CN106524141B - 一种亚临界循环流化床锅炉机组快速变负荷控制方法 - Google Patents

一种亚临界循环流化床锅炉机组快速变负荷控制方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种亚临界循环流化床锅炉机组快速变负荷控制方法，所述控制方法为分别处理AGC负荷指令、主蒸汽压力偏差信号、汽机能量需求信号、汽机能量需求信号与锅炉先行能量信号的偏差得到相应的四个控制子信号，将所述四个控制子信号相加后输出到锅炉主控，并根据所述锅炉主控的输出量来控制锅炉机组快速变负荷运行。本发明能够改善机组的调节品质，提高机组快速变负荷的能力和适应机组负荷响应的能力。

Description

一种亚临界循环流化床锅炉机组快速变负荷控制方法
技术领域
本发明涉及一种亚临界循环流化床锅炉机组快速变负荷控制方法，属于锅炉快速变负荷运行控制技术领域。
背景技术
随着大容量机组的不断增加和电网调度自动化程度的日益提高，要求大容量机组须按自动发电控制(Automatic Generation Control；AGC)方式运行，这就对电厂机组快速变负荷系统提出了新的要求。我国新能源电力增长速度迅猛，同时风电弃风限电和光伏弃光限电形式严峻。除通道、政策等客观因素外，新能源并网问题根本原因还在于区域电网内传统发电提供的弹性容量不足。对于发电机组而言，希望被控参数不要出现大的波动，以保证机组安全运行，即稳定性应当优先；对于电网而言，为维持供电系统的品质，克服负荷变化对电网产生的影响，发电机组负荷响应的快速性应当优先。为适应电网的要求，火电机组通常利用锅炉的蓄热和汽轮机的快速性，迅速改变汽轮机调节门和锅炉燃料量等措施，来提高机组对电网的负荷响应能力。
截止2015年年底，我国循环流化床锅炉机组的装机约3000台，总投运容量约91000MW，占火电装机总容量的12.1％，超过了其他所有国家的循环流化床锅炉装备容量总和，且99％以上为亚临界锅炉。当前电网对循环流化床锅炉机组的负荷变化速率考核指标仅为1％，但仍有较多机组达不到这个标准，甚至很难投入协调控制系统。循环流化床锅炉中燃烧放热来自存在于床料中并不断循环的大量未燃烬碳，而不像煤粉炉来自瞬时加入的燃料。因此，循环流化床锅炉燃料侧的蓄能很大。若能深入分析、量化亚临界循环流化床机组的蓄能，形成对应可行的控制策略，可以充分挖掘蓄能潜力，克服燃烧大惯性。
发明内容
本发明的目的在于，提供一种亚临界循环流化床锅炉机组快速变负荷控制方法，能够改善机组的负荷调节品质，提高锅炉快速变负荷的能力。
为解决上述技术问题，本发明采用如下的技术方案：
一种亚临界循环流化床锅炉机组快速变负荷控制方法，所述控制方法为分别处理AGC负荷指令、主蒸汽压力偏差信号、汽机能量需求信号、汽机能量需求信号与锅炉先行能量信号的偏差得到相应的四个控制子信号，将所述四个控制子信号相加后输出到锅炉主控，并根据所述锅炉主控的输出量来控制锅炉机组快速变负荷运行。
进一步地，所述处理AGC负荷指令是指：
将所述AGC负荷指令经过微分处理后，乘以k1得到控制子信号Ⅰ，所述k1为所述控制子信号Ⅰ与所述锅炉主控的转换系数。
进一步地，所述处理主蒸汽压力偏差信号是指：
将所述主蒸汽压力偏差信号利用PID控制器调节得控制子信号Ⅱ。
