350 MW超臨界CFB機組協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)分析

段 寶， 范 龍, 惠世恩

(1. 國家電投集團電站運營技術(北京)有限公司西北分公司， 西安 710077; 2. 西安交通大學 能源與動力工程學院， 西安 710049)

350 MW超臨界循環(huán)流化床(CFB)鍋爐兼?zhèn)涑R界參數(shù)和CFB燃燒技術的優(yōu)點，參數(shù)高、效率高，有深度調(diào)峰性能，適合寬煤種燃燒性強，有采取廉價爐內(nèi)石灰石脫硫及生成煙氣NOx含量低等優(yōu)勢，現(xiàn)正成為火力燃煤發(fā)電供熱機組的主要發(fā)展趨勢。超臨界CFB鍋爐燃燒滯后性強、熱慣性大，煤與水的耦合性比超臨界煤粉鍋爐難度大，還因其具備適應寬煤種的燃燒能力，即煤質(zhì)變化波動大，必須考慮對協(xié)調(diào)品質(zhì)的影響，變負荷時必須考慮對中間點溫度后續(xù)汽溫的影響，避免造成機組協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)投入難度大、品質(zhì)差。

筆者結(jié)合某350 MW超臨界CFB機組協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)，成功實現(xiàn)機組額定負荷速率(4.5 MW/min)協(xié)調(diào)變負荷，從協(xié)調(diào)總體框架、鍋爐主控、鍋爐主控前饋、給水控制(包括中間點溫度控制)、汽輪機主控等多個方面具體分析協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)，提出各回路設置的意義和互相耦合的要點；并針對超臨界CFB機組多發(fā)的超壓、超溫進行邏輯控制優(yōu)化等，為同類型機組協(xié)調(diào)控制提供參考。

1 設備概況

鍋爐采用DG1235/25.4-Ⅱ1型超臨界CFB直流鍋爐，單爐膛、M形布置、平衡通風、一次中間再熱，采用3臺高溫蒸汽冷卻式旋風分離器進行氣固分離，其下部各布置1臺U形閥回料器；不帶再循環(huán)泵的啟動系統(tǒng)，在負荷≥30%鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量(BMCR)后，進入直流運行；鍋爐采取床下油槍點火，設置4個床下點火風道，分別從爐膛后側(cè)進入風室；前墻水冷壁下部收縮段沿寬度方向均等布置10個給煤口，爐后水冷壁下部均等布置5個排渣口。鍋爐主要技術參數(shù)見表1。

表1 鍋爐主要技術參數(shù)

汽輪機為CZK350/295-24.2/0.4/566/566型超臨界、一次中間再熱、直接空冷、抽凝式汽輪機組。機組有7級回熱加熱器、3個高壓加熱器、1個除氧器、3個低壓加熱器。分布式控制系統(tǒng)(DCS)采用 HOLLIAS MACS V6.5.2分散控制系統(tǒng)。

2 協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)分析

CFB鍋爐中煤在爐膛內(nèi)的燃燒，不像煤粉鍋爐直接充分燃燒，進入鍋爐煤量變化到磨損為炭顆粒后實現(xiàn)完全燃燒放熱需要8～10 min；送入的新燃料并不是提供保證鍋爐燃燒所需的所有能量，其在鍋爐燃燒的“即燃炭”和物料存儲大量的熱，鍋爐燃燒熱慣性大、滯后性強[1]。超臨界CFB機組沒有汽包作為緩沖單元，給水調(diào)節(jié)實現(xiàn)與新燃料、“即燃炭”的存儲蓄熱、燃燒表現(xiàn)滯后等因素的強耦合，進而保證汽水參數(shù)的基本穩(wěn)定。響應電網(wǎng)負荷要求、提高負荷變化速率等原因使超臨界CFB機組具有復雜的協(xié)調(diào)控制特性。協(xié)調(diào)控制對象見圖1。

