本發(fā)明屬于電站鍋爐負荷運行優(yōu)化控制技術(shù)領(lǐng)域，涉及一種超臨界循環(huán)流化床鍋爐機組快速變負荷控制方法。

背景技術(shù)：

隨著大容量機組的不斷增加和電網(wǎng)調(diào)度自動化程度的日益提高，要求大容量機組須按自動發(fā)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(tǒng)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(fā)布數(shù)據(jù)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(qū)棄光率高達31％。除通道、政策等客觀因素外，新能源并網(wǎng)問題根本原因還在于區(qū)域電網(wǎng)內(nèi)傳統(tǒng)發(fā)電提供的彈性容量不足。為適應(yīng)電網(wǎng)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(diào)節(jié)門和鍋爐燃料量等措施，來提高機組對電網(wǎng)的負荷響應(yīng)能力。

循環(huán)流化床(Circulating Fluidized Bed，CFB)燃燒技術(shù)是潔凈煤技術(shù)中最具商業(yè)化潛力、污染排放控制成本最低的技術(shù)。同時，CFB燃燒技術(shù)煤種適應(yīng)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?cè)萘康?2.1％，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(cè)的響應(yīng)更慢，主汽壓力控制難度劇增。當前電網(wǎng)對循環(huán)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(xiàn)。CFB鍋爐中燃燒放熱來自存在于床料中并不斷循環(huán)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(cè)的蓄能很大。另一方面，超臨界CFB鍋爐汽水系統(tǒng)中沒有汽包，汽水側(cè)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(yīng)可行的控制策略，提升其協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)的控制性能及變負荷速率。

技術(shù)實現(xiàn)要素：

本發(fā)明的目的在于，提供一種超臨界循環(huán)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(diào)節(jié)品質(zhì)，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(shù)問題，本發(fā)明采用如下的技術(shù)方案：

一種超臨界循環(huán)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(yīng)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(huán)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(huán)流化床鍋爐機組接受的電網(wǎng)自動發(fā)電控制AGC方式的調(diào)度指令經(jīng)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(zhuǎn)換比例系數(shù)。

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(shè)定值的偏差信號經(jīng)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(jīng)過微分環(huán)節(jié)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(zhuǎn)換比例系數(shù)。

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(shè)定值及機前力構(gòu)造的汽機能量需求信號經(jīng)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(zhuǎn)換比例系數(shù)。

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(jīng)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(diào)節(jié)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(shè)定值，單位為Mpa；K_p為汽輪機調(diào)節(jié)級后壓力和熱量的修正系數(shù)，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(zhì)量流量和熱量的修正系數(shù)，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(shù)，單位為kg·s；h_m為超臨界鍋爐汽水系統(tǒng)中間點焓值，單位為kJ/kg；C_B為鍋爐殘?zhí)夹顭嵯禂?shù)，值為焦炭熱值乘以鍋爐效率，單位為MJ/kg；B為鍋爐內(nèi)殘?zhí)剂?，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(xiàn)有技術(shù)相比，本發(fā)明具有以下優(yōu)點：

(1)針對超臨界循環(huán)流化床機組鍋爐內(nèi)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(xiàn)為爐膛內(nèi)存儲的殘?zhí)剂繜嶂导捌畟?cè)所蘊含的能量，通過機理分析構(gòu)造超臨界CFB鍋爐機組蓄能信號；

(2)實現(xiàn)了超臨界循環(huán)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(shù)參數(shù)的計算方法；經(jīng)過實踐，該方法可以大大提高超臨界循環(huán)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(yīng)用；

(3)完全通過機理分析進行控制策略優(yōu)化完成，沒有增加任何硬件設(shè)備，在節(jié)約成本的同時達到了良好的效果，為超臨界循環(huán)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(diào)節(jié)品質(zhì)，提高了快速變負荷運行控制系統(tǒng)的穩(wěn)定性，適應(yīng)機組負荷響應(yīng)的能力，并通過試驗證明了所構(gòu)造模型和方法的有效性。為實現(xiàn)超臨界循環(huán)流化床鍋爐機組的快速變負荷能力、促進新能源電力規(guī)模化并網(wǎng)提供可能，進一步提升超臨界循環(huán)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(huán)流化床鍋爐快速變負荷控制策略框架圖；

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

下面結(jié)合附圖和具體實施方式對本發(fā)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(huán)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(diào)度指令經(jīng)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(zhuǎn)換比例系數(shù)；

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

S3，主蒸汽壓力經(jīng)過微分環(huán)節(jié)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(zhuǎn)換比例系數(shù)；

S4，主汽壓力、主汽壓力設(shè)定值及機前力構(gòu)造的汽機能量需求信號經(jīng)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(zhuǎn)換比例系數(shù)。

S5，利用鍋爐內(nèi)殘?zhí)假|(zhì)量、主蒸汽流量及汽水側(cè)中間點焓值構(gòu)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(jīng)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(jù)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(huán)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(diào)節(jié)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(shè)定值，單位為Mpa；K_p為汽輪機調(diào)節(jié)級后壓力和熱量的修正系數(shù)，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(nèi)殘?zhí)嫉挠嬎悴襟E如下：

循環(huán)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(nèi)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(jù)質(zhì)量守恒可計算得到爐膛內(nèi)未燃燒的殘?zhí)假|(zhì)量：

式中C_ar為煤的收到基碳質(zhì)量份額，％；R_C為碳總體燃燒反應(yīng)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(jù)工程經(jīng)驗，假設(shè)C_ar、C_ar1為常數(shù)，飛灰含碳量忽略不計。

循環(huán)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(nèi)未燃燒殘?zhí)假|(zhì)量的燃燒速度R_c相關(guān)，是流化床爐膛內(nèi)未燃燒殘?zhí)嫉目傎|(zhì)量、床溫、氧氣