进一步地，所述处理汽机能量需求信号是指：
将所述汽机能量需求信号经过微分处理后，乘以k2得到控制子信号Ⅲ，所述k2为所述控制子信号Ⅲ与所述锅炉主控的转换系数。
进一步地，所述处理汽机能量需求信号与锅炉先行能量信号的偏差是指：
将所述汽机能量需求信号与锅炉先行能量信号的偏差利用PID控制器调节得到控制子信号Ⅳ。
进一步地，所述汽机能量需求信号根据汽机调节级后压力主蒸汽压力汽机乘以主蒸汽压力/主蒸汽压力设定值和相应的系数得到，具体转换关系为式中ER表示汽机能量需求信号，P1表示汽机调节级后压力主蒸汽压力，单位为Mpa；PT和PTS表示主蒸汽压力和主蒸汽压力设定值，单位为Mpa；Kp为汽机调节级后压力和热量的修正系数，单位为MJ/Mpa，表示单位蒸汽压力蕴含的热量。进一步地，所述锅炉先行能量信号由主蒸汽流量、微分后的汽包压力和微分后的即燃碳量分别乘以相应的系数后相加得到，具体转换关系为式中，EB表示锅炉先行能量信号；qd为主蒸汽流量，单位为kg/s；KD为主蒸汽流量和热量的修正系数，单位为MJ/kg，表示单位主蒸汽流量蕴含的热量；B为即燃碳量；Cb为汽包蓄热系数，单位为MJ/Mpa；Pd为汽包压力，单位为MPa；CB为即燃碳蓄热系数，值为焦炭热值乘以锅炉效率，单位为MJ/kg。
进一步地，所述锅炉先行能量信号EB通过即燃碳机理模型得到；
所述即燃碳机理模型为燃烧释放的总热量与即燃碳量和总风量的关系式，具体为
式中，QB(t)为燃烧释放的总热量，MJ/s；B(t)为即燃碳量，代表炉内未燃尽的残碳，单位为kg；PM(t)为总风量，单位为Nm3/s；K为模型总系数；MC为碳的摩尔质量，单位为kg/kmol；kc为碳颗粒的燃烧速率常数；dc为碳颗粒平均直径，单位为m；ρc为碳颗粒的密度，单位为kg/m3；H为即燃碳的单位发热量，单位为MJ/kg；ko2为总风量PM(t)与氧气浓度的相关系数。
进一步地，所述k1取值为3～5，所述k2取值为4～6。
进一步地，所述锅炉主控的输出量为给煤量，所述锅炉主控的输出量可实现在线校正，具体为，当煤的热值出现3500卡-4700卡的变化时，根据掺烧后的标煤热值与4500比对后得到一个比例值K2，K2＝4500/掺烧后的标煤热值,将所述锅炉主控的给煤量乘以比例值K2，从而实现在线校正。
与现有技术相比，本发明具有以下优点：
(1)针对循环流化床锅炉独特的燃烧方式形成可观的燃料侧蓄能，为提升循环流化床锅炉机组的快速变负荷能力、促进新能源电力规模化并网提供可能；
(2)亚临界循环流化床机组，锅炉的蓄热无法通过有效的实验仪器进行在线测量，锅炉蓄热表现为炉膛内存储的即燃碳量，通过机理分析构造即燃碳机理模型，计算即燃碳和即燃碳热量可得到当前锅炉的先行能量信号；
(3)实现了快速变负荷运行的控制，给出了即燃碳蓄热系数参数的计算方法；经过实践，该方法可以大大提高循环流化床锅炉快速变负荷能力，取得了较好的效果，而且方便于工程应用；
(4)完全通过机理分析进行控制策略优化完成，没有增加任何硬件设备，在节约成本的同时达到了良好的效果，为亚临界循环流化床锅炉快速变负荷运行的控制提供了一种新思路；
(5)不仅改善了机组的调节品质，提高了快速变负荷运行控制系统的稳定性，适应机组负荷响应的能力，并通过试验证明了所构造模型和方法的有效性。
