300MW循环流化床锅炉控制技术.docx

300MW循环流化床锅炉限制技术探讨赵银王寿福（云南大唐国际红河发电有限责任公司，云南开远661600）摘要：循环流化床（CirculatingFluidizedBed,以下简称CFB）锅炉技术作为一种清洁燃煤技术，由于其排放污染低、燃料适应性广、燃烧效率高及负荷适应性强等优点，得到了迅猛的发展，使CFB锅炉日趋大型化。然而CFB锅炉的燃烧调整异样困难和限制之困难也给CFB锅炉的推广起着严峻的制约作用，所以迫切须要对CFB锅炉的限制技术进行深化探讨。关键字：CFB锅炉燃烧风量煤量风煤比调整FSSSMCS一次风二次风高压流化风炉膛1、前言CFB属于低温燃烧，氮氧化物排放远低于煤粉炉。并可实现燃烧中干脆脱硫，脱硫效率高且技术设备简洁和经济，可以利用燃料自身含钙量进行自脱硫（如煤质含钙量较低,需再加入少许的石灰石限制最终的烟气含硫量），削减对环境的污染，其脱硫的初投资及运行费用远低于煤粉炉加FGD。排出的灰渣活性好，易于实现综合利用，无二次灰渣污染。CFB锅炉可以将煤矿选择剩下的煤砰石、劣质煤、煤泥作为燃料来发电。大型CFB锅炉的热效率普遍达90%以上,如今目前300MWCFB锅炉热效率典型设计为92.8%。锅炉负荷可在30%100%内不投油稳定运行，负荷变更响应速率可达5%10%ECRMIN,比常规煤粉炉负荷变更速率（3%5%ECR/MIN）高。从上面可看出，CFB锅炉技术相对常规锅炉来说是很有发展前景的一种燃烧技术。在我国目前环保要求日益严格，煤种变更较大和电厂负荷调整范围较大的状况下，CFB成为发电厂和热电厂优选的技术之一，CFB燃烧技术已被运行实践证明是牢靠的干净煤燃烧技术，受到人们的高度重视，近年来得到快速发展。容量大型化和蒸汽参数进一步提高是当前CFB锅炉的主要发展方向。现300MW大型CFB锅炉在国外实际应用已起先，2006年6月云南大唐国际红河发电公司300MW循环流化床锅炉#1机组并网发电，这也是过产第一台300MW循环流化床锅炉，现在已经运行近两年。CFB锅炉随着新技术应用也会遇上一些新问题。虽然CFB锅炉，尤其是中小型CFB锅炉已经大量投入商业化运行,但限制问题始终是循环床锅炉的主要问题之一，其燃烧自动限制系统基本投不上,或投入率很低,实际运行中靠手动操作。究其缘由,在于CFB锅炉燃烧系统的困难性。由于CFBB自身的工艺特点，它比一般锅炉具有更多的输入和输出变量，耦合关系更加困难。当锅炉负荷发生变更时（外扰），或给水量、给煤量、返料量、减温水量、引风量、一次风量、二次风量等任输入量（内扰）变更时，全部输出量（如汽包水位、蒸汽温度、蒸汽压力、炉膛负压、氧量、床温等）都要发生变更，但程度有所不同。一-般CFB除燃烧限制系统外，其它限制与般煤粉炉差别不大,可按一般煤粉炉进行限制，而且这些限制方法己经成熟，限制效果比较满足。但在燃烧限制上的确须要特殊探讨。2、CFB锅炉工艺流程以图1为例，简洁说明300MWCFB锅炉的工艺流程（汽水系统因和常规煤粉锅炉类似，略）。其中：1燃烧室2一旋风分别器3烟气加热器：包括过热器、再热器、省煤器、空预器4外置床换热器5二次风6次风7锥形阀8一石灰石加料装置9一给煤装置图1：300MWCFB锅炉工艺简图燃烧系统的流程：原煤破裂、筛选后送煤斗，经计量式给煤机进入燃料室底，与炉底来的热次混合成气、固流化物燃烧。热二次风从燃烧室中下部补入，以供应进一步燃尽所需的空气。石灰石粉经加料装置加入燃烧室主燃烧区,在料床温度为85（C95（C的较佳脱硫温度下与硫反应，生成比较稳定的硫化钙，除去煤中的硫,大大削减烟气中SOz的排放量。燃烧室出口装有4组高温分别器，用于分别烟气与未燃尽的粗颗粒。分别出的颗粒经锥阀，依据限制床温、再热汽温主参数的状况,例。在加热器中，两组装中温过热器,调整干脆返回锅炉的循环料量和经加热器返回锅炉料量的比两组装末级再热、低温过热器。调整装有再热器的回料锥形阀，用于调整再热出口汽温度；调整装有中温过热器的回料锥形阀，则用于调整锅炉料床温度，过热汽温的主要调整是通过三级过热减温水实现的。尾部烟道布置有末级过热器、低温再热器、省煤器和空气预热器，汲取烟气余热。烟气经除尘器，由吸风机送入烟囱后，排入大气。