一種超臨界循環流化床鍋爐機組快速變負荷控制方法與流程

本發明屬于電站鍋爐負荷運行優化控制技術領域，涉及一種超臨界循環流化床鍋爐機組快速變負荷控制方法。

背景技術：

隨著大容量機組的不斷增加和電網調度自動化程度的日益提高，要求大容量機組須按自動發電控制(Automatic Generation Control；AGC)方式運行，這就對電廠機組快速變負荷系統提出了新的要求。

我國新能源電力增長速度迅猛，但風電棄風限電和光伏棄光限電形勢嚴峻。國家能源局發布數據顯示，2015年全年棄風電量339億千瓦時，平均棄風率達15％，棄光電量約35億千瓦時，平均棄光率達9％，西北部分地區棄光率高達31％。除通道、政策等客觀因素外，新能源并網問題根本原因還在于區域電網內傳統發電提供的彈性容量不足。為適應電網的要求，火電機組通常利用鍋爐的蓄熱和汽輪機的快速性，迅速改變汽輪機調節門和鍋爐燃料量等措施，來提高機組對電網的負荷響應能力。

循環流化床(Circulating Fluidized Bed，CFB)燃燒技術是潔凈煤技術中最具商業化潛力、污染排放控制成本最低的技術。同時，CFB燃燒技術煤種適應性強，是消納大量煤矸石、煤泥的最有效手段。目前，我國CFB鍋爐機組總投運容量約91000MW，占火電裝機總容量的12.1％，超過了其他所有國家的CFB鍋爐裝備容量總和。

為提高CFB機組供電效率，提升市場競爭力，大型化成為必然趨勢。世界首臺600MW超臨界CFB鍋爐于2013年在四川白馬投運，與亞臨界CFB鍋爐相比，超臨界CFB鍋爐提升了供電效率，但負荷對燃料側的響應更慢，主汽壓力控制難度劇增。當前電網對循環流化床鍋爐機組的負荷變化速率考核指標僅為1％，但對于超臨界CFB鍋爐機組而言，這個目標難以實現。CFB鍋爐中燃燒放熱來自存在于床料中并不斷循環的大量未燃燼碳，而不像煤粉爐來自瞬時加入的燃料。因此，CFB鍋爐燃料側的蓄能很大。另一方面，超臨界CFB鍋爐汽水系統中沒有汽包，汽水側蓄能能力有所下降，為克服燃燒大慣性更需要深入分析、量化超臨界CFB鍋爐機組的蓄能，形成對應可行的控制策略，提升其協調控制系統的控制性能及變負荷速率。

技術實現要素：

本發明的目的在于，提供一種超臨界循環流化床鍋爐機組快速變負荷控制方法，充分利用鍋爐蓄能，改善超臨界CFB鍋爐機組的負荷調節品質，提高快速變負荷能力，進一步提升超臨界CFB鍋爐的市場競爭力。

為解決上述技術問題，本發明采用如下的技術方案：

一種超臨界循環流化床鍋爐機組快速變負荷控制方法，所述控制方法為分別處理負荷加速信號、主蒸汽壓力反饋信號、主蒸汽壓力變化率前饋信號、汽機能量需求信號、汽機能量需求信號與超臨界鍋爐蓄能信號的偏差信號得到相應的五個控制子信號，將所述五個控制子信號相加后輸出得到鍋爐主控指令，控制超臨界循環流化床鍋爐機組快速變負荷運行。

進一步地，所述處理負荷加速信號是指：

將所述超臨界循環流化床鍋爐機組接受的電網自動發電控制AGC方式的調度指令經過微分處理后，乘以k₁得到控制子信號a，所述k₁為所述控制子信號a與所述鍋爐主控的轉換比例系數。