附图说明
图1、是一种亚临界循环流化床锅炉快速变负荷控制策略框架图；
图2、实施例一种亚临界循环流化床机组协调控制系统运行图。
下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步的说明。
具体实施方式
本发明的实施例：一种亚临界循环流化床锅炉机组快速变负荷控制方法，如图1所示，包括以下步骤：
S1，AGC负荷指令经过微分处理后，乘以k1得到控制子信号Ⅰ，k1为控制子信号Ⅰ与锅炉主控信号的转换系数；
S2，主蒸汽压力偏差信号经过PID调节得控制子信号Ⅱ；
S3，汽机能量需求信号经过微分处理后，乘以k2得到控制子信号Ⅲ，k2为控制子信号Ⅲ与锅炉主控信号的转换系数；
S4，通过即燃碳机理模型得到锅炉先行能量信号EB；
S5，汽机能量需求信号与锅炉先行能量信号的偏差经过PID调节得到Ⅳ，并与Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ加一起输出到锅炉主控；
S6，根据锅炉主控输出量来控制锅炉快速变负荷运行。
前述的一种亚临界循环流化床锅炉快速变负荷运行控制方法中，所述步骤S4中的即燃碳机理模型为式中，QB(t)为燃烧释放的总热量，MJ/s；B(t)为即燃碳量，代表炉内未燃尽的残碳，单位为kg；PM(t)为总风量，单位为Nm3/s；K为模型总系数；MC为碳的摩尔质量，单位为kg/kmol；kc为碳颗粒的燃烧速率常数；dc为碳颗粒平均直径，单位为m；ρc为碳颗粒的密度，单位为kg/m3；H为即燃碳的单位发热量，单位为MJ/kg；ko2为总风量PM(t)与氧气浓度的相关系数。
前述的一种亚临界循环流化床锅炉快速变负荷运行控制方法中，汽机能量需求信号式中P1表示汽轮机调节级后压力主蒸汽压力，单位为Mpa；PT和PTS表示主汽压力和主蒸汽压力设定值，单位为Mpa；Kp为汽轮机调节级后压力和热量的修正系数，单位为MJ/Mpa”，表示单位蒸汽压力蕴含的热量。
前述的一种亚临界循环流化床锅炉快速变负荷运行控制方法中，锅炉提供的先行能量信号式中，qd为主蒸汽流量，单位为kg/s；KD为主蒸汽质量流量和热量的修正系数，单位为MJ/kg，表示单位主蒸汽流量蕴含的热量；Cb为汽包蓄热系数，单位为MJ/Mpa；Pd为汽包压力，单位为MPa；CB为即燃碳蓄热系数，值为焦炭热值乘以锅炉效率，单位为MJ/kg。
前述的一种亚临界循环流化床锅炉快速变负荷运行控制方法中，所述步骤S1中，k1取值为3～5，k2取值为4～6。
前述的一种亚临界循环流化床锅炉快速变负荷运行控制方法中，所述步骤S5中的锅炉主控输出量为给煤量，当煤的热值出现较大变化时，根据掺烧后的标煤热值与4500比对后得到一个比例值K2，将原锅炉主控的输出给煤量乘以比例值K2，得到新的锅炉主控的给煤值，从而进行当前煤质的煤量在线校正。
1、即燃碳机理模型
对于即燃碳的监测引入一组平衡量，循环流化床锅炉燃烧过程中，送入炉膛的燃料，一部分通过燃烧释放热量，一部分累计在锅炉内未燃烧保存在炉膛，一部分随着排渣、飞灰排放不参与燃烧。根据质量守恒可得：