燃烧产生的灰渣，通过冷渣器冷却后排出。同时通过调整灰渣的排放量，来限制锅炉料床的高度，满足运行的平安、经济性要求。3、限制系统配置300MWCFB锅炉机组的限制系统典型配置：主控系统采纳日立的HlACS-500OM型DCS系统，单元机组I/O点量：约4530点。主控系统功能含：DAS、MCS、SCSsFSSS、BPS等。汽机的监控包括DEH、MEH、ETS、METSsTSkTDM等。而辅机程控系统包括：化水、输煤、除灰、锅炉补给水、胶球清洗、凝聚水精处理、机组加药、吹灰、定排等系统。系统功能中，差异和难度最大的为MCS,而其它功能仅因主辅设备配置不同而与常规300MW煤粉炉机组有所差异。在下面的内容中将重点介绍MCSoMCS配置包括如下调整系统：（1）机炉协调限制系统。分为锅炉基本、汽机基本和机炉协调三种运行方式，含ADS、RB、一次调频等功能在内。（2）燃料调整。包括4套给煤系统，每套给煤又由三级给煤构成，主要采纳第一级称重变频给煤机作燃料调整，其它级的给煤是比例随动调整。（3） 一次风量调整。包括2套一次风量调整门，使一次风量满足燃料流化和燃烧的要求。（4） 一次风压调整。包括2套一次风机系统，可调整一次风机导叶开度变更风机出力，使一次风母管压力满足运行要求。（5）二次风风量调整。包括4套上、下二次风量调整门，满足燃料燃烧的二次风量要求，使锅炉运行达到最佳的含氧量和较高的热效率。（6）二次风压调整。包括2套二次风机系统，调整二次风机动叶开度变更风机出力，使二次风母管压力满足运行要求。（7）炉膛压力调整。包括2套吸风机系统，调整吸风机静叶开度变更风机出力，使炉膛压力满足运行要求。（8）锅炉床温调整。锅炉设计的2套外置床换热器，内装中温过热器，用于锅炉床温调整。通过调整回料锥形阀大小，可调整从分别器直达燃烧室的料量和经外置床到燃烧室的循环料量比例大小，来实现锅炉床温的调整。（9）锅炉床压调整。调整4个排渣器调门，使床压满足设定要求，保证锅炉平安、经济运行。（10）流化风母管压力调整。类似于一次风压调整，包括5套流化风机，调整流化风机导叶开度变更风机出力，使流化风母管压力满足运行要求。（Il）外置床换热器流化风量调整。共4套外置床换热器，每套含3台换热器流化风调门，调整每台换热器流化风调门，使对应风量满足运行要求。（12）冷渣器流化风量调整。共4套冷渣器，每套含2台高压流化风调门，调整每台冷渣器流化风调门，使对应风量满足运行要求。（13）冷渣器冷却水流量调整。每套冷渣器含1台冷渣器冷却水流量调门，用于调整冷渣器出口灰渣温度满足运行要求。（14）点火器风量调整。有1套前墙床枪组、1套后墙床枪组和2套风道燃烧器组共4组启动燃烧点火器，每组有1台点火一次热风量调门，用于调整点火风量满足运行要求。（15）二次暖风器温度调整。有2组暖风器，每组1台辅汽至暧风器调门，调整暧风器出口二次风温满足设定要求。（16）石灰石给料调整。设计有2套给料装置，对应有2套石灰石给料机，限制给料量满足脱硫要求。（17）燃油压力调整。设计4台进油调门，分别限制1套前墙床枪组、1套后墙床枪组和2套风道燃烧器组各自的燃油压力满足运行要求。（18）过热汽温调整。设计有6套三级减温水，调整过热汽温满足进行要求。（19）再热汽温调整。低温再热器由2套喷水减温实现，限制低再温度满足运行要求；再热器出口温度的调整由2套外置床再热器灰料再循环锥形调整阀实现。（20）其它汽水系统的自动调整。主要包括：汽包水位、除氧器水位、凝汽器水位、高/低加水位、给水泵密封水差压、给水泵最小流量、旁路等调整。这些调整与常规煤粉炉机组的调整类似,这里就不作介绍了。4、模拟量限制CFB锅炉的燃烧系统为大滞后、强耦合、多输入多输出的非线性时变系统，其动态特性比较困难。 大滞后主要表现为：燃料主汽压力，喷水减温一汽温，外置床再热循环锥形阀料床温度，二次风量一氧量，石灰石量烟气硫量等响应的时间较长，一般在35分钟左右。 强耦合与多输入多输出，如：机炉协调限制系统中汽机调门、锅炉燃料调整负荷、主汽压力的调整属于典型的强耦合与多输入多输出系统。 