CN106705034B - 一种超临界循环流化床锅炉机组快速变负荷控制方法 - Google Patents

一种超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

本发明属于电站锅炉负荷运行优化控制技术领域，涉及一种超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负荷加速信号、主蒸汽压力反馈信号、主蒸汽压力变化率前馈信号、汽机能量需求信号、汽机能量需求信号与超临界锅炉蓄能信号的偏差信号得到相应的五个控制子信号，将所述五个控制子信号相加后输出得到锅炉主控指令，控制超临界循环流化床锅炉机组快速变负荷运行。控制方法充分利用锅炉蓄能，改善超临界CFB锅炉机组的负荷调节品质，提高快速变负荷能力，进一步提升超临界CFB锅炉的市场竞争力。

Description

一种超临界循环流化床锅炉机组快速变负荷控制方法
技术领域
本发明属于电站锅炉负荷运行优化控制技术领域，涉及一种超临界循环流化床锅炉机组快速变负荷控制方法。
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，但风电弃风限电和光伏弃光限电形势严峻。国家能源局发布数据显示，2015年全年弃风电量339亿千瓦时，平均弃风率达15％，弃光电量约35亿千瓦时，平均弃光率达9％，西北部分地区弃光率高达31％。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。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。
循环流化床(Circulating Fluidized Bed，CFB)燃烧技术是洁净煤技术中最具商业化潜力、污染排放控制成本最低的技术。同时，CFB燃烧技术煤种适应性强，是消纳大量煤矸石、煤泥的最有效手段。目前，我国CFB锅炉机组总投运容量约91000MW，占火电装机总容量的12.1％，超过了其他所有国家的CFB锅炉装备容量总和。
为提高CFB机组供电效率，提升市场竞争力，大型化成为必然趋势。世界首台600MW超临界CFB锅炉于2013年在四川白马投运，与亚临界CFB锅炉相比，超临界CFB锅炉提升了供电效率，但负荷对燃料侧的响应更慢，主汽压力控制难度剧增。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％，但对于超临界CFB锅炉机组而言，这个目标难以实现。CFB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，CFB锅炉燃料侧的蓄能很大。另一方面，超临界CFB锅炉汽水系统中没有汽包，汽水侧蓄能能力有所下降，为克服燃烧大惯性更需要深入分析、量化超临界CFB锅炉机组的蓄能，形成对应可行的控制策略，提升其协调控制系统的控制性能及变负荷速率。
发明内容
本发明的目的在于，提供一种超临界循环流化床锅炉机组快速变负荷控制方法，充分利用锅炉蓄能，改善超临界CFB锅炉机组的负荷调节品质，提高快速变负荷能力，进一步提升超临界CFB锅炉的市场竞争力。
为解决上述技术问题，本发明采用如下的技术方案：
一种超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负荷加速信号、主蒸汽压力反馈信号、主蒸汽压力变化率前馈信号、汽机能量需求信号、汽机能量需求信号与超临界锅炉蓄能信号的偏差信号得到相应的五个控制子信号，将所述五个控制子信号相加后输出得到锅炉主控指令，控制超临界循环流化床锅炉机组快速变负荷运行。
进一步地，所述处理负荷加速信号是指：
将所述超临界循环流化床锅炉机组接受的电网自动发电控制AGC方式的调度指令经过微分处理后，乘以k1得到控制子信号a，所述k1为所述控制子信号a与所述锅炉主控的转换比例系数。
进一步地，所述处理主蒸汽压力反馈信号是指：
将所述主蒸汽压力实际值与主汽压设定值的偏差信号经过PID控制器输出得控制子信号b。
进一步地，所述处理主蒸汽压力变化率前馈信号是指：
将所述主蒸汽压力经过微分环节处理，乘以k2得到控制子信号c，所述k2为所述控制子信号c与所述锅炉主控的转换比例系数。
进一步地，所述处理汽机能量需求信号是指：
将所述主汽压力、主汽压力设定值及汽机调节级后压力主蒸汽压力构造的汽机能量需求信号经过微分处理后，乘以k3得到控制子信号d，所述k3为所述控制子信号d与所述锅炉主控的转换比例系数。
进一步地，所述汽机能量需求信号与超临界锅炉蓄能信号的偏差信号是指：
将所述汽机能量需求信号与超临界锅炉蓄能信号的偏差经过PID控制器输出得到控制子信号e。
进一步地，所述汽机能量需求信号为式中P1表示汽机调节级后压力主蒸汽压力，单位为Mpa；PT和PTS表示主蒸汽压力实际值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。
进一步地，所述超临界锅炉蓄能信号为式中，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·s)/kg，表示单位主蒸汽流量蕴含的热量；Ch为焓增蓄热系数，单位为t·s；hm为超临界锅炉汽水系统中间点焓值，单位为kJ/kg；CB为锅炉残碳蓄热系数，值为焦炭热值乘以锅炉效率，单位为MJ/kg；B为锅炉内残碳量，单位为kg。进一步地，所述k1取值为6～8，所述k2取值为6～12，所述k3取值为8～12。
与现有技术相比，本发明具有以下优点：
(1)针对超临界循环流化床机组锅炉内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残碳量热值及汽水侧所蕴含的能量，通过机理分析构造超临界CFB锅炉机组蓄能信号；
(2)实现了超临界循环流化床锅炉机组快速变负荷运行的控制，给出了机组蓄热系数参数的计算方法；经过实践，该方法可以大大提高超临界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；
(3)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，为超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；
(4)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。为实现超临界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，进一步提升超临界循环流化床锅炉机组的综合竞争力。