進一步地，所述處理主蒸汽壓力反饋信號是指：

將所述主蒸汽壓力實際值與主汽壓設定值的偏差信號經過PID控制器輸出得控制子信號b。

進一步地，所述處理主蒸汽壓力變化率前饋信號是指：

將所述主蒸汽壓力經過微分環節處理，乘以k₂得到控制子信號c，所述k₂為所述控制子信號c與所述鍋爐主控的轉換比例系數。

進一步地，所述處理汽機能量需求信號是指：

將所述主汽壓力、主汽壓力設定值及機前力構造的汽機能量需求信號經過微分處理后，乘以k₃得到控制子信號d，所述k₃為所述控制子信號d與所述鍋爐主控的轉換比例系數。

進一步地，所述汽機能量需求信號與超臨界鍋爐蓄能信號的偏差信號是指：

將所述汽機能量需求信號與超臨界鍋爐蓄能信號的偏差經過PID控制器輸出得到控制子信號e。

進一步地，所述汽機能量需求信號為式中P₁表示汽機調節級后壓力主蒸汽壓力，單位為Mpa；P_T和P_TS表示主蒸汽壓力實際值和主蒸汽壓力設定值，單位為Mpa；K_p為汽輪機調節級后壓力和熱量的修正系數，單位為MJ/Mpa，表示單位蒸汽壓力蘊含的熱量。

進一步地，所述超臨界鍋爐蓄能信號為式中，q_d為主蒸汽流量，單位為kg/s；K_D為主蒸汽質量流量和熱量的修正系數，單位為(MJ·s)/kg，表示單位主蒸汽流量蘊含的熱量；C_h為焓增蓄熱系數，單位為kg·s；h_m為超臨界鍋爐汽水系統中間點焓值，單位為kJ/kg；C_B為鍋爐殘碳蓄熱系數，值為焦炭熱值乘以鍋爐效率，單位為MJ/kg；B為鍋爐內殘碳量，單位為kg。

進一步地，所述k₁取值為6～8，所述k₂取值為6～12，所述k₃取值為8～12。

與現有技術相比，本發明具有以下優點：

(1)針對超臨界循環流化床機組鍋爐內蓄熱無法通過有效的實驗儀器進行在線測量，鍋爐蓄熱表現為爐膛內存儲的殘碳量熱值及汽水側所蘊含的能量，通過機理分析構造超臨界CFB鍋爐機組蓄能信號；

(2)實現了超臨界循環流化床鍋爐機組快速變負荷運行的控制，給出了機組蓄熱系數參數的計算方法；經過實踐，該方法可以大大提高超臨界循環流化床鍋爐快速變負荷能力，取得了較好的效果，而且方便于工程應用；

(3)完全通過機理分析進行控制策略優化完成，沒有增加任何硬件設備，在節約成本的同時達到了良好的效果，為超臨界循環流化床鍋爐快速變負荷運行的控制提供了一種新思路；

(4)不僅改善了機組的調節品質，提高了快速變負荷運行控制系統的穩定性，適應機組負荷響應的能力，并通過試驗證明了所構造模型和方法的有效性。為實現超臨界循環流化床鍋爐機組的快速變負荷能力、促進新能源電力規模化并網提供可能，進一步提升超臨界循環流化床鍋爐機組的綜合競爭力。