非线性，CFB因燃烧系统的困难性带来限制对象的非线性严峻，据文献介绍的某CFB锅炉依据现场辨识的煤量主汽压力、煤量床温被控对象模型中，其增益和时间常数在不同的锅炉运行工况下达到两倍的差别，因此采纳单一限制参数的常规PID调整器，达不到较志向的调整品质。基于CFB锅炉限制对象上述限制特性，借鉴常规煤粉炉上已经应用胜利的一些策略和阅历，提出在DCS上可实现的限制方案。（1）针对限制对象的大滞后问题，限制中采纳串级（如汽温限制）和特殊的限制方式（如DEB协调限制中采纳汽机一级压力、汽包压力变更率较快速、精确地计算出锅炉热负荷）。（2）针对限制对象的强耦合与多输入多输出问题，限制中采纳解耦、补偿限制方式，如DEB协调限制、比例微分前馈限制等。（3）针对限制对象的非线性问题，限制中采纳变参数自适应PID、函数线性补偿限制等方式。4.1 常规限制火力发电机组DCS模拟量限制系统限制逻辑设计特点DCS模拟量限制系统限制逻辑的设计应具有以下特点，使系统能在各种工况及切换时能平安、稳定运行。 跟踪和无扰：系统在手自动切换和各种运行方式切换时，要求实现无扰。 自动调整完善的逻辑功能：在测量值、执行单元故障或逻辑要求时，应自动切为手动；在逻辑要求，应能实现输出的闭锁增/减或超驰增/减；逻辑要求时，应能自动投用调整系统等逻辑功能。 调整输出带多执行单元的自动安排功能。设置单个执行单元偏置及手动设置单个执行单元值后，其他在自动状态的执行单元应实现自动安排；某一执行单元失效（取消安排）后其他在自动状态的执行单元的自动叠加；可按各执行单元出力不同设置安排系数等功能。4.1.2CFB锅炉模拟量限制设计下面依据CFB锅炉的特性，结合常规锅炉限制取得的胜利阅历，建议MCS的各调整系统采纳以下设计。（1）机炉协调限制系统。通过调整锅炉的燃料和汽机调门开度，实现机组负荷和主汽压力的限制。依据限制过程中锅炉、汽机调整被控参数的侧重点不同，可分为锅炉基本、汽机基本和机炉协调三种方式。机炉协调限制策略有常规和各种补偿形式设计方案，其中干脆能量平衡（DEB）协调限制方式是一种比较适用、有效的方式。该方式协调限制是一种考虑了机组能量平衡的自解耦限制，自动补偿机组滑压变动负荷中锅炉蓄热、负荷斜坡变更中调整器静差。DEB协调限制方式中所用的主要信号是机组负荷、汽机一级压力、机前压力和汽包压力，调整输出仍是锅炉的燃料和汽机调门。DEB协调限制方式好用于物质能量平衡的汽包式单元机组，而与锅炉的燃烧方式无关。DEB协调限制方式在常规煤粉炉机组已经成熟应用，在大型CFB机组胜利投用的实例也有山东某100MWCFB机组。下面是DEB协调限制策略介绍：汽机侧的负荷，可用下面的式子来表示：TEF=K1*P1+K2*Fbp（式1）其中：TEF-TotalEnergyFlow,汽机侧的总负荷（MW）。Pl为汽机一级压力，FBP为高旁蒸汽流量，KI、K2为量纲转换比例系数。通常在机组带负荷正常运行后FBP为0,则TEF=KI*P1,以下均以TEF=Kl水PI的状况探讨。锅炉和汽机的负荷关系，可用下式表示：HR=TEF+C/Pd'（式2）其中：HRHeatRelease放热量，代表锅炉侧的热负荷（MW）。Cb一锅炉蓄热系数（MWSMPa）;Pd'一汽包压力变更率（MPa/S）。Pl与TEF成线性关系。对300MW机组，一般满负荷时TEF=300MW,Pl%12.5MPa可得KIQ24。锅炉负荷需求NRGD计算模块，在燃料调整中作为设定值，使HR满足NRGD设定要求。其计算式为：NRGD=WT+C1*WT*WT,+C2*PTSPR（式3）其中WT=TEF*PTSPPT,Cl、C2为系数。Wr为的WT变更率。式中c*w*wr项用于补偿燃料调整作给定值斜坡变更的稳态偏差，其值可在定压变负荷过程中整定出；C2*PTSPR项用于补偿机组作滑压变更时的吸热或放热量。由C2*PTSPR=Cb*Pd',可得：C2=Cb*P7PTSPR=Cb*C1r(式4)其中CDT=PDSi/PT能DEB方式的功率调整由串级PlD调整回路组成。主调整器的测量值为实发功率信号，给定值为人工设定值经上下限及速率限值后加一次调频功率指令而形成的复合功率指令。一次调频功能可依据要求投入或切除。副调整器的测量值是P1。给定值为主调整器的输出，副回路的调整输出送至DEH,使汽机调门快速定位。