圖1 超臨界CFB機組協(xié)調(diào)控制對象示意圖

為響應電網(wǎng)負荷調(diào)節(jié)能力，實現(xiàn)機、爐之間的協(xié)調(diào)控制平衡，采取以爐跟隨為主的直接能量平衡協(xié)調(diào)控制方式，充分利用汽輪機調(diào)節(jié)閥響應快的特點，并增設鍋爐主控的前饋信號，增加鍋爐的響應能力；鍋爐主控前饋信號和動作量、煤水的耦合特性、汽輪機調(diào)節(jié)閥控制是協(xié)調(diào)控制品質(zhì)的關鍵[2]。因超臨界CFB鍋爐結(jié)構(gòu)和燃燒的特性，各控制回路的耦合復雜、難點高，應結(jié)合不同工況設置不同的PID調(diào)節(jié)參數(shù)、慣性時間，保證協(xié)調(diào)子回路的調(diào)節(jié)品質(zhì)和跟蹤速率；同時，應充分考慮超臨界CFB控制的風險點，以防如水煤比基準量控制不當、煤質(zhì)大幅度波動、中間點溫度控制不當造成的超溫和在90%額定負荷工況以上發(fā)生超壓等。

2.1 鍋爐主控

協(xié)調(diào)模式下鍋爐主控將目標主蒸汽壓力和實際主蒸汽壓力的偏差作為主調(diào)對象，須設置合理的負荷與主蒸汽壓力的滑壓曲線；主蒸汽壓力能較為直接地反映出鍋爐的能量或蓄熱，為保證汽輪機調(diào)節(jié)閥的負荷響應效果，應結(jié)合汽輪機廠提供的基準曲線和實際帶負荷過程中調(diào)節(jié)閥的響應效果綜合判斷。該機組原設計曲線為40%～100%額定負荷工況，汽輪機調(diào)節(jié)閥綜合閥位基本保持在88.0%～91.5%的調(diào)節(jié)位置，發(fā)現(xiàn)在50%～75%額定負荷變化頻繁時，因設置的主蒸汽壓力偏低，汽輪機調(diào)節(jié)閥響應負荷能力不夠，影響后續(xù)鍋爐調(diào)節(jié)壓力的煤量輸出；將40%～75%額定負荷工況的滑壓曲線上移0.8 MPa，問題得以有效解決。

分負荷變化和負荷平衡設置不同的PID參數(shù)：負荷變化時設置比例帶為55%、積分時間為250 s；負荷平衡并延時120 s后設置比例帶為33%、積分時間為100 s。相對負荷變化過程及負荷平衡階段初期，鍋爐主控調(diào)節(jié)參數(shù)弱，充分利用鍋爐主控前饋量調(diào)節(jié)煤量，增加響應負荷能力，避免因壓力偏差的主調(diào)節(jié)器作用較強，影響協(xié)調(diào)響應負荷的能力。

2.2 鍋爐主控前饋

鍋爐主控前饋包括：煤質(zhì)校正后的基準煤量、能量變化前饋、限速后目標負荷變化微分前饋、負荷偏差前饋、主蒸汽壓力偏差微分前饋、主蒸汽壓力指令變化前饋，以及預防鍋爐超壓的煤量超調(diào)和快速響應一次調(diào)頻動作的煤量超調(diào)等前饋。合理設置鍋爐主控前饋信號和動作量，是克服超臨界CFB鍋爐燃燒滯后性帶來控制困難和跟蹤負荷響應的關鍵。鍋爐主控前饋邏輯見圖2。