附图说明
图1是一种超临界循环流化床锅炉快速变负荷控制策略框架图；
图2是应用图1所示控制策略的某600MW超临界循环流化床机组快速变负荷运行图
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
实施例一：
一种超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调度指令经过微分处理后，乘以k1得到控制子信号a，所述k1为所述控制子信号a与所述锅炉主控的转换比例系数；
S2，主蒸汽压力实际值与主汽压设定值的偏差信号经过PID控制器输出得控制子信号b；
S3，主蒸汽压力经过微分环节处理，乘以k2得到控制子信号c，所述k2为所述控制子信号c与所述锅炉主控的转换比例系数；
S4，主汽压力、主汽压力设定值及机前力构造的汽机能量需求信号经过微分处理后，乘以k3得到控制子信号d，所述k3为所述控制子信号d与所述锅炉主控的转换比例系数。
S5，利用锅炉内残碳质量、主蒸汽流量及汽水侧中间点焓值构造超临界CFB锅炉蓄能信号为
S6，将所述汽机能量需求信号与超临界锅炉蓄能信号的偏差经过PID控制器输出得到控制子信号e，并与信号a、b、c、d加一起输出到锅炉主控；
S7，根据锅炉主控输出量来控制锅炉快速变负荷运行。
所述步骤S1中k1取值为6～8。
所述步骤S3中k2取值为6～12。
所述步骤S4中k3取值为8～12。
所述步骤S4一种超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。
所述步骤S5中超临界CFB锅炉内残碳的计算步骤如下：
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。根据质量守恒可计算得到炉膛内未燃烧的残碳质量：
式中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，％；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炉膛内未燃烧残碳质量的燃烧速度Rc相关，是流化床炉膛内未燃烧残碳的总质量、床温、氧气浓度的函数：
式中：MC为碳的摩尔质量，单位为kg/kmol；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＝0.513T exp(-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0.0040～0.0060，一般取0.0050；PM(t)为总风量，单位为Nm3/s。
所述步骤S5中超临界CFB锅炉蓄能信号为式中，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·s)/kg，表示单位主蒸汽流量蕴含的热量；Ch为焓增蓄热系数，单位为t·s；hm为超临界锅炉汽水系统中间点焓值，单位为kJ/kg；CB为锅炉残碳蓄热系数，值为焦炭热值乘以锅炉效率，单位为MJ/kg；B为锅炉内残碳量，单位为kg。
1、超临界循环流化床锅炉汽水侧蓄能模型
超临界煤粉炉的能量平衡方程为
d(Mwhw+Mshs+MmcmT)/dt＝Qr+qfhf-qdhd (5)
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(5)左边项为超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。对于超临界锅炉汽水侧蓄能工程上一般采用中间点焓值hm作为衡量锅炉能量平衡状况的信号。
Ch为焓增蓄热系数，单位为t·s。
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 (8)
式(5)等号右侧可表示为
ΔQro＝Qr+qfhf-qdhd＝Qr-Qo (9)
2、超临界循环流化床锅炉燃料侧蓄能模型
煤粉炉燃料瞬间燃烧，可认为在某一时刻有式(10)成立，锅炉蓄热仅体现在燃料侧，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为锅炉残碳蓄热系数，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(7)～(10)可推导出超临界CFB锅炉蓄能平衡方程：
3、汽机能量需求信号与超临界锅炉蓄能之间偏差的量化
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，量化汽机能量需求信号与超临界锅炉蓄能信号的偏差，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表示主蒸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。
超临界CFB锅炉蓄能信号为式中，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·s)/kg，表示单位主蒸汽流量蕴含的热量；Ch为焓增蓄热系数，单位为t·s；hm为超临界锅炉汽水系统中间点焓值，单位为kJ/kg；CB为锅炉残碳蓄热系数，值为焦炭热值乘以锅炉效率，单位为MJ/kg；B为锅炉内残碳量，单位为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主蒸汽流量qd无仪表仪器测量，靠热力学公式推导计算不太准确。
汽机能量需求信号与超临界锅炉蓄能信号的偏差ΔQTB充分反映超临界CFB锅炉蓄能和实际能量需求之间的偏差，该信号经过PID调节，能实现蓄能的快速调节和及时回调，保证机组的安全性和经济性。
4、实验验证
以某600MW超临界CFB锅炉机组为例，协调控制系统采用图1所示一种超临界循环流化床锅炉快速变负荷控制策略，运行2年期间，投入率高达95％以上，变负荷速率长期稳定在3MW/min(0.5％/min)，部分时段变负荷速率可达6MW/min(1.0％/min)，代表性运行状况如图2。
从图2可以看出，协调控制系统运行100分钟内，运行工况为420MW～540MW。负荷速率为6MW/min，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±0.5MPa以内。

