循环流化床机组快速变负荷运行控制策略研究

来源：SCI期刊网 分类：电子论文 时间：2022-05-07 09:48 热度：

　　摘要：循环流化床(circulating fluidized bed，CFB)锅炉机组蓄能与煤粉炉差异较大，独特的燃烧方式形成可观的燃料侧蓄能，为提升 CFB 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。通过机理分析，建立亚临界及超临界 CFB 锅炉蓄能理论体系，分析燃料侧及汽水侧蓄能能力、控制调节特性，根据实例量化锅炉蓄能。提出 CFB 锅炉机组蓄能的利用模式，基于此设计先行能量平衡控制系统，缩短机组响应时间，显著提升变负荷速率，并为大比例掺烧煤泥提供有效控制方法。此外，通过电厂工程运行分别实现了亚临界及超临界 CFB 机组的快速变负荷运行控制。

　　关键词：循环流化床锅炉;新能源电力;蓄能变化速率;蓄能利用;快速变负荷控制

　　0 引言

　　火力发电一次能源可储、二次能源可控，具有一定的调峰、调频能力，是平抑风能、太阳能发电间歇性、随机波动性的技术手段之一[1-3]。

　　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之一[4-5]。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 锅炉机组的装机约为 3000 台，总投运容量约为 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。

　　另一方面，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[6]。

　　当前电网对 CFB 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该标准，甚至很难投入协调控制系统。一些学者针对 CFB 燃烧过程进行控制策略优化[7-8]，试验结果表明机组在额定负荷的 0.9~1.2%/min 变负荷速率下，能保证压力、温度、水位等主要参数波动均在合理范围内。此类控制系统优化过程属于工程调试，缺少对机组能量平衡、动态变迁等理论体系的支撑，控制策略难以推广。

　　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[9-11]，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，若能深入分析、量化 CFB 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。

　　本文通过分析 CFB 锅炉动态过程，建立 CFB 锅炉蓄能理论体系，实现燃料侧及汽水侧蓄能量化，并根据实例分析了亚临界及超临界 CFB 锅炉机组蓄能能力和蓄能调节特性。提出基于 CFB 机组蓄能的先行能量平衡(advanced energy balance，AEB) 控制策略，优化能量变迁，为大比例掺烧煤泥提供有效途径，形成适应 CFB 机组快速变负荷新型控制策略，并通过电厂工程实例验证其合理性及可行性。

　　1 即燃碳机理由于 CFB 锅炉给煤颗粒较大，当前时刻的给煤量中细粉和挥发分燃烧释放的热量只占锅炉燃烧发热量中的极少部分，将大量存储在炉膛中燃烧的碳叫做“即燃碳”，其燃烧发热量为当前锅炉主导发热量[12]。

　　平稳阶段，汽包压力变化趋势与主汽压一致，汽水侧蓄能反馈过程较快，释放或存储的能量可以克服一定的扰动偏差，故风煤控制回路调整较少，燃料侧蓄能波动较为平缓。动态阶段，由于无控制手段调节汽包压力，其反馈过程取决于主汽压力的波动，故汽水侧蓄能反馈过程与平稳阶段没有实质改变，释放或存储的能量离机组响应的需求相差较大。上述动态阶段，汽水侧蓄能变化速率约为 336MJ/min，燃料侧蓄能变化速率约为 8600MJ/min。

　　由此可得，亚临界 CFB 锅炉机组蓄能特性在平稳阶段和动态阶段有较大的差异，除了蓄能系数，蓄能的可控性与调节特性十分重要。

　　2.2 超临界 CFB 机组蓄能

　　近年来，我国通过引进核心技术、自主设计、外方技术支持等手段，逐步实现了 300MW 等级循环流化床机组主机设备国产化、自主化，但对于 600MW 超临界循环流化床机组的研发，在世界尚属首次。