圖2 鍋爐主控前饋邏輯總圖

2.2.1 煤質(zhì)校正后基準煤量

基準煤量是協(xié)調(diào)投入后煤量隨負荷的基準曲線，占鍋爐主控輸出的92%以上，是影響協(xié)調(diào)品質(zhì)最關鍵的作用量，直接關系燃燒、主蒸汽壓力及汽溫參數(shù)的穩(wěn)定性。 CFB鍋爐煤種燃燒適應性強，實際燃用煤種低位發(fā)熱量可維持在12 137～17 159 kJ/kg，100%額定負荷工況總煤質(zhì)量流量為205～280 t/h，協(xié)調(diào)必須考慮因煤質(zhì)大幅度波動時基準煤量的變化，為此必須引入煤質(zhì)校正回路以確定相對準確的基準煤量。這有利于頻繁斷煤后負荷、壓力變化對于煤量的修正，以及冬季機組供暖抽汽投入后煤量的調(diào)節(jié)。

結(jié)合負荷、主蒸汽壓力與能量平衡的關系確定該鍋爐的煤質(zhì)校正后基準煤量。煤質(zhì)校正確定基準煤量邏輯見圖3。利用當前負荷與和煤量，乘以隨負荷變化的鍋爐燃燒系數(shù)k，估算出燃用當前煤質(zhì)時至額定負荷工況的煤量；并考慮到負荷變化時煤量超調(diào)等動態(tài)調(diào)節(jié)過程，負荷平衡時直接輸出結(jié)果，而負荷變化時延時10 min后輸出結(jié)果；其中，鍋爐燃燒系數(shù)k取1.00～1.15(90%額定負荷以上取1.00，75%額定負荷取1.05，50%額定負荷取1.10，40%額定負荷取1.15)。利用估算出的燃用當前煤質(zhì)時至額定負荷工況的煤量，除以預設的帶額定負荷的煤量，得出煤質(zhì)修正系數(shù)；預設煤量的準確性很關鍵，須結(jié)合煤質(zhì)波動和采暖抽汽投入情況予以確定。利用負荷和主蒸汽壓力對應的能量平衡關系，即限速后目標負荷×限速后目標壓力/當前實際主蒸汽壓力，得出在當前實際主蒸汽壓力下的負荷能力，后乘以設置的煤量隨負荷的F(x)曲線，再乘以上述得出的煤質(zhì)修正系數(shù)，可得出煤質(zhì)校正后基準煤量。須注意F(x)函數(shù)的準確性，可依據(jù)熱力計算書及其實際帶負荷過程予以確定。

圖3 煤質(zhì)校正確定基準煤量邏輯圖

2.2.2 能量變化微分前饋

利用能量平衡的變化幅度進行微分前饋，即限速后目標負荷×限速后目標壓力/當前實際壓力，并經(jīng)過10 s慣性求差值，隨后乘以一定的增益量并進行高低限位得出，其在協(xié)調(diào)負荷初期及其目標壓力和實際壓力偏差大的動態(tài)過程中，加強燃燒指令，增加鍋爐的影響速率。該協(xié)調(diào)并未采用蒸發(fā)量、調(diào)節(jié)級壓力、煤質(zhì)校正后的基準煤量作為能量平衡的表達方式，而是采用電負荷、主蒸汽壓力，是考慮其對煤量作用更加直接，且因冬季采暖抽汽投入后蒸發(fā)量明顯增加等原因。

2.2.3 限速后目標負荷變化微分前饋

大于90%額定負荷工況時，因機組已轉(zhuǎn)入24.2 MPa的額定主蒸汽壓力運行狀態(tài)，限速后目標壓力不再變化，實際主蒸汽壓力也在24.2 MPa左右，造成能量變化微分前饋作用減弱或消失。而采取利用限速后目標負荷變化進行微分，即限速后目標負荷經(jīng)過一定的慣性時間后求差值，隨后乘以一定的增益量且經(jīng)上下限幅后確定前饋煤量，可實現(xiàn)煤量的超前調(diào)節(jié)；同時，當變負荷結(jié)束，目標負荷穩(wěn)定后，煤量的超調(diào)量減少至零，有抑制因煤量持續(xù)超調(diào)過多而造成的后續(xù)壓力高、甚至超壓的作用。