在DEB方式中，关键参数锅炉蓄热系数Cb有多种不同的试验求法，下面针对某一300MW机组，提出以下两种较常应用且简洁实现的实例方法：I、锅炉负荷HR保持不变(燃烧系统保持手动稳定不变)的主汽压力定速率变更试验方法a、调整工况使机组在16.2MPa主汽压力、300MW负荷下稳定运行。b、置燃料、送风调整等燃烧系统在手动运行且保持稳定不变。c、投入汽机的压力调整，使压力定值从16.2MPa,以0.15MPaZMin速率变更至16.7MPa°d、记录TEF、PD等参数的趋势曲线和数据，见图2。e、由式(2)可得：Cb=-/TEF(t)dt(Pdt2-Pdti)(式5)代入数据后求得Cb=6969.4(MWSMPa).II、负荷从一种稳定工况变动至另一种稳定工况(燃烧系统随负荷变动)的试验方法a、机组在300.0MW负荷、16.7MPa额定主汽压力下稳定运行。b、机组以5.0MWMin的负荷变更率滑压降至217.9MW。c、记录：TEF、Pd、PTsHR、MW的趋势曲线和数据。d、由式(2),并用燃料量折算的功率值代替HR(HRI=K3FU,FU为燃料量)可得：Cb=InHRl(t)-TEF(t)dt(PdIT2-PdM)(式6)代入数据后求得Cb=7853.9(MWSMPa)o图2：机组在300MW、16.2MPa时(燃料量保持)变压力试验曲线比较：方法2因试验过程中各主要参数均在变动，对机组效率影响较大，故求得Cb值其精确性没有方法1高，方法2与方法1求得Cb值相对误差为12.7%o方法2因要求机组的运行工况不需特地试验工况申请即可比较便利求取Cb值，可作为Cb初值的计算。图3为采纳DEB方式限制300MW中速磨煤粉炉机组以6MW/MIN按机组滑压曲线变负荷的趋势记录，这里机组的滑压曲线为：C7.41IN<120PTSP=J7.41+0.6193(IN-120)120IN270(MPa)、16.7IN>270图中其它的信号为：CeOOl.机组功率，MMJroT-给煤量，PTSP-主汽压力设定值，PT.主汽压力，P1.PID汽机级压力调整器。试验测得实际负荷变更率为4.5MW/MIN,主汽压力偏差为：+0.5,-0.1MPao图3：300MW中速磨煤粉炉机组负荷变动趋势曲线图（2）燃料调整，在机组加负荷中，应遵循先加风后加煤的原则；减负荷则先减煤后减风。故采纳DEB方式的燃料调整是接受小选出的锅炉指令和折算的风量信号,调整4台采纳安排限制的一级给煤机，最终使被调量热量信号（HR）满足锅炉指令要求。基于被控对象的给煤率汽压特性存在肯定的非线性，且限制拖延较大，故应设计变参数限制。若DCS系统无变参数自适应调整模块,可从调整模块输出串入一乘法模块，乘法模块其中的一路为上级输入，另一路为修正乘数因子，它是一个曲线函数，该函数为锅炉负荷被控对象传函增益曲线函数的反函数，被控对象传函这里是给煤率汽压的传函，其增益可在不同负荷点作阶跃扰动试验求取。乘数模块的输出作给煤量总指令安排块的输入。（3） 一次风量调整，由锅炉指令与锅炉热负荷的大选值一次风量曲线，计算出一次风量设定值，调整2台采纳安排限制的一次风量调门，使一次风量满足设定要求。（4） 一次风压调整，由锅炉负荷-一次风压曲线，计算出一次风压设定值，调整2台采纳安排限制的一次风机入口导叶，使一次风母管压力满足设定要求。（5）氧量调整，由串级调整回路组成，副回路由锅炉指令与锅炉负荷的大选值*主回路调整输出计算出总风量设定值，调整2台采纳安排限制的二次风量调门，使总风量满足设定要求；主回路由热负荷一氧量设定值曲线，作主调器设定值，使氧量满足设定要求。（6）二次风压限制，由锅炉负荷二次风压曲线，计算出二次风压设定值，调整2台采纳安排限制的二次风机动叶，使二次风母管压力满足设定要求。（7）炉膛压力调整，由人工设定值，通过调整2台采纳安排限制的吸风机静叶，使炉膛压力满足设定值要求。同时还应考虑送入炉膛总风量对炉膛压力的影响，把总风量或者一次与二次风流量调整输出作炉膛压力调整器的比例前馈。依据现场运用状况而选用前馈量，因总风量测量波动较大且稍滞后于一、二次风量限制输出，但，二次风量限制输出与对应风量的线性不是很好。（8）锅炉床温调整，锅炉设计有4套外置床换热器，其中2套用于锅炉床温调整，另外2套用于再热出口汽温调整。