式中B(t)为未燃烧的即燃碳量，kg；F(t)为给煤量，kg/s；Car为煤的收到基碳质量份额，％；RC为碳总体燃烧反应速率，kg/s；D(t)为炉膛排渣量，kg/s；Car1为排渣平均含碳量，％；FL(t)为炉膛出口飞灰量，kg/s；Car2为飞灰平均含碳量，％。根据工程经验，假设Car、Car1为常数，飞灰含碳量忽略不计。
循环流化床锅炉燃烧过程释放的热量与参与燃烧的燃料量成正比，参与燃烧的燃料量与即燃碳的燃烧速度Rc相关，即燃碳的燃烧速度是流化床炉膛内即燃碳的总质量、床温、氧气浓度的函数：
式中：MC为碳的摩尔质量，单位为kg/kmol；B(t)为即燃碳的总质量，单位为kg；kc为碳颗粒的燃烧速率常数；CO2为氧气浓度，单位为kmol/m3；dc为碳颗粒平均直径，单位为m；ρc为碳颗粒的密度，单位为kg/m3；
La Nauze综合实际情况，重点考虑温度对碳颗粒燃烧速度的影响，根据实践总结得到了循环流化床锅炉中碳颗粒燃烧速率常数kc的表达式：
kc＝0.513Texp(-9160/T)
(3)
式中：T为炉膛床温，单位为K；
碳颗粒氧气浓度在控制系统中可以近似取平均值，由入炉总风量PM(t)决定，其表达式为：
式中：ko2为总风量PM(t)与氧气浓度的相关系数，取值范围0.0040～0.0055，一般取0.0050；PM(t)为总风量，单位为Nm3/s；
由式(2)、(3)得锅炉在燃烧过程释放的热量表达式为：
式中：K为模型总系数，QB(t)为锅炉释放的热量，MJ/s。
2、亚临界循环流化床锅炉蓄能模型
亚临界煤粉炉的能量平衡方程为
d(Mwhw+Mshs+MmcmT)/dt＝Qr+qfhf-qdhd (6)
式中Mw和hw分别为锅炉内水的有效质量，kg，水的比焓平均值MJ/kg；Ms和hs分别为锅炉内蒸汽的有效质量，kg，蒸汽比焓平均值MJ/kg；Mm、cm、T分别为锅炉有效金属质量，kg、金属比热，MJ/(kg·K)，金属平均温度，K；Qr为锅炉吸热量，MJ/s；qf和qd分别为给水流量和主蒸汽流量，kg/s；hf和hd分别为给水焓值和主蒸汽焓值，MJ/kg。
式(6)左边项为亚临界煤粉炉的锅炉蓄热，是工质和受热面金属中蓄热的总和。汽包锅炉汽水系统中，温度是一个分布型参数，不同点温度相差很大，受各种因素影响的变化规律也不一致。而压力信号传递很快，汽水系统内各处压力变化趋势基本一致，干扰因素相对较少。因此，工程上一般采用汽包压力Pd作为衡量锅炉能量平衡状况的信号。
为区分循环流化床锅炉与煤粉炉中相关概念，将Cb定义为汽包蓄热系数，MJ/MPa。
锅炉产生的蒸汽并不全部做功，一部分能量通过回热加热系统传递给水，锅炉的有效输出能量为
Qo＝qdhd-qfhf (9)
式(9)等号右侧可表示为
ΔQro＝Qr+qfhf-qdhd＝Qr-Qo (10)
煤粉炉燃料瞬间燃烧，可认为在某一时刻有式(10)成立，锅炉蓄热仅体现在汽水侧，即单位压力变动时锅炉所释放或储存的能量。
Qr＝ηbQF＝ηbFHF (10)
式中ηb为锅炉热效率，％；QF为入炉给煤量热值，MJ/s；HF为煤的实时单位发热量值，MJ/kg。
而CFB特殊的流态化燃烧方式使得燃料侧的蓄能十分可观，有式(11)成立：
式中CB为即燃碳蓄热系数，值为焦炭热值乘以锅炉效率，单位为MJ/kg，等式左边表示燃料侧蓄能。
由式(8)～(11)可推导出亚临界CFB锅炉蓄能平衡方程：