2.2.4 負荷偏差前饋

協(xié)調(diào)模式下，當輸入給定負荷并進行時，依據(jù)機組給定的目標負荷減去限速后目標負荷，確定負荷偏差，給予不同的煤量，并經(jīng)5 s慣性，確定前饋煤量。該回路是負荷偏差時鍋爐主控的“加速回路”，即負荷變化時，預先增加或減少一定煤量，調(diào)整燃燒，補充鍋爐所釋放的能量；隨負荷指令與限速后目標負荷越接近作用量越小，相同時回路不起作用；實際表現(xiàn)曲線是回路作用的前饋煤量曲線，是負荷偏差的“倒三角”曲線?；芈吩O置時，負荷偏差確定的前饋煤量應有一定的上下限幅，避免此回路作用過強，以及疊加基準煤量曲線等造成煤量過調(diào)，進而造成后續(xù)的過熱度超溫、超壓等問題。

2.2.5 主蒸汽壓力偏差微分前饋

主蒸汽壓力偏差是限速后目標負荷對應壓力設置值與實際壓力的偏差，反映出鍋爐和汽輪機能量的平衡狀態(tài)；回路利用壓力偏差的10 s慣性延時求差，隨后設置壓力偏差與作用煤量的函數(shù)回路(偏差大，作用煤量相應多)，能有效彌補鍋爐、汽輪機的能量平衡。該回路能及時作用一部分煤量，控制主蒸汽壓力偏差的趨勢；當實際壓力高于設置值時，也能超馳減少一定煤量，有效防止高負荷工況下的超壓問題。

2.2.6 主蒸汽壓力指令變化前饋

主蒸汽壓力指令是隨限速后目標負荷對應的設定壓力值；回路利用主蒸汽壓力指令的變化幅度進行微分，經(jīng)一定的慣性時間求前后差值，乘以一定的增益量并進行高低限位后輸出前饋煤量。該回路一直作用在協(xié)調(diào)變負荷階段，直至負荷指令(限速后目標負荷)與機組給定目標負荷相同時，作用量消失。該回路的主要作用是在協(xié)調(diào)變負荷時，提前增加或減少一定的煤量，響應主蒸汽壓力設定值的變化，并有利于在變負荷的前期階段(達到機組給定目標負荷時)，控制實際壓力與設定值壓力的偏差。

須注意的是：該回路作用的強弱設置，應考慮與其他前饋回路的相互影響和制約，即壓力指令變化前饋是限速后目標負荷指令變化的正向參數(shù)，不會負向調(diào)節(jié)，必須依靠其他回路，如壓力偏差前饋、基準煤量變化等前期超調(diào)的煤量予以消除；如長時間或大幅度漲負荷時，因壓力指令變化前饋超調(diào)的煤量增多，易發(fā)生變負荷后期壓力突升、甚至超壓的問題，必須依靠壓力偏差回路等予以消除，如2個回路耦合不當，易發(fā)生參數(shù)振蕩。

2.2.7 壓力超限和調(diào)頻動作前饋

針對在90%額定負荷工況以上額定主蒸汽壓力運行階段，CFB鍋爐因蓄熱量大，易發(fā)生超壓問題，增設主蒸汽壓力>24.2 MPa，超馳減少一定煤量的超壓煤量前饋邏輯；同時，煤質(zhì)校正后基準煤量、能量變化微分前饋、主蒸汽壓力偏差微分前饋等鍋爐前饋控制邏輯中因?qū)嶋H主蒸汽壓力超限也須要減少一定煤量，有較強的抑制鍋爐超限的邏輯。

為了響應電網(wǎng)一次調(diào)頻的要求，快速實現(xiàn)調(diào)頻動作時鍋爐、汽輪機與負荷能量的平衡，增設依據(jù)調(diào)頻動作幅度，超馳增減煤量的邏輯。