附圖說明

圖1是一種超臨界循環流化床鍋爐快速變負荷控制策略框架圖；

圖2是應用圖1所示控制策略的某600MW超臨界循環流化床機組快速變負荷運行圖；

下面結合附圖和具體實施方式對本發明作進一步的說明。

具體實施方式

實施例一：

一種超臨界循環流化床鍋爐機組快速變負荷控制方法，如圖1所示，包括以下步驟：

S1，AGC調度指令經過微分處理后，乘以k₁得到控制子信號a，所述k₁為所述控制子信號a與所述鍋爐主控的轉換比例系數；

S2，主蒸汽壓力實際值與主汽壓設定值的偏差信號經過PID控制器輸出得控制子信號b；

S3，主蒸汽壓力經過微分環節處理，乘以k₂得到控制子信號c，所述k₂為所述控制子信號c與所述鍋爐主控的轉換比例系數；

S4，主汽壓力、主汽壓力設定值及機前力構造的汽機能量需求信號經過微分處理后，乘以k₃得到控制子信號d，所述k₃為所述控制子信號d與所述鍋爐主控的轉換比例系數。

S5，利用鍋爐內殘碳質量、主蒸汽流量及汽水側中間點焓值構造超臨界CFB鍋爐蓄能信號為

S6，將所述汽機能量需求信號與超臨界鍋爐蓄能信號的偏差經過PID控制器輸出得到控制子信號e，并與信號a、b、c、d加一起輸出到鍋爐主控；

S7，根據鍋爐主控輸出量來控制鍋爐快速變負荷運行。

所述步驟S1中k₁取值為6～8。

所述步驟S3中k₂取值為6～12。

所述步驟S4中k₃取值為8～12。

所述步驟S4一種超臨界循環流化床鍋爐快速變負荷運行控制方法中，汽機能量需求信號式中P₁表示汽輪機調節級后壓力主蒸汽壓力，單位為Mpa；P_T和P_TS表示主汽壓力和主蒸汽壓力設定值，單位為Mpa；K_p為汽輪機調節級后壓力和熱量的修正系數，單位為MJ/Mpa”，表示單位蒸汽壓力蘊含的熱量。

所述步驟S5中超臨界CFB鍋爐內殘碳的計算步驟如下：

循環流化床鍋爐燃燒過程中，送入爐膛的燃料，一部分通過燃燒釋放熱量，一部分累計在鍋爐內未燃燒保存在爐膛，一部分隨著排渣、飛灰排放不參與燃燒。根據質量守恒可計算得到爐膛內未燃燒的殘碳質量：

式中C_ar為煤的收到基碳質量份額，％；R_C為碳總體燃燒反應速率，kg/s；D(t)為爐膛排渣量，kg/s；C_ar1為排渣平均含碳量，％；根據工程經驗，假設C_ar、C_ar1為常數，飛灰含碳量忽略不計。

循環流化床鍋爐燃燒過程釋放的熱量與參與燃燒的燃料量成正比，參與燃燒的燃料量與爐膛內未燃燒殘碳質量的燃燒速度R_c相關，是流化床爐膛內未燃燒殘碳的總質量、床溫、氧氣濃度的函數：

式中：M_C為碳的摩爾質量，單位為kg/kmol；k_c為碳顆粒的燃燒速率常數；C_O2為氧氣濃度，單位為kmol/m³；d_c為碳顆粒平均直徑，單位為m；ρ_c為碳顆粒的密度，單位為kg/m³；

La Nauze綜合實際情況，重點考慮溫度對碳顆粒燃燒速度的影響，根據實踐總結得到了循環流化床鍋爐中碳顆粒燃燒速率常數k_c的表達式：

k_c＝0.513Texp(-9160/T) (3)

式中：T為爐膛床溫，單位為K；

碳顆粒氧氣濃度在控制系統中可以近似取平均值，由入爐總風量PM(t)決定，其表達式為：

式中：ko₂為總風量PM(t)與氧氣濃度的相關系數，取值范圍0.0040～0.0060，一般取0.0050；PM(t)為總風量，單位為Nm³/s。

所述步驟S5中超臨界CFB鍋爐蓄能信號為式中，q_d為主蒸汽流量，單位為kg/s；K_D為主蒸汽質量流量和熱量的修正系數，單位為(MJ·s)/kg，表示單位主蒸汽流量蘊含的熱量；C_b為焓增蓄熱系數，單位為kg·s；h_m為超臨界鍋爐汽水系統中間點焓值，單位為kJ/kg；C_B為鍋爐殘碳蓄熱系數，值為焦炭熱值乘以鍋爐效率，單位為MJ/kg；B為鍋爐內殘碳量，單位為kg。

1、超臨界循環流化床鍋爐汽水側蓄能模型

超臨界煤粉爐的能量平衡方程為

d(M_wh_w+M_sh_s+M_mc_mT)/dt＝Q_r+q_fh_f-q_dh_d (5)

式中M_w和h_w分別為鍋爐內水的有效質量，kg，水的比焓平均值MJ/kg；Ms和hs分別為鍋爐內蒸汽的有效質量，kg，蒸汽比焓平均值MJ/kg；M_m、c_m、T分別為鍋爐有效金屬質量，kg、金屬比熱，MJ/(kg·K)，金屬平均溫度，K；Q_r為鍋爐吸熱量，MJ/s；q_f和q_d分別為給水流量和主蒸汽流量，kg/s；h_f和h_d分別為給水焓值和主蒸汽焓值，MJ/kg。

