
表1 CFB锅炉各输入-输出变量间的动态耦合关系
注：C表示单输入/输出变量之间的关系;S表示强耦合;M表示次强耦合。
2 协调控制策略优化的关键技术
2.1锅炉主控指令的构成
为了克服循环流化床锅炉固有燃烧惯性，设计了基于间接能量平衡方式的协调控制策略，其基本控制原则是以负荷对应煤量，辅以主汽压力修正。静态过程中，主汽压力偏差靠PID调节器;动态过程中控制品质主要依靠各种前馈控制，锅炉主控组成示意图如图2所示，
图2 锅炉主控指令构成示意图
(1)机组负荷指令对锅炉燃料的静态前馈
当机组变负荷时，首先通过静态前馈是实现燃料的粗调，函数发生器1是对应于机组负荷指令的燃料指令分段线性函数，这是维持机炉能量平衡的基准燃料，并由热值校正回路增加其准确性。修正系数K一般设置在1.5～3之间，实现了变负荷初期、中期燃料调节的"加速"，以及变负荷结束前的及时"刹车"。
(2)机组负荷指令对锅炉燃料的动态前馈
这一部分是为了补偿锅炉给煤迟延和燃烧惯性的动态预给煤分量，它主要靠超前环节1来实现。在变负荷初期及过程中，由机组指令动态前馈实现锅炉燃料量的超前调节，使锅炉燃烧快速响应机组负荷需求，在变负荷结束后，使锅炉燃料量略有回头，避免了机组主汽压力超调，使锅炉燃烧快速地稳定下来。
(3)压力设定值对锅炉燃料的动态前馈
目前国内300循环流化床机组采用滑压运行方式，机组主汽压力根据负荷按照预定的滑压曲线控制，为了进一步提高主汽压调节品质，设置了机前压力设定值对锅炉燃料的动态补偿信号，通过超前环节2来实现，以保证机组在滑压段能有更好的主汽压力跟随品质。
(4)负荷偏差的 "加速"回路
由负荷指令设定值与实际负荷的差值信号经函数发生器5而形成，这是一非线性比例调节器，在负荷指令设定值与实际负荷的差值信号较大时，说明锅炉跟不上汽机的变化，因此输出一指令信号给锅炉主控器，令其再额外地增加或减少一部分煤量，起"加速器"的作用。
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(5)变参数控制技术
300MW循环流化床机组是一种特性复杂多变的被控对象，随着机组负荷的变化，机组的动态特性参数亦随之大幅度变化，具有很强的非线性，因此锅炉主控采用变参数PID控制策略，以保证在各个负荷点上控制系统具有良好的效果。
锅炉主控指令的时域表指令模型可表达如式1所示。
(1)
式中： 为机组负荷指令; 为负荷指令与实际负荷的偏差; 为负荷指令前馈的微分时间常数; 为负荷与燃料量比值的分段线性函数; 为压力设定值前馈指令的微分时间常数; 为机组滑压函数; 为负荷偏差的"加速"煤量函数。
2.2一、二次风量调节系统
图3为一次风量、二次风量指令的结构示意图，锅炉主控指令或总燃料量分别通过煤量-总风量函数1、函数2后形成各自的总风量指令，与30%最小风量三者取大形成最终的总风量指令，函数3、函数4决定了一、二次风量配比关系。由于一次风量比燃煤量对床温的影响要快，增加三阶惯性动态校正环节作用是使时序上实现煤量与一次风量的合理调度，确保风煤动态匹配，有利于锅炉床温的长期稳定。
为了克服循环流化床锅炉的燃烧惯性，加快机组负荷响应速度，在一次风量指令回路中增加了锅炉主控对一次风量的动态前馈，例如当机组负荷指令增加时，一次风量超前变化，原来位于床层中被灰包围的碳颗粒被一次风吹出，这些碳颗粒在过渡区和稀相区迅速燃烧释放出热量，传热系数迅速增加，尾部烟道对流受热面吸热量增加，再加上一次风的增加使得密相区内的氧气浓度瞬间升高，燃烧速率快速增加，这些都会使锅炉蓄热快速释放，避免升负荷初期的主汽压力下降过多。在变负荷中后期随着进入炉内燃料量能量的释放，维持着机炉间最终的能量平衡，确保了整个变负荷过程中主汽压力和机组负荷的跟随品质。
图3 一、二次风量指令构成示意图
2.3机炉间动态解耦环节设计
300MW循环流化床机组的负荷和压力响应之间存在紧密的耦合性，燃料量的变化对压力和负荷的作用是一个多阶惯性环节，调门变化对负荷的特性是一个暂态过程，对压力的特性是一个惯性过程，而负荷和压力的变化是燃料量和调门共同作用的结果，以上的机炉特性表现为机组变负荷初期，通过汽机调门的快速动作能够暂态响应机组负荷，但由于给煤系统的纯延时和锅炉燃烧惯性，主汽压力快速反向变化，形成较大的压力偏差，增加系统扰动甚至引起调节系统振荡。
为了适应循环流化床机组炉慢机快的工作特性，实现机炉间的主汽压力与机组负荷的动态解耦，协调控制系统做如下两方面处理：一是机组负荷指令经过三个一阶惯性环节后才进入汽机主控调节器，等进入炉内的燃料开始反应汽机调门才开始动作，避免变负荷初始阶段，汽机调门的快速响应造成的压力偏差。二是当机组投入滑压运行方式时，滑压控制段则根据三阶惯性环节的主汽压力响应特性和不同工况预设的变压过程时间，拟合压力设定值的滑升曲线，同时将压力提升的动态热量需求叠加在锅炉前馈指令上，实现压力提升动态分量和过程偏差消除回路的解耦控制，并在时序上实现负荷与汽压响应的合理调度，通过将机、炉主控的偏差调节从动态响应中解耦出来，可保持PID调节特性在动态和静态工况下的恒定。
3 实际应用效果
将以上控制策略应用于广东宝丽华荷树园电厂3号机组，在机组大修停机时完成控制系统组态设计和静态仿真试验，实际的机炉协调控制热态调试仅用了5天时间(2010年6月24至6月29日)便取得了良好的控制效果，图4、图5分别是AGC变负荷过程中机组主要参数变化曲线，设定变负荷速率为4MW/MIN，机组负荷实际变化速率达到3.44MW/MIN，负荷响应时间小于35S，负荷动态偏差控制在3MW以内，主汽压力动态偏差控制在0.6MPa以内，稳态负荷偏差控制在1.5MW以内，稳态压力偏差控制在0.35MPa以内。
图4 AGC连续升负荷工况下，机组主重要参数变化趋势
图5 AGC连续降负荷工况下，机组主重要参数变化趋势
4结语
基于间接能量平衡和一次风量超前调节的协调控制策略是一种主动调节方式，为汽轮机提供超前的热量支持，再加上机炉间动态解耦技术进一步确保了机炉协调动作，将该协调控制策略成功应用于广东宝丽华荷树园电厂3号机组，目前机组正常投入AGC运行方式，机组负荷调节速率、响应时间和精度均满足《中国南方电网自动发电控制(AGC)运行管理规定》要求。
参考文献：
[1] 郝勇生，沈烔，侯子良，等.300MW循环流化床锅炉负荷、床温和床压的动态特性分析.动力工程学报[J].2009,38(7):83-97.
[2]赵伟杰，王勤辉，张文震，等.循环流化床锅炉控制系统的设计及应用.[M].北京：中国电力出版社.2008.
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