2.3 給水控制

超臨界CFB機組的給水控制與超臨界煤粉機組有較大區(qū)別。對于常規(guī)超臨界煤粉機組水煤比是給水調(diào)節(jié)重要的參數(shù)依據(jù)，在不同的負荷階段基本確定煤與給水之間的匹配關系，即使在大幅度變負荷過程中也能基本擬合出煤量與給水指令的正確配合。但由于CFB鍋爐燃燒滯后性強、熱慣性大，且受實際燃燒煤質(zhì)波動更大及供熱抽汽的影響，實時給煤量不能及時準確反映當前鍋爐內(nèi)燃燒的強弱，煤與水的耦合性比超臨界煤粉鍋爐難度大。對此，利用校正煤焓回路設置合適的三階慣性時間確定基準水量和中間點溫度修正水量兩部分互相結(jié)合補充并制約的方式進行有效給水控制。

2.3.1 校正煤焓回路確定基準水量

鍋爐主控輸出煤量指令除以煤質(zhì)校正系數(shù)，后設置水煤的基準曲線F(x)，可實現(xiàn)克服煤質(zhì)波動或供熱抽汽的影響；結(jié)合鍋爐的實際汽水焓增與設計汽水焓增之比進行修正，有利于鍋爐能量及控制中間點溫度和主蒸汽溫度。如鍋爐實際汽水焓增大于設計汽水焓增時，說明鍋爐工質(zhì)吸熱量較設計值偏大，易發(fā)生后期的中間點溫度、主蒸汽溫度升高，設置1.05～1.15的修正系數(shù)，增加給水流量予以冷卻；反之，如實際汽水焓增小于設計汽水焓增時，說明鍋爐工質(zhì)吸熱量偏小，須設置0.90～0.95的修正系數(shù)，減少給水流量予以冷卻。因該機組實際帶供熱，增加供熱投入后供熱抽汽流量對給水量的前饋量。

結(jié)合超臨界CFB鍋爐燃燒滯后的特點，汽輪機調(diào)節(jié)閥單閥/順閥工況調(diào)節(jié)特性不同時，利用給水增加協(xié)調(diào)負荷的相應能量，及其在升/降負荷的不同階段，平衡鍋爐蓄熱便于汽水分離器的中間點參數(shù)(汽水分離器壓力、溫度)和主蒸汽參數(shù)控制等因素，給水流量指令設置不同的三階慣性時間，成功實現(xiàn)煤與水耦合控制。校正煤焓回路確定基準水量邏輯框圖見圖4，依據(jù)負荷變化、汽輪機調(diào)節(jié)閥特性設置不同的三階慣性時間，以增加給水對于負荷、主蒸汽壓力的響應能力。

圖4 校正煤焓回路確定基準水量邏輯框圖

(1) 汽輪機調(diào)節(jié)閥單閥工況：升負荷時，每一階給水慣性22 s，加水相對較快，有利于跟蹤負荷率；降負荷時，每一階給水慣性25 s，略有增加，考慮鍋爐蓄熱的消耗，平衡過熱度、焓等控制。

(2) 汽輪機調(diào)節(jié)閥順閥工況，充分考慮調(diào)節(jié)閥重疊度對負荷響應的影響：設置升負荷時，前30 s，每一階給水慣性22 s，后每一階給水慣性28 s；降負荷時，前30 s，每一階給水慣性20 s，后每一階給水慣性32 s。其中，升/降負荷前30 s，給水慣性時間相對短，便于初期協(xié)調(diào)負荷和主蒸汽壓力的跟蹤；后期慣性時間適當增加，主要是考慮匹配燃燒效果表現(xiàn)，有利于控制汽水中間點溫度和主參數(shù)。同樣，降負荷后30 s給水慣性時間略有增加，也是考慮消解鍋爐蓄熱。

(3) 汽輪機調(diào)節(jié)閥順閥工況且額定負荷大于90%：降負荷時前30 s，給水慣性15 s，后32 s，前期實現(xiàn)快速減水，有利于高負荷工況下降負荷發(fā)生鍋爐超壓。