式(5)左邊項為超臨界煤粉爐的鍋爐蓄熱，是工質和受熱面金屬中蓄熱的總和。對于超臨界鍋爐汽水側蓄能工程上一般采用中間點焓值h_m作為衡量鍋爐能量平衡狀況的信號。

C_h為焓增蓄熱系數，單位為kg·s。

鍋爐產生的蒸汽并不全部做功，一部分能量通過回熱加熱系統傳遞給水，鍋爐的有效輸出能量為

Q_o＝q_dh_d-q_fh_f (8)

式(5)等號右側可表示為

ΔQ_ro＝Q_r+q_fh_f-q_dh_d＝Q_r-Q_o (9)

2、超臨界循環流化床鍋爐燃料側蓄能模型

煤粉爐燃料瞬間燃燒，可認為在某一時刻有式(10)成立，鍋爐蓄熱僅體現在燃料側，即單位壓力變動時鍋爐所釋放或儲存的能量。

Q_r＝η_bQ_F＝η_bFH_F (10)

式中η_b為鍋爐熱效率，％；Q_F為入爐給煤量熱值，MJ/s；H_F為煤的實時單位發熱量值，MJ/kg。

而CFB特殊的流態化燃燒方式使得燃料側的蓄能十分可觀，有式(11)成立：

式中C_B為鍋爐殘碳蓄熱系數，值為焦炭熱值乘以鍋爐效率，單位為MJ/kg，等式左邊表示燃料側蓄能。

由式(7)～(10)可推導出超臨界CFB鍋爐蓄能平衡方程：

3、汽機能量需求信號與超臨界鍋爐蓄能之間偏差的量化

由于碳顆粒在循環流化床鍋爐里不斷流化燃燒，碳顆粒完全燃燒需要約8～15分鐘，鍋爐側的熱慣性非常大，當加減負荷時，給煤量變化后，響應嚴重滯后。通常循環流化床機組采用以鍋爐跟隨汽機為基礎的協調控制方式，為充分利用循環流化床鍋爐蓄能的蓄能，提高機組快速變負荷能力，量化汽機能量需求信號與超臨界鍋爐蓄能信號的偏差，如圖1所示。

汽機能量需求信號式中P₁表示汽輪機調節級后壓力主蒸汽壓力，單位為Mpa；P_T和P_TS表示主蒸汽壓力和主蒸汽壓力設定值，單位為Mpa；K_p為汽輪機調節級后壓力和熱量的修正系數，單位為MJ/Mpa”，表示單位蒸汽壓力蘊含的熱量。

超臨界CFB鍋爐蓄能信號為式中，q_d為主蒸汽流量，單位為kg/s；K_D為主蒸汽質量流量和熱量的修正系數，單位為(MJ·s)/kg，表示單位主蒸汽流量蘊含的熱量；C_h為焓增蓄熱系數，單位為kg·s；h_m為超臨界鍋爐汽水系統中間點焓值，單位為kJ/kg；C_B為鍋爐殘碳蓄熱系數，值為焦炭熱值乘以鍋爐效率，單位為MJ/kg；B為鍋爐內殘碳量，單位為kg。

機組中一般有因為P₁在生產過程中有儀表測量儀器，可以準確的測量出來，而鍋爐單位時間產生主蒸汽流量q_d無儀表儀器測量，靠熱力學公式推導計算不太準確。

汽機能量需求信號與超臨界鍋爐蓄能信號的偏差ΔQ_TB充分反映超臨界CFB鍋爐蓄能和實際能量需求之間的偏差，該信號經過PID調節，能實現蓄能的快速調節和及時回調，保證機組的安全性和經濟性。

4、實驗驗證

以某600MW超臨界CFB鍋爐機組為例，協調控制系統采用圖1所示一種超臨界循環流化床鍋爐快速變負荷控制策略，運行2年期間，投入率高達95％以上，變負荷速率長期穩定在3MW/min(0.5％/min)，部分時段變負荷速率可達6MW/min(1.0％/min)，代表性運行狀況如圖2。

從圖2可以看出，協調控制系統運行100分鐘內，運行工況為420MW～540MW。負荷速率為6MW/min，負荷跟蹤性能良好，穩態下主蒸汽壓力與設定值偏差控制在0.3MPa以內，負荷大范圍變化時壓力偏差控制在±0.5MPa以內。