Claims (8)

1.一种超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负荷加速信号、主蒸汽压力反馈信号、主蒸汽压力变化率前馈信号、汽机能量需求信号、汽机能量需求信号与超临界锅炉蓄能信号的偏差信号得到相应的五个控制子信号，将所述五个控制子信号相加后输出到锅炉主控得到锅炉主控指令，控制超临界循环流化床锅炉机组快速变负荷运行。
2.如权利要求1所述控制方法，其特征在于，处理负荷加速信号是指：
将所述超临界循环流化床锅炉机组接受的电网自动发电控制AGC方式的调度指令经过微分处理后，乘以k1得到控制子信号a，所述k1为所述控制子信号a与所述锅炉主控的转换比例系数。
3.如权利要求1所述控制方法，其特征在于，处理主蒸汽压力反馈信号是指：
将主蒸汽压力实际值与主汽压设定值的偏差信号经过PID控制器输出得控制子信号b。
4.如权利要求1所述控制方法，其特征在于，处理主蒸汽压力变化率前馈信号是指：
将主蒸汽压力经过微分环节处理，乘以k2得到控制子信号c，所述k2为所述控制子信号c与所述锅炉主控的转换比例系数。
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是指：将主汽压力、主汽压力设定值及汽机调节级后压力主蒸汽压力构造的汽机能量需求信号经过微分处理后，乘以k3得到控制子信号d，所述k3为所述控制子信号d与所述锅炉主控的转换比例系数。
6.如权利要求1所述控制方法，其特征在于，汽机能量需求信号与超临界锅炉蓄能信号的偏差信号是指：
将汽机能量需求信号与超临界锅炉蓄能信号的偏差经过PID控制器输出得到控制子信号e。
7.如权利要求5所述控制方法，其特征在于，所述汽机能量需求信号为式中P1表示汽机调节级后压力主蒸汽压力，单位为Mpa；PT和PTS表示主蒸汽压力实际值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。
8.如权利要求6所述控制方法，其特征在于，所述超临界锅炉蓄能信号为式中，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·s)/kg，表示单位主蒸汽流量蕴含的热量；Ch为焓增蓄热系数，单位为t·s；hm为超临界锅炉汽水系统中间点焓值，单位为kJ/kg；CB为锅炉残碳蓄热系数，值为焦炭热值乘以锅炉效率，单位为MJ/kg；B为锅炉内残碳量，单位为kg。
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