通过调整2套采纳安排限制的锥形阀大小，可调整从分别器至外置床和燃烧室再循环灰料比例的大小，实现锅炉床温调整。床温的设定值由锅炉热负荷.床温曲线给出。另外影响床温的还有：给煤量、外置床再热器调整、一次风/总风比例、上二次风/总二次风比例、料床床压，在调整中考虑这些量的前馈补偿，补偿可采纳变系数比例微分前馈补偿，依据现场的扰动量-床温、锥形阀调整-床温动态特性确定补偿函数。基于床温的影响量多，限制上存在较严峻的非线性,且限制拖延较大，故应像燃料调整那样设计变参数限制，采纳变参数自适应PID模块，或设计调整的线性修正曲线。（9）床压调整。床压（即床位）的限制关系到床料的流化质量、经济燃烧、厂用电率消耗、带负荷实力等，所以限制好床压，对CFB锅炉平安经济运行具有重要意义。由锅炉负荷床压曲线,计算出床压设定值，调整4台采纳安排限制的排渣器调门，使床压满足设定要求，保证锅炉平安、经济运行。（10）流化风母管压力调整。类似于一次风压调整，由锅炉负荷流化风母管压力曲线，计算出流化风母管压力设定值，调整采纳安排限制的5台运行中的流化风机入口导叶，使流化风母管压力满足设定要求。（11）外置床换热器流化风量调整。由锅炉负荷-换热器流化风量曲线，计算出换热器流化风量设定值，调整换热器流化风调门，使风量满足设定要求。（12）冷渣器流化风量调整。由锅炉负荷冷渣器流化风量曲线，计算出冷渣器流化风量设定值，调整冷渣器流化风调门，使风量满足设定要求。（13）冷渣器冷却水流量调整。调整冷渣器冷却水流量调门，使冷渣器出口灰渣温度满足设定值要求。（14）点火器风量调整。调整点火器对应风量调门，使点火风量满足设定要求。（15）二次暖风器温度调整。调整辅汽至暖风器调门，限制暧风器出口二次风温满足设定要求。（16）石灰石给料调整。由串级调整回路组成，副回路由给煤量水主回路调整输出计算出总石灰石量设定值，调整2台采纳安排限制的石灰石给料机，使总石灰石量满足设定要求；主调器设定值由人工输入，使烟气二氧化硫含量满足设定要求。（17）燃油压力调整。分别调整1套前墙床枪组、1套后墙床枪组和2套风道燃烧器组各自的燃油进油调门，使对应的燃油压力满足设定要求。（18）过热汽温调整。由三级减温水共6套串级回路实现过热汽温调整，每级减温设计为串级调整。副调整器限制输出的减温水调门，使减温器出口汽温满足主调整器输出的设定要求；主调整器的输出访下级减温器入口汽温满足锅炉负荷下级减温器入口汽温曲线设定值要求。同时影响各级过热汽温的主要有：床温锥形调整阀、高再温度锥形调整阀、热负荷等，在调整中考虑这些量的前馈补偿。（19）再热汽温调整。低温再热器由喷水减温实现，出口再热汽温由外置床换热器锥形阀实现调整。低温再热器喷水减温由2套左右侧串级调整组成，副调整器限制减温水调门，使减温器出口汽温满足主调整器输出的设定要求；主调整器的输出访外置床再热器入口汽温满足锅炉热负荷外置床再热器入口汽温曲线设定值要求；而外置床换热器锥形阀设计为2套左右侧再热汽出口温度调整单回路，其设定值为锅炉热负荷一再热汽出口温度曲线。同时影响各级再热汽温的主要有：锅炉热负荷、风量等，在调整中考虑这些量的前馈补偿。（20）其它汽水系统的自动调整。主要包括：汽包水位、除氧器水位、凝汽器水位、高/低加水位、给水泵密封水差压、给水泵最小流量、旁路等调整。这些调整与常规煤粉炉机组的调整类似,这里就不作介绍，在这里要提及的是采纳新型限制方式的除氧器与凝汽器水位联合限制已在省内300MW机组上胜利应用，一样可在300MWCFB锅炉机组上推广应用。4.2智能限制智能限制在国内外CFB锅炉机组上应用也有比较多的报导。依据CFB锅炉结构特点，探讨开发了基于阅历的专家智能限制策略，主要限制系统有炉膛负压限制、料层差压限制、主蒸汽温度限制、减温喷水限制、汽包水位三冲量与主蒸汽温度协议限制和燃烧系统专家智能限制等。基于CFB锅炉的现场运行阅历，给出了一系列描述锅炉各限制系统的限制表，尤其是给出了燃烧系统的限制规则库，将全部目标参数进行模糊化设定，全部设定均可在DCS组态上实时在线修改。该限制系统在浙江嵯州市热电厂75thCFB锅炉胜利投运。依据CFB锅炉的动态特性,提出了仿人智能限制系统。