(4) 負荷平衡工況：每一階給水慣性24 s，能有效地保持主蒸汽壓力及中間點參數(shù)的穩(wěn)定性，達到動態(tài)平衡狀態(tài)。

2.3.2 中間點溫度控制

中間點溫度(過熱度)代表過熱器入口蒸汽初始參數(shù)，有利于負荷和汽溫的控制。超臨界CFB鍋爐因燃燒滯后性強、熱慣性大，中間點溫度控制必須利用給水調(diào)節(jié)；不同于超臨界煤粉爐可分別用煤量、給水量或者耦合關系進行修正[3]。

考慮到實際鍋爐燃燒效果表現(xiàn)時間長，前期不會造成中間點溫度的快速變化，與各工況下煤焓回路確定基準水量的耦合，設置合理的PID調(diào)節(jié)參數(shù)、單獨三階慣性回路及增設修正水量限幅，圖5為中間點溫度控制邏輯框圖。相比爐跟隨等模式，協(xié)調(diào)模式時中間點溫度控制器的調(diào)節(jié)參數(shù)相對弱，慣性時間長，有利于減少協(xié)調(diào)變負荷時對于基準水量的影響(協(xié)調(diào)模式時，中間點溫度控制器比例帶為35%、積分時間為180 s、調(diào)節(jié)三階慣性時間為5 s；其他模式時，中間點溫度控制器比例帶為24%、積分時間為130 s、調(diào)節(jié)三階慣性時間為1 s)。

圖5 中間點溫度修正水量控制邏輯圖

協(xié)調(diào)升負荷初期，在實際過熱度下降狀態(tài)，中間點溫度控制器調(diào)節(jié)過快或參數(shù)過強時，雖然中間點溫度控制跟蹤效果相對較好，但是卻制約煤焓回路確定的基準水量，相對在升負荷前期鍋爐給水量不足，造成機組前期欠壓狀態(tài)，負荷和壓力響應能力低，進而使前期煤量的超調(diào)量增加，并疊加前期基準水量的不足等，易導致后期的過熱度、汽溫突升、主蒸汽壓力高等問題。具體參數(shù)設置應結(jié)合實際協(xié)調(diào)變負荷過程中，主回路的給水曲線、過熱度及其汽壓響應變化進行綜合判斷。

為保證水冷壁安全和過熱度的控制，增加實際過熱度高于48 K時，過熱度設定值自動減少3 K，有利于防止水冷壁超溫，反之實際過熱度過低時，適當增加過熱度設定值。

2.4 汽輪機主控

因CFB鍋爐燃燒滯后性強、熱慣性大，為響應電網(wǎng)負荷的調(diào)節(jié)能力，以爐跟隨為主的直接能量平衡協(xié)調(diào)控制方式，充分發(fā)揮汽輪機調(diào)節(jié)閥的負荷響應能力。協(xié)調(diào)模式汽輪機以調(diào)節(jié)負荷為主，并結(jié)合實際調(diào)節(jié)閥在單閥和順閥不同方式下閥門流量特性的不同，設置不同的PID參數(shù)，以加強對于負荷的影響能力。通過實際摸索設置：單閥方式下，比例帶為400%、積分時間為50 s；順閥方式下，比例帶為230%、積分時間為27 s。相對順閥方式下，因閥門重疊度改變和流量特性曲線相對平緩，PID調(diào)節(jié)參數(shù)設置較強。

為保證負荷變化過程中機、爐能量平衡關系不發(fā)生嚴重失調(diào)，在汽輪機控制負荷的基礎上，增加主蒸汽壓力偏差大拉回回路[4]，依據(jù)不同主蒸汽壓力偏差值設置汽輪機調(diào)節(jié)閥對負荷的作用大小。該回路設置必須考慮協(xié)調(diào)變負荷初期，防止出現(xiàn)抑制汽輪機調(diào)節(jié)閥對負荷的響應量的問題，所以在變負荷初期增設一定的延時時間。