3、基于循环流化床锅炉蓄能的快速变负荷运行控制策略
由于碳颗粒在循环流化床锅炉里不断流化燃烧，碳颗粒完全燃烧需要约8～15分钟，锅炉侧的热惯性非常大，当加减负荷时，给煤量变化后，响应严重滞后。通常循环流化床机组采用以锅炉跟随汽机为基础的协调控制方式，为充分利用循环流化床锅炉蓄能的蓄能，提高机组快速变负荷能力，基于循环流化床锅炉蓄能利用模式设计先行能量平衡控制策略，如图1所示。
汽机能量需求信号式中P1表示汽轮机调节级后压力主蒸汽压力，单位为Mpa；PT和PTS表示主汽压力和主蒸汽压力设定值，单位为Mpa；Kp为汽轮机调节级后压力和热量的修正系数，单位为MJ/Mpa”，表示单位蒸汽压力蕴含的热量。
锅炉提供的先行能量信号式中，qd为主蒸汽流量，单位为kg/s；KD为主蒸汽质量流量和热量的修正系数，单位为MJ/kg，表示单位主蒸汽流量蕴含的热量；Cb为汽包蓄热系数，单位为MJ/Mpa；Pd为汽包压力，单位为MPa；CB为即燃碳蓄热系数，值为焦炭热值乘以锅炉效率，单位为MJ/kg。
机组中一般有因为P1在生产过程中有仪表测量仪器，可以准确的测量出来，而锅炉单位时间产生蒸汽流量qd无仪表仪器测量，靠热力学公式推导计算不太准确。
其控制方案为：当加负荷时，迅速适当提高炉膛内风量，即燃碳快速燃烧，锅炉最快地释放炉膛的蓄热，最大限度地克服循环流化床锅炉的滞后性。负荷指令经过函数转换作用在送风控制系统，使送风量随指令增加而快速增加，实现主蒸汽压力的最快变化。压力偏差信号经过函数转换作用于锅炉主控指令上。从中期开始逐步减小投煤量和送风指令变化的速度，逐步弱化前期燃烧所释放的巨大能量。这样一方面适当控制风量，以防风量过大，影响炉膛氧量和床温；另一方面可以防止过多的燃煤进入炉膛燃烧导致主蒸汽压力超压的现象。
实现稳态过程，先行能量信号EB以主蒸汽流量调节为主，锅炉蓄能小幅波动，及时消除扰动。升负荷时，前期汽水侧蓄能快速响应，同时机组负荷指令送往风量控制系统，迅速增加送风量，加速即燃碳燃烧，释放燃料侧蓄能，提升CFB锅炉负荷响应速度，并大幅增加给煤量，补充燃料侧蓄能储备；中后期，锅炉送风量变化的速率和给煤量逐渐减少，及时回调，保证机组的安全性和经济性。
另外，煤质不稳定也会导致主蒸汽压力波动超限。由于循环流化床能适应各种煤种，因此，一般循环流化床锅炉会掺烧各种低热值的便宜煤种。针对这种现象控制系统中引入煤质在线校正技术，经过实践将发热量4500卡的煤种作为基准，修正锅炉主控的输出煤量。当煤的热值出现较大变化时，可以根据掺烧后的热值与4500比对后得到一个比例值K2，将原锅炉主控的输出煤量乘以比例值K2，得到新的锅炉主控的给煤值，从而进行当前煤质的煤量在线校正。准确反映燃煤的能量大小，避免了因煤质不稳定而造成的主蒸汽压力波动大的情况。
4、实验验证
以大唐某300MW亚临界CFB锅炉机组为例，协调控制系统采用本专利提出的一种亚临界循环流化床锅炉快速变负荷运行控制方法，运行2年期间，投入率高达95％以上，变负荷速率长期稳定在5MW/min(1.67％/min)，代表性运行状况如图2，部分时段变负荷速率可达8MW/min(2.67％/min)。从图2可以看出，协调控制系统运行100分钟内，负荷跟踪性能良好，稳态下主蒸汽压力与设定值偏差控制在0.3MPa以内，负荷大范围变化时压力偏差控制在±0.75MPa以内。