通过现场辩识，对CFB锅炉的汽压、床温被控对象的动态特性进行了简洁描述，同时为了保证锅炉经济燃烧,对锅炉热效率实行最优限制（调整二次风,以找寻最佳过剩空气系数）。考虑在送风和引风扰动下的动态特性，全部动态特性中的参数随锅炉运行工况的不同而变更。全部限制器均采纳仿人智能（IC）限制器，限制器的限制算法中，最为关键的是多模态的特征模型和限制模态集。实践证明：当机组负荷在25%100%之间变更时，该自动限制系统能投入正常运行。对于CFB锅炉中的两个强耦合变量：主汽压力和床温,国内外常见的限制方法一般是以主汽压力为主，按最佳风煤比的原则调整一次风量，同时限制床温在所要求的范围内。为了解决这对强耦合变量，有探讨者提出了采纳模糊限制和广义预料限制相结合的新限制思路，限制系统中各限制回路均采纳模糊限制方案，针对床温柔主汽压的强耦合，设计了基于广义预料限制的指导系统，即广义预料限制器利用CFB锅炉动态模型预料床温柔主汽压，作为床温调整限制回路和主汽压调整限制回路的给定值，实现了床温柔主汽压的解耦协调限制；另有探讨者提出了基于多变量频域理论的补偿式解耦限制方法，补偿式解耦限制系统干脆取用床温这一波动较大的信号去补偿和调整给煤量，干脆补偿和调整变频调速器的给煤转速，不但克服了由于给煤粒度变更引起的煤量变更的强内扰，同时床温的稳定运行也提高了抗负荷变更的外扰实力。5、调试在这里介绍常规机组的MCS调试和300MWCFB锅炉机组MCS调试方法。5.1采纳DCS实现的MCS限制系统常规调试MCS限制方案的设计和审修依据机组限制特点，结合厂家供应的设备限制说明和设计单位的设计，以及相关文献、资料，提出限制方案，探讨确定限制方案。MCS系统开环试验验证限制方案实施的限制组态是否正确，主要包括：限制模块的运算、限制跟踪、调整模块作用方向、调整器前馈方向、限制逻辑、软手操输出定位精度等的试验验证，限制系统静态参数设置等内容。MCS系统动态参数整定依据运行中人工操作的一些记录趋势数据和机组设备的一些运行特点，确定调整系统的一些动态参数；依据运行状况，选择合适时宜申请调整系统调整参数的整定，通常可作被控对象的阶跃扰动试验，以了解被控对象的特性，以便计算确定调整器初参数。在工况较稳定时试投入调整系统自动，先作阶跃定值扰动，依据趋势数据作调整参数的优化调整，直到此负荷的调整品质满足要求。在设计有变参数调整的床温、燃料等调整中，需在调整系统投用的高、中、低负荷点作调整系统被控对象的阶跃扰动试验，以记录不同负荷点被控对象的特性和整定相应的调整参数。常规调整器动态参数整包括P、I、D参数和前馈比例、微分系数等参数整定，下面简洁介绍其整定方法：(1)P、I、D参数整定。其整定方法有基于被控对象数学模型的理论法和工程阅历法，而阅历法就有图表整定法、临界比例带法、衰减曲线法等多种，这里介绍火电厂比较常用的三种阅历法:图表整定法、衰减曲线法和临界比例带法。A、图表整定法：依据被控对象的阶跃扰动飞升特性求取的特征参数1、p、）来整定PID参数，因篇幅所限这里不介绍被控对象阶跃扰动飞升特性特征参数的求取。下表是依据阅历总结的当衰减率=0.75时对象特征参数和调整器参数的关系，供整定参考。表1：依据£、p、整定调整器参数整定参数对象调整器PPIPIDp0.2l.l0.80.2<p1.52.6(-0.08)/(+0.7)2.6(p-0.08)/(+0.6)3.7(p-0.13)/(+l.5)Ep>1.52/p2/p1.7/pTip0.2-3.32.50.2<p1.50.8(p)()Ep>1.50.60.7Td-(0.150.25)TiB、临界比例带法：使调整器只具有P作用，系统投入闭环运行，调整使系统处于临界振荡状态，登记此时的比例带/和振荡周期T*,按表2计算=0.75时的调整器参数。表中，括号外的数值是对于无自平衡实力对象的整定参数，括号内的数值是对于有自平衡实力对象的整定参数。表2：临界比例带法整定调整器器参数调整器TiTdP2*(2.4*)PI2.2*(3*)0.85T*(0.6T*)PID1.67*(2.1*)0.5T*(0.67T*)0.25TiC、衰减曲线法：当生产过程不允许出现等幅振荡时，可采纳衰减曲线法。