在高負荷(額定負荷率≥90%)工況下大幅度或持續(xù)減負荷時，因鍋爐熱慣性大且蓄熱難以消耗，易發(fā)生超壓問題，進而針對性地在汽輪機主控內(nèi)設置：依據(jù)壓力超限值，直接作用汽輪機調(diào)節(jié)閥增加不同負荷的防止超壓超調(diào)邏輯。主蒸汽壓力偏差大拉回回路和防超壓邏輯見圖6。

圖6 主蒸汽壓力偏差大拉回回路和防超壓邏輯圖

3 控制實例

圖7是機組由50%～75%額定負荷(175～262 MW)的協(xié)調(diào)升負荷主要參數(shù)曲線，圖8是機組由75.0%～91.5%額定負荷(262～320 MW)的協(xié)調(diào)降負荷主要參數(shù)曲線，2次負荷變化速率均是4.5 MW/min(1.5%Pe)。實踐證明：以4.5 MW/min進行協(xié)調(diào)變負荷擾動，負荷響應時間小于60 s，負荷動態(tài)偏差小于±3%Pe，靜態(tài)偏差小于±1.5%Pe；主蒸汽壓力自動跟蹤效果較好，在高負荷運行工況未出現(xiàn)超壓問題。依靠較大的鍋爐主控前饋量、煤水的精確耦合，以及充分發(fā)揮汽輪機調(diào)節(jié)閥的負荷響應能力等，克服超臨界CFB燃燒響應慢、熱慣性大的控制困難，實現(xiàn)燃燒、汽水與負荷的精確控制，協(xié)調(diào)的調(diào)節(jié)品質(zhì)較好，滿足機組自動控制及電網(wǎng)調(diào)峰要求。各溫度調(diào)節(jié)的主參數(shù)控制穩(wěn)定，中間點溫度動態(tài)偏差小于±7 K，靜態(tài)偏差小于±3 K；主蒸汽溫度動態(tài)偏差小于±8 K，靜態(tài)偏差小于±3 K；再熱蒸汽溫度動態(tài)偏差小于±10 K，靜態(tài)偏差小于±4 K；在保證負荷、汽壓跟蹤的前提下，汽溫控制穩(wěn)定，避免發(fā)生受熱面超溫的問題。

圖7 50%～75%額定負荷(175～262 MW)的協(xié)調(diào)升負荷主要參數(shù)曲線

圖8 75.0%～91.5%額定負荷(262～320 MW)的協(xié)調(diào)降負荷主要參數(shù)曲線

4 結(jié)語

設置合理的主蒸汽壓力曲線，在爐跟隨為主的協(xié)調(diào)模式下，充分發(fā)揮汽輪機調(diào)節(jié)閥的響應能力；鍋爐主控前饋信號和動作量、煤水的耦合特性，以及汽輪機調(diào)節(jié)閥控制是超臨界CFB機組協(xié)調(diào)控制品質(zhì)的關鍵；各控制回路的耦合復雜、難點高，應結(jié)合不同工況設置不同的PID調(diào)節(jié)參數(shù)、慣性時間，保證協(xié)調(diào)、子回路的調(diào)節(jié)品質(zhì)和跟蹤速率；且協(xié)調(diào)須充分考慮到超臨界CFB機組易發(fā)生超壓、超溫等風險點。

考慮超臨界CFB鍋爐實際燃用煤質(zhì)波動大及燃燒滯后性大的特征，引入煤質(zhì)校正確定基準煤量、校正煤焓回路確定基準水量等控制策略，以增加負荷、煤、水、中間點溫度等參數(shù)耦合控制的準確性；為了避免高負荷工況出現(xiàn)超壓問題，鍋爐主控、汽輪機主控等多個方面增設防超壓邏輯；為了保證負荷變化過程中機、爐能量平衡關系不發(fā)生嚴重失調(diào)，汽輪機主控內(nèi)增設主蒸汽壓力偏差大拉回回路等控制策略或邏輯。這均有很強的實際操作意義，可為同類型機組提供參考。