　　超临界锅炉蒸发受热面分为过冷水段、过渡段和过热蒸汽段。在锅炉蓄热中，与压力变化有关的蓄热必须是能导致蒸汽流量变化的那部分热量。当压力变化时，过冷水的比焓和比体积变化很小，不足以使过冷水变为蒸汽，可忽略掉过冷水段的蓄热。锅炉运行在超临界状态时，过渡段内工质可按照过热蒸汽考虑，而对于蒸汽，不论是饱和蒸汽还是过热蒸汽，当锅炉压力降低时其比焓增加、密度降低，反之亦然，故压力变化不会使蒸汽质量流量发生大的改变。金属的蓄热远大于工质的蓄热，且锅炉蓄热变化趋势和金属蓄热变化趋势一致[19]。

　　将式(17)左侧定义为超临界 CFB 锅炉蓄能，由两部分组成：一部分为表征即燃碳蓄热的燃料侧蓄能，与亚临界 CFB 锅炉燃料侧蓄能特性类似;另一部分为表征汽水侧蓄能，基本原理和超临界煤粉炉一致，其动态反馈过程由图 3 所示，与亚临界 CFB 锅炉汽包压力反馈过程不同，超临界 CFB 锅炉中间点焓值有控制手段，通过调整水煤比使其在合适的范围内。

　　以某 600MW 超临界 CFB 锅炉为例，结合现场运行过程，分析超临界 CFB 锅炉机组蓄能特性。

　　如图 4 所示，机组在 300min 内经历稳态→升负荷→稳态→降负荷→稳态的过程，负荷和主汽压跟踪情况较好。

　　焓增蓄热系数 Ch 机理计算复杂，结合 3 个平稳状态运行数据，利用式(16)可计算出 Ch 在负荷 360~490MW 之间从 440000kgs 变动至 400000kgs。

　　即燃碳热值取 30MJ/kg，锅炉效率取 93%，蓄热系数 CB为 27.9MJ/kg。中间点焓值在平稳阶段变动较小，波动值为3kJ/kg，变化速率一般在 2~3kJ/ (kgmin);在动态阶段波动值为60kJ/kg，升负荷变化速率可达 10kJ/(kgmin)，降负荷变化速率可达 7kJ/(kgmin)。平稳阶段，即燃碳量波动范围为800kg，变化速率一般在 10~50kg/min。动态阶段，即燃碳量波动值达到 2200kg，升负荷变化速率最快为 325kg/min，并能维持 7.5min，降负荷变化速率稍慢。上述动态阶段，超临界 CFB 机组汽水侧蓄能变化速率约为 240MJ/min，燃料侧蓄能变化速率约为 9068MJ/min。

　　超临界 CFB 锅炉的汽水侧蓄能相对燃料侧较小，平稳阶段和动态阶段都以燃料侧蓄能消除扰动为主。600MW 超临界 CFB 锅炉燃料侧蓄能最快变化速率与 300MW 亚临界 CFB 锅炉基本相等，但持续时间长达两倍，燃料侧蓄能总量加倍，考虑机组容量，单位容量的燃料侧蓄能基本相等。而汽水侧蓄能调节速率快，动态阶段，可通过水煤比控制，中间点焓值在安全范围内变动较大，汽水侧蓄能作用加强，这是超临界 CFB 锅炉汽水侧蓄能与亚临界 CFB 锅炉的差异。

　　2.3 CFB 锅炉蓄能利用模式

　　结合机组实际运行情况，CFB 锅炉蓄能比煤粉炉大，首先体现在主汽压力波动的忍受极限，亚临界 CFB 锅炉主汽压在设定值1.8MPa 范围内波动时(不超汽轮机压力上限)机组可正常运行，超临界 CFB 锅炉主汽压在波动值可达1.2MPa，都比同容量煤粉炉要高;另一方面，CFB 锅炉燃料侧蓄能很大，调节特性复杂。

　　可以认定，CFB 锅炉机组在消除扰动，快速变负荷等方面一直存在的控制难题主要在于蓄能的利用。对蓄能清晰的机理分析及适当的控制策略是合理利用蓄能的关键。

　　本文提出CFB锅炉蓄能利用模式，如图5所示，针对某一机组，以 2.2 小节为例，分析运行状况，确定机组蓄能波动范围、主要参数忍受极限和蓄能释放/存储速度。值得一提的是，不同负荷段，主汽压力、即燃碳的最佳基准值不一样，机组热惯性不同[20]，各蓄热系数和蓄能能力有一定差异，需分负荷段进行分析。其次，根据 CFB 锅炉蓄能特性，提炼易于优化控制的中间控制量及子过程，设计控制策略，充分利用蓄能，减小主要被控参数和蓄能中间量即燃碳的波动，此为 I 阶段。分析控制优化后机组的运行状况，减小的蓄能波动Q1 可视为通过控制手段优化 CFB 机组的能量变迁，可量化计算，为提高机组快速变负荷能力提供了理论和操作基础，此为 II 阶段。II 阶段后机组运行、蓄能特性不可避免地发生变动，再经历 I 阶段，不断挖掘机组潜能，循环往复，螺旋式上升优化能量变迁。