若调整器只有P作用，调整使=0.75°设对应的比例带为So.,振荡周期为Tom则在=0.75时，采纳Pl调整器时，可取=1.2o,75Ti=O.5T,75采纳PID调整器时，可取=O.8,75Ti=0.3T0,75Td=O.25Ti工程实际应用中，因无自平衡实力对象做飞升曲线的条件不多，常采纳衰减曲线法整定P、I、D参数；而自平衡实力对象常依据飞升曲线的图表法来整定。串级调整系统PID整定：先按上述方法整定副回路PID参数，再把副回路作为一快速比例环节，按单回路方式整定主回路。也可以依据主副调整器记录的输出与被测量对应阶跃扰动曲线，按上述方法一次计算主、副调整器P、I、D参数。(2)前馈补偿器设计和整定前馈是作为快速消退扰动的一种简洁好用的限制方法，其限制策略是在扰动对被控对象发生作用时，通过设计的前馈通道使扰动输出反作用方向的量，以抵消扰动对被控对象的作用。通过图4介绍设计前馈补偿器的设计和动态参数整定：图中WGD(三)是对象相对于扰动D输入时的传函，WG(三)是输出对象传函，WB(三)是调整器，WBD(三)是前馈补偿器传函。基于前馈补偿器的扰动消退原则，有：Wgd(三)+WBD(三)Wg(三)=0得前馈补偿器为WBD(三)=-Wgd(三)/Wg(三)(式7)如：炉膛压力调整中，送风对吸风的前馈补偿器因Wgd(三).WG(三)可近似为一阶惯性环节且时间常数相同，可设计为纯比例前馈补偿器。图4：前馈一反馈自调系统：a)一般形式b)传递函数形式因热控系统中调整系统的非线性和时变特点，前馈补偿器精确的函数比较难以得到，故般前馈补偿器设计为比例或比例微分函数，依据现场进行扰动试验整定系数。因系统的非线性和时变特点，如：给煤量对床温的前馈补偿器应设计为变系数的比例微分器，并在不同负荷点进行整定。比例系数整定。前馈补偿器一般针对有自平衡对象设计，进行阶跃扰动可求得WGD(三)的增益Kgd，Wg(三)的增益Kg,则WGD(三)的增益KGD=-Kgd/Kg。微分系数整定。这里的微分为实际微分，使前馈补偿器对应为WBD(三)=-WGD(三)/Wg(三)的微分时间常数和增益即可。MCS系统投用依据机组运行工况和MCS特点，逐步整定投用各协调限制子系统，最终投用机炉协调限制系统，并作机组负荷变动试验，要求各调整系统在试验中的调整品质满足要求。然后进入168小时试运行，在此期间若出现调整系统不能满足要求，可分析、调整限制参数，甚至是限制方案后再投用。5.2CFB锅炉的MCS系统动态特性和调试锅炉燃料主汽汽压特性燃料量扰动下汽压(即被控对象)的动态特性同汽轮机的调整有关，有汽轮机调门开度不变或保持汽轮机功率不变方式，所以汽压的动态特性分两种状况探讨。(1)汽轮机调门开度不变当燃料量M扰动时，有肯定滞后时间Tm,随锅炉的蒸发量增加，汽包压力P渐渐增加。由于汽轮机调门开度不变，蒸汽进入汽机的流量随汽包压力增加而增加，当蒸汽流量与锅炉蒸发量相等时，汽压维持在一个新的平衡值，系统达到一个新的平衡。燃料扰动下(AM)的汽压P响应曲线如图5（八）所示。此时汽压限制对象具有自平衡实力。图5：燃料阶跃阶跃动下，汽压响应曲线（八）汽机调门开度不变(b)汽机功率不变(2)保持汽轮机功率不变当燃料量M扰动时，为保持汽轮机功率不变，汽轮机调整会快速限制汽轮机调门开度，以保持汽轮机耗汽量不变。当蒸汽流量增大(4M)时，汽轮机调门开度减小以削减蒸汽流量，导致汽压P不断增加，这时汽压限制对象具有纯滞后的积分环节，是一个无自平衡实力对象，如图5(b)所J×o汽轮机调门开度变更时汽压的动态特性当汽轮机调门开度1.IT增大，从汽包流向负荷设备的蒸汽量立即增加，汽包压力P起先下降。随汽包压力下降，从汽包流出蒸汽量渐渐削减，使汽压下降速度也减慢，最终蒸汽流量趋于平衡，汽压维持在较低的数值，是一个有自平衡实力对象，相当于一个惯性环节。汽轮机调门开度阶跃变更(Aut)时汽压P响应曲线如图6所示。汽压被控对象特性可以参考文献1介绍的75thCFB锅炉在燃烧率扰动及汽轮机采纳液压调速系统时的现场辩识，得到汽压被控对象的动态特性：Gp(三)=(1-aS)(1+TpS)2Kpe-fS(式8)式(8)中，静态增益Kp;惯性时间常数Tp,纯滞后时间TP都是随运行工况的不同而变更的参数；S为1.叩IaCe算子。