整体煤气化联合循环（IGCC）发电技术是目前国际公认的最高效洁净的煤基发电技术，华能天津IGCC示范项目是世界上第六座IGCC电站，该项目以国家十一五“863计划”重大课题为依托，现已投产运行6年多，并于2018年9月26日创造IGCC机组连续运行世界纪录，为中国电力环保事业做出了突出贡献。IGCC电站主要包括空分岛、化工岛和动力岛三大单元，由空分岛空气分离产生的纯氧进入化工岛用于气化炉燃烧反应，气化炉煤与氧气燃烧反映生成合成气后进入除灰脱硫净化系统，净化后的干净合成气进入动力岛低热值燃机燃烧发电，燃机排气进入余热锅炉产生蒸汽推动汽轮机发电（图1）[1]。

图1 天津IGCC电站工艺流程图

天津IGCC机组自2015年投入协调控制以来，一直存在燃机机前合成气压力及热值波动问题，造成机组协调控制稳态误差偏大，经分析认为，在气化炉产生合成气后进入除灰系统后，由于除灰系统在下灰时会有高压氮气与灰的置换，将会使得大量氮气串入合成气管网，造成合成气压力及热值波动，进一步影响了动力岛燃机的负荷调整，从而影响整个机组协调控制的控制指标，本文针对除灰系统存在的问题进行了分析，并提出解决方案，经试验可基本根除除灰系统对机组负荷的影响。

1 气化炉及除灰系统工艺流程介绍

华能天津IGCC电站气化炉装置是华能自主知识产权的二段式干粉加压气化炉，煤粉在气化炉内与氧气、蒸汽经过高温燃烧后生成具有一定热值的合成气，合成气的主要成分是CO、H2，其主要反应式为[2-3]：4C+3O2→2CO2+2CO，3C+2O2→CO2+2CO，C+CO2→2CO，C+H2O →2CO +H2。由气化炉产生的粗合成气进入除灰系统，先后通过A、B 两个系列进行干法除尘，其中A系列采用旋风除尘器进行除灰，B系列采用陶瓷过滤器进行除灰，因A系列除灰量较大，对系统影响最大，因此本文仅以A系列为研究对象进行说明（图2）。

由图2和图3可知，合成气经过旋风分离器后，将合成气与灰进行分离，分离出来的灰被飞灰收集罐V-3501A 收集，定时启动下料程序，下料顺控流程分为充压和下料两个步骤：首先采用高压氮气对飞灰放料罐V-3502A 进行充压，通过监视飞灰收集罐与飞灰放料罐的差压测点35PDI0108判断飞灰放料罐压力是否与飞灰收集罐一致，当差压测点35PDI0108≥0KPa时，关闭氮气充压阀35XV0113停止充压，然后开启35XV0102和35XV0103连通阀，最后开启35XV0109和35XV0108平衡阀进行均压下灰，下灰时高压氮气通过平衡管线由飞灰放料罐进入飞灰收集罐，飞灰收集罐中的灰通过连通阀进入飞灰放料罐中，高压氮气与灰的等量置换完成飞灰下料。

图2 气化炉除灰系统A系列工艺图

2 问题分析与解决措施

2.1 问题分析

在除灰系统执行下灰期间，均压下料时使得高压氮气瞬间进入飞灰收集罐后，通过收集罐顶部进入合成气管网，引起合成气组分变化、热值降低的问题，同时引起合成气压力短暂升高，由于天津IGCC机组采用“机跟炉”协调控制方式（图4）[4-5]，即以气化炉为负荷主控，燃机通过调整负荷维持机前合成气压力在2.5MPa，故燃机负荷将会受机前合成气压力影响而出现协调指令先升后降的现象，加之合成气热值降低会开大燃料调阀以维持燃机负荷，燃料调阀的开大将造成机前压力下降过快，为了维持机前合成气压力，燃机负荷指令在协调控制作用下逐渐下降，直至机前压力恢复至2.5MPa，根据实际运行曲线观察，燃机负荷将会往下波动10～15MW，严重影响机组控制的稳定性与经济性，尤其冬季工况下，机组负荷较低的情况下，对燃机在合成气工况下的运行稳定性及安全性有较大影响，2018年11月曾因燃机在合成气工况下受除灰系统影响，造成燃机低负荷下燃烧室哼鸣增加，燃机被迫切至燃油模式，燃料切换过程中触发负荷低停机保护。

图4 天津IGCC机组协调控制原理图

由图4可知，该种协调控制方式受燃机机前合成气压力影响较大，同时通过对除灰系统A/B 两个系列整体工艺流程分析，认为下料顺控存在不合理之处，飞灰放料罐充压结束时机选择不妥，当飞灰收集罐与飞灰放料罐差压测点35PDI0108为0时才关闭充压阀，由于管道存在一定容积，加上阀门关闭需要时间，最终会导致飞灰放料罐压力高于飞灰收集罐，在均压时会造成多余的高压氮气串入飞灰收集罐，继而进入合成气管网，加重对合成气组分及热值的影响。