　　该 CFB 锅炉蓄能利用模式适应不同的电厂实际，通过机理分析和控制策略优化完成，不用增加其他的硬件设备，节约成本，给 CFB 锅炉蓄能利用和控制优化提供了一种新思路。

　　3 CFB 机组快速变负荷运行控制策略

　　3.1 基本原理

　　设计机炉协调控制系统应该充分考虑锅炉蓄热能力的大小[21]。L&N 公司的 DEB 400 协调控制系统直接利用蓄热系数构造能量信号使用，广泛应用在亚临界煤粉炉协调控制系统[22]。

　　通常 CFB 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 CFB 锅炉蓄能的提前性，提高机组快速变负荷能力，基于 CFB 锅炉蓄能利用模式设计 AEB 控制策略，如图 6 所示，其中实线框内表示亚临界 CFB 锅炉先行能量信号，虚线框内表示超临界 CFB 锅炉先行能量信号。

　　本文来源于：《中国电机工程学报》(旬刊)是中国电力行业的学术期刊，主要报道电力系统及其自动化、发电及动力工程、电工电机领域的新理论、新方法、新技术、新成果。在动力与电力工程类期刊中，其总被引频次及影响因子等各项指标连续多年来位列及时。

　　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。

　　3.2 工程应用

　　亚临界 CFB 锅炉以大唐某 300MW 机组为例，协调控制系统采用图 6 所示先行能量平衡策略，运行 2 年期间，投入率高达 95%以上，变负荷速率长期稳定在 5MW/min(1.67%/min)，代表性运行状况如图 7，部分时段变负荷速率可达 8MW/min (2.67%/min)。

　　从图 7 可以看出，协调控制系统运行 100min 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。

　　以某 600MW 超临界 CFB 锅炉机组为例，协调控制系统采用图 6 所示先行能量平衡策略，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 8。

　　从图8 可以看出，协调控制系统运行100min 内，运行工况为 420~540MW。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。

　　3.3 优化方向

　　CFB 锅炉先行能量平衡策略运行效果良好，从控制效果而言，还有提升的空间，对 CFB 蓄能进一步的研究和利用是关键。另一方面，目前对 CFB 锅炉内脱硫、脱硝在动态过程中的研究不够完善，机组快速变负荷时，污染物排放瞬时值容易超限，制约了 CFB 机组负荷响应速率。

　　4 结论

　　1)本文深入分析了 CFB 锅炉燃料侧、汽水侧蓄能特性，建立蓄能理论体系、平衡方程。结合工程运行曲线，剖析亚临界及超临界 CFB 锅炉机组蓄能能力，设计了 CFB 锅炉机组蓄能的利用模式，推广性强，给 CFB 锅炉蓄能利用和控制优化提供了一种新思路。

　　2)设计了基于蓄能利用的先行能量平衡(AEB) 控制系统，应用于实际电厂，结果表明能有效实现 CFB 机组的快速变负荷运行，控制主要参数在合理波动范围内，300MW CFB 机组变负荷速率能长期稳定在 5MW/min(1.67%/min)，超过煤粉炉的 1.5% 的考核指标;600MW 超临界 CFB 机组变负荷速率能达 3~6MW/min(0.5~1.0%/min)。

　　目前，本文提出的蓄能利用模式在快速变负荷方面已在多个电厂应用，仍有优化空间，需深入研究理论体系，推进工程应用。——论文作者：刘吉臻 1 ，洪烽 1 ，高明明 1 ，李丞亮 1 ，陈峰 2

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文章名称：循环流化床机组快速变负荷运行控制策略研究

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