Claims (8)

1.一种亚临界循环流化床锅炉机组快速变负荷控制方法，其特征在于，所述控制方法为分别处理AGC负荷指令、主蒸汽压力偏差信号、汽机能量需求信号、汽机能量需求信号与锅炉先行能量信号的偏差得到相应的四个控制子信号，将所述四个控制子信号相加后输出到锅炉主控，并根据所述锅炉主控的输出量来控制锅炉机组快速变负荷运行,
锅炉先行能量信号由主蒸汽流量、微分后的汽包压力和微分后的即燃碳量分别乘以相应的系数后相加得到，具体转换关系为式中，EB表示锅炉先行能量信号；qd为主蒸汽流量，单位为kg/s；KD为主蒸汽流量和热量的修正系数，单位为MJ/kg，表示单位主蒸汽流量蕴含的热量；B为即燃碳量；Cb为汽包蓄热系数，单位为MJ/Mpa；Pd为汽包压力，单位为MPa；CB为即燃碳蓄热系数，值为焦炭热值乘以锅炉效率，单位为MJ/kg。
2.如权利要求1所述控制方法，其特征在于，处理AGC负荷指令是指：
将AGC负荷指令经过微分处理后，乘以k1得到控制子信号Ⅰ，所述k1为所述控制子信号Ⅰ与所述锅炉主控的转换系数。
3.如权利要求1所述控制方法，其特征在于，处理主蒸汽压力偏差信号是指：将主蒸汽压力偏差信号利用PID控制器调节得控制子信号Ⅱ。
4.如权利要求1所述控制方法，其特征在于，处理汽机能量需求信号是指：
将汽机能量需求信号经过微分处理后，乘以k2得到控制子信号Ⅲ，所述k2为所述控制子信号Ⅲ与所述锅炉主控的转换系数。
5.如权利要求1所述控制方法，其特征在于，处理汽机能量需求信号与锅炉先行能量信号的偏差是指：
将汽机能量需求信号与锅炉先行能量信号的偏差利用PID控制器调节得到控制子信号Ⅳ。
6.如权利要求4所述控制方法，其特征在于，汽机能量需求信号根据汽机调节级后压力主蒸汽压力乘以主蒸汽压力/主蒸汽压力设定值和相应的系数得到，具体转换关系为式中ER表示汽机能量需求信号，P1表示汽机调节级后压力主蒸汽压力，单位为Mpa；PT和PTS表示主蒸汽压力和主蒸汽压力设定值，单位为Mpa；Kp为汽机调节级后压力和热量的修正系数，单位为MJ/Mpa，表示单位蒸汽压力蕴含的热量。
7.如权利要求1所述控制方法，其特征在于，所述锅炉先行能量信号EB通过即燃碳机理模型得到；
所述即燃碳机理模型为燃烧释放的总热量与即燃碳量和总风量的关系式，具体为
式中，QB(t)为燃烧释放的总热量，MJ/s；B(t)为即燃碳量，代表炉内未燃尽的残碳，单位为kg；PM(t)为总风量，单位为Nm3/s；K为模型总系数；MC为碳的摩尔质量，单位为kg/kmol；kc为碳颗粒的燃烧速率常数；dc为碳颗粒平均直径，单位为m；ρc为碳颗粒的密度，单位为kg/m3；H为即燃碳的单位发热量，单位为MJ/kg；ko2为总风量PM(t)与氧气浓度的相关系数。
8.如权利要求1-7任一所述控制方法，其特征在于，所述锅炉主控的输出量为给煤量，所述锅炉主控的输出量可实现在线校正，当煤的热值出现3500卡-4700卡的变化时，根据掺烧后的标煤热值与4500比对后得到一个比例值K2，K2＝4500/掺烧后的标煤热值,将所述锅炉主控的给煤量乘以比例值K2，从而实现在线校正。
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