童红政， 程应冠， 裴建军， 常东武， 由长福

(1. 浙江浙能嘉华发电有限公司， 浙江平湖 314201；2. 上海发电设备成套设计研究院有限责任公司， 上海 200240；3. 清华大学 能源与动力工程系， 北京 100084)

循环流化床锅炉具有燃料适应性广，调峰性能比煤粉炉好，且可以高效脱硫、低氮排放的特点，近年来得到快速发展。但是目前国内多数火电厂存在着煤质偏离设计煤种、配煤掺烧、机组运行工况变化等问题，导致运行参数不合理，作为核心的燃烧控制系统自动投入率较低且效果不理想。同时，随着电力系统自动化水平的不断提高，电网对大型火力发电机组的自动发电控制(AGC)负荷响应能力的要求也越来越严格。协调控制系统调节效果较差，主蒸汽压力和负荷偏离目标值较大，很难满足电网AGC性能考核要求，同时也不利于机组长周期安全、稳定、经济运行。

笔者结合风量响应特性，对床温和主蒸汽压力控制特性进行分析，并优化了燃烧控制系统及AGC系统，对同类型机组AGC系统优化工作有借鉴意义。

1 影响因素

1.1 机组概况

某电厂2号机组是330 MW亚临界循环流化床(CFB)锅炉发电机组。锅炉为亚临界、一次中间再热、自然循环、紧身封闭、平衡通风、全钢架悬吊结构的CFB锅炉，有3个旋风分离器，蒸汽的额定压力为17.5 MPa、额定温度为541 ℃。汽轮机为单轴双缸双排汽的汽轮机，发电机为330 MW水氢氢冷却汽轮发电机。机组热工控制为单元制，采用机、炉、电集中控制方式和MACSV-5型分散控制系统(DCS)。

1.2 影响因素分析

1.2.1 床温的影响因素

床温是监视CFB锅炉运行的重要参数之一，随着床温不断升高，NOx排放质量浓度也在增加。然而，当床温过低时会导致炉膛出口CO质量浓度和飞灰含碳量增加，造成不完全热损失，同时导致锅炉N2O的排放量增加，影响锅炉燃烧效率和运行安全[1-2]。合适的床温可以有效地避免炉床的结焦、提高燃烧效率和脱硫效率，因此床温一般控制在850～900 ℃, 可以保证锅炉的安全连续运行、提高锅炉脱硫效果和降低NOx的排放量[3-4]。

从CFB锅炉的控制参数耦合特性看，影响床温的因素较多，主要有一次风体积流量、二次风体积流量、燃料量和石灰石量；但是如果采用改变燃料量调节床温，在床温调节的同时必然引起锅炉主蒸汽压力波动，而改变石灰石量则会引起床压的波动及降低污染物的排放效果。因此，通常通过调节一、二次风体积流量进行控制。

1.2.2 主蒸汽压力的影响因素

主蒸汽压力是关系机组安全稳定运行的关键参数之一，而锅炉主蒸汽压力的稳定主要取决于锅炉的燃烧特性，即合适的风煤配比[5-6]。

在锅炉变负荷运行时，一、二次风体积流量及燃料量的协调配合使锅炉主蒸汽压力快速响应且稳定运行，从而提高机组负荷响应性。

2 动态响应特性分析

笔者进行了一、二次风扰动对床温及主蒸汽压力影响的试验，并分析了其影响，试验中的一次风和二次风的斜坡变化均为25 m3/h。

2.1 一次风扰动的影响

一次风扰动试验结果见图1。

图1 一次风扰动试验结果

随着一次风体积流量的增加，会使供应氧量增加，从而使密相区内的燃烧份额上升，但密相区燃烧份额的增加远低于一次风增加的比例。在床温较高的情况下，一次风带走的热量大于燃烧份额增加的热量，出现了床温下降现象。因此，一次风体积流量增加短时间内增强了床料的燃烧，床温略有上升或基本不变，约70 s后才随着一次风体积流量的增加而降低，床温最终降低了3.4 K。因此，床温的变化与一次风体积流量的变化不是单调关系。

一次风体积流量的加大使炉膛下部密相区的气泡上升速度迅速增加，大量的挥发分和CO将被带到稀相区去燃烧，密相区的燃烧强度减小，稀相区的燃烧强度增加，上部稀相区的温度随着一次风体积流量的增大而升高，从而使机组主蒸汽压力升高，最终使主蒸汽压力升高了0.16 MPa。