当除灰系统开始连通放料时，由于合成气压力向下波动较大，导致燃机负荷持续下调，在机组总负荷指令不变的情况下，机组实发总负荷与指令偏差最大可达15MW，主要负荷波动由燃机引起，严重影响机组运行的安全性和经济性。

2.2 解决措施

2.2.1 除灰系统下料顺控优化

针对A系列下料过程中存在的问题，通过调整充压阀关闭条件，降低差压测点报警值，采用提前关闭充压阀的方式达到均衡两罐压力的目的，经过多次调整差压测点报警值，最终定为差压测点35PDI0108≥-10KPa时提前关闭充压阀，最终在均压之前使得两罐压力基本一致，减少了串入合成气管网的氮气量，减缓了对合成气压力及热值的影响。

2.2.2 机组协调控制策略优化

除灰系统固有的工艺特性造成对机组负荷的影响，若进行设备改造将会花费大量资金及时间，增加机组运营成本，因此考虑通过优化机组协调控制策略达到减弱或者彻底消除下料过程对机组负荷的影响，这样做既可以节省设备改造资金，又能降低机组运营成本。

常见的IGCC机组协调控制方式为：“机跟炉”模式和“炉跟机”模式，在“机跟炉”协调模式下，由气化炉负责机组负荷主控，燃机跟随机前压力控制，该种控制方式的优点是解决了气化炉控制的大延迟性，机组运行稳定性较好，缺点是机组负荷跟随AGC 中调指令较慢，调节指标较差；在“炉跟机”协调模式下，由燃机负责机组负荷主控，气化炉控制燃机机前合成气压力，该种控制方式的优点是负荷控制偏差小，负荷变化响应较快，缺点是由于气化环节的大延迟性，从气化炉提负荷到反应在燃机机前压力的变化时间大概在20分钟左右，因此在机组负荷调整过快时，极易造成燃机机前压力过低，将会影响机组的安全稳定运行能力。

天津IGCC机组在“机跟炉”协调控制方式下，燃机负荷控制环节受合成气压力及热值波动影响较大，为消除除灰系统下料阶段对燃机负荷的影响，对机组协调控制策略中的气化炉负荷偏差控制及燃机压力控制策略进行优化，具体优化思路为：当气化炉除灰系统A系列触发下料顺控时，在20分钟之内气化炉负荷闭锁减，并根据燃机机前合成气压力变化调整气化炉负荷，维持合成气压力不低于2.5MPa，同时记忆下料顺控开始前参与燃机负荷控制的合成气热值及密度值，燃机通过合成气滑压控制方式使机前合成气压力设定值跟随当前值以维持燃机负荷稳定，当燃机机前合成气压力低于2.4MPa时，通过降低燃机负荷来回拉机前压力，保证机组稳定运行，相当于在除灰系统下料期间，机组协调模式由“机跟炉”模式切至“炉跟机”模式，待闭锁时间20分钟到且合成气热值恢复至闭锁前记忆值，合成气压力回至2.49MPa 以上时，解除气化炉负荷闭锁，燃机回切至定压2.5MPa 模式，机组协调控制恢复“机跟炉”模式，优化后可在除灰系统下料期间，通过消耗掉一定管容的合成气来达到稳定负荷的目的，通过气化炉负荷闭锁减可维持燃机机前压力在2.4MPa 以上，基本可以做到消除除灰系统下料期间对机组负荷的扰动影响，优化后的具体控制策略如下所述。

图5 气化炉负荷偏差控制策略

图6 气化负荷偏差控制设定值偏置函数F3(X)拟合曲线

图5中设定值偏置函数F3(X)函数拟合曲线如图6所示。由图5、6可知，通过设定值偏差函数F3(X)，可实现气化炉负荷在除灰系统下料期间的负荷闭锁及压力跟踪控制功能，一旦机前压力低于2.5MPa，气化炉负荷随即进行调整来减缓燃机机前压力下降速度。

图7中设定值偏置函数F2（X)函数拟合曲线如图8所示。由图7、8可知，通过带死区限制的滑压控制，可保证合成气压力在2.4～2.6MPa 区间内维持燃机负荷稳定，同时也可避免过度吃掉管容合成气引起的燃机机前压力过低现象，兼顾了机组负荷稳定与运行稳定。采取优化除灰系统A系列下料顺控以及机组协调控制策略措施后，经试验证明，优化措施得当且效果明显，在除灰系统下料期间机组负荷波动由优化前的最大15MW 减小到3MW 以内，当连通开始时闭锁气化炉负荷控制回路及燃机压力控制回路，当合成气压力低于2.5MPa时气化炉压力拉回回路作用，提升气化炉负荷，使得在维持燃机负荷稳定的同时，持续增加合成气产量，迅速拉回合成气压力，经试验，合成气压力最低低至2.4MPa，完全满足燃机运行需求，当合成气压力回升至2.49MPa以上时，解除气化炉及燃机控制回路闭锁，机组恢复“机跟炉”协调控制模式，优化方案的成功实施既保证了机组运行安全性，又大大提高了机组冬季工况的稳定运行能力，同时减少机组AGC 控制在K2值指标的考核，提高了机组运行的经济性。

图7 优化后燃机压力主控逻辑图

图8 燃机压力控制设定值偏置函数F2(X)拟合曲线