当锅炉负荷在25%100%范围内变更时,以上各参数的变更范围是：KP：64；Tp:300150s；p:10060s；a值基本保持在20s左右。从响应曲线可见，其特性与常规煤粉炉相像，可以用(式2)表示的锅炉负荷、汽机负荷与汽压关系理解其特性曲线，DEB方式机炉协调也适于其限制。但CFB锅炉的汽压被控对象具有比常规煤粉炉更严峻的非线性时变和非最小相位二阶惯性特性，这给限制带来不利影响。在限制上需依据高、中、低不同负荷(100%、65%,30%ECR)段求取不同的被控特性曲线，用变PlD参数调整,并整定不同负荷下的燃料调整参数。给煤量锅炉床温特性影响床温的因素很多，料层厚度、煤质、空气量、物料循环量、给煤量、负荷等变更都会引起床温的波动，但主要因素是给煤量和空气量。这里虽然是设计用过热器外置床再循环料量来调整锅炉床温，但给煤量是影响床温的一个主要外扰量。图6：汽机调门扰动下汽压响应曲线图7：给煤量方波扰动时床温变更曲线给煤量变更对床温有较大影响，其它条件不变时，给煤量增大或减小都会造成床温相应上升或降低，但由于煤占床料的比例很小(3%5%),床料热容量很大，给煤量扰动下的床温变更有个滞后的过程。当煤粒被投入到处于热平衡状态的高温流化床中，煤粒着火前后的吸、放热会破坏床内热量平衡，引起床温变更，如图7所示。参考文献1介绍的75thCFB锅炉在给煤量阶跃扰动下,床温被控对象的动态特性现场辩识为：Ge(三)=(l-bS)(l+TeS)Kpecs(式9)式(9)中的参数Ke、Te、Te也是随锅炉运行工况的不同而变更的参数。当锅炉负荷在25%100%范围内变更时，其变更范围是：Ke:10-5;Te:200-100s；Te：6030s；b值在12s左右基本保持不变。过热器外置床再循环料量一床温特性可以用下面函数式表示过热器外置床再循环料量一床温动态特性：Gh(三)=l(l+ThS)KheJhS(式从变更过热器外置床再循环料量引起床温变更过程，与给煤量增减引起的床温变更过程相比，除煤在此过程中燃烧多消耗10多秒时间外，其他都是流化混合吸/放热过程，即两者影响床温的动态过程比较接近。因此在设计给煤量床温的前馈函数时由式(6)可得，前馈可简化为比例加实际微分形式：Wbd(三)=X+X2S(l+T,S)o其中，可设IOS以平滑对脉冲输入的响应，Xi、X?是变参数的增益系数，是负荷的折线函数，也需在高、中、低不同负荷(100%、65%、30%ECR)段整定，在某负荷点的整定可参考前面介绍的常规调试。风量床温特性AirflowratetothecombustorPrimaryairSecondaryFluidization500-400-M0Z300-200-100-0-020406080100Boilerload%图8：300MWCFB锅炉设计一、二次风量运行曲线实例在送风(一次风)量扰动下,床温被控对象的动态特性可以认为是反作用的一阶惯性环节：Gv(三)=-KV/(1+TVS)(式11)式中，KV为静态增益;TV为时间常数。参考图8,在CFB锅炉运行中，一、二次风有对应的风量，在自动调整时一次风量可由负荷-一次风量曲线设定，而二次风量则由负荷一氧量曲线保证。这里设计变比例的前馈，用于风量一床温前馈调整。6、结论依据CFB锅炉机组的限制，尤其是燃烧限制的一些文献、资料，结合常规煤粉炉机组在MCS系统上胜利应用的阅历，针对300MWCFB锅炉机组MCS系统的限制方案，应当着重解决CFB锅炉的大拖延、强耦合、非线性的特性限制。通过省内已投运的135MWCFB锅炉机组上的调试阅历，结合文献、资料的报导，提出如下建议：(I)风量、床压、炉膛压力的测量问题。风量测量因直管段满足不了测量装置要求，出现测量不准和信号波动大问题；床压测点常因测量管堵而测不准；炉膛压力测点安装位置不合理，出现测量信号的偏差大和波动大。这些问题应进行专项探讨。（2）被控对象特性试验。深化探讨国内外为数不多的300MWCFB锅炉被控对象特性试验的内容、方法和步骤，提高自动投用率和限制品质。（3）进行DCS系统实现模糊、神经元等智能限制的可行性和实施探讨，以实现DCS的智能限制在CFB锅炉机组上的应用。智能限制具有对限制对象时变特性的适应强，参数自适应限制，限制品质优异等