2.2 二次风扰动的影响

二次风扰动试验结果见图2。二次风的主要作用是补充炉内燃烧所需要的氧量，使炉内燃烧成为富氧燃烧，并使得炉膛内稀相区的烟气和细颗粒物料可以较强烈地混合搅拌，防止局部的烟气温度过高，调整整个炉膛内温度的均匀分布，使稀相区的细颗粒能够充分燃烧。因此，二次风体积流量的增加对床温影响较小，通过均匀稀相区燃烧，床温增加较少，仅为1.2 K，主蒸汽压力升高了0.16 MPa。

图2 二次风扰动试验结果

3 控制优化

3.1 床温控制

一次风体积流量变化对床温影响比较大，二次风体积流量对床温的影响不大。当一次风体积流量增加时，由于短时间内增强了床料的燃烧，但同时也带走了燃烧热量，所以床温在一次风体积流量增加初期床温基本不变，而后随着一次风体积流量的增加而降低，因此床温随一次风体积流量的变化不是单调关系，如果用床温的闭环来修正一次风体积流量，燃烧控制系统是不稳定的。

因此，采用一次风调节成为控制床温的主要手段，同时调节一、二次风配比，在采用一次风控制床温的同时，相应改变二次风体积流量，保证锅炉的总风量不变，维持烟气氧量的恒定和床温在合理范围内。

3.2 主蒸汽压力控制

3.2.1 风烟系统

一次风体积流量对床温和主蒸汽压力的影响均比较大，二次风体积流量对床温的影响不大但对主蒸汽压力的影响较大。在原设计控制系统中，二次风机控制进入炉膛的总风量，而总风量包括一次风量和播煤风量。在该控制系统中，当一次风体积流量变化时总风量随之变化，二次风就要同步调节，加强了一、二次风间的耦合关系，使控制系统更为复杂且扰动频繁。

将送风机控制系统设计为仅控制二次风，简化了二次风的控制，减少了相互间扰动。同时，在二次风指令回路中，增加了功率指令与实际负荷偏差的动态前馈，加快了二次风指令的变化率，使得在变负荷时二次风体积流量可以快速变化，从而提高机组协调控制系统的响应性。

3.2.2 燃料前馈控制系统

由于CFB锅炉是一个热惯性大的燃烧对象，对于该类被控对象，在整定好风烟系统的控制特性后，重要的是考虑系统的动态前馈控制。在原设计中机组指令对燃料的动态前馈信号取自于限速后的功率信号，该控制方式在动态前馈的前馈增益一定的情况下，运行人员设定的变化率越慢，动态所增燃料的时间就越长，系统的稳定性与机组指令变化率有关，往往造成动态过程中燃料变化太多，使得动态过程中不能满足汽轮机对锅炉燃烧的需求，造成压力偏差过大，变负荷后由于动态所变燃料过多造成稳定时间过长，影响了系统的稳定性。

笔者将功率偏差信号转换成燃料信号作为AGC系统锅炉主控的动态前馈，将机组实际负荷指令转换为燃料指令作为锅炉主控的静态前馈，同时调整了前馈系数，在满足环保参数的前提下，提高机组变负荷的响应性。

4 优化效果

在对系统进行优化后，进行协调变负荷试验(见图3)。

图3 协调控制下负荷变化曲线

负荷变化率均为6 MW/min。负荷从280 MW增加到330 MW时，主蒸汽压力最大偏差为-0.16 MPa；当负荷从330 MW变化到250 MW时，主蒸汽压力最大偏差为-0.5 MPa；当负荷从254 MW变化到228 MW时，主蒸汽压力最大偏差为-0.16 MPa；当负荷从240 MW变化到210 MW时，主蒸汽压力最大偏差量为-0.2 MPa。以上参数表明优化后满足了协调控制要求。

机组进行AGC性能测试的结果见表1。机组从满负荷(330 MW)降负荷到230 MW，再从230 MW升负荷到满负荷，各项重要监视参数均满足控制要求，且试验负荷变化率均大于4.62 MW/min，达到了3.3 MW/min的调度要求考核速率。

表1 AGC试验参数记录表

5 结 语

对330 MW CFB锅炉完成了一、二次风扰动下床温和主蒸汽压力的特性试验，通过试验结果得到了一、二次风扰动对床温、主蒸汽压力响应特性的影响。在单项扰动试验的基础上，通过对机组实际运行情况的观察，对机组的一、二次风控制系统进行控制策略及参数优化。同时对协调控制系统增加了锅炉主控的前馈，实现了机组变负荷过程中燃料的快速响应。对机组的协调控制系统进行优化后，投入机组AGC方式，通过扰动试验优化了参数，使机组满足协调控制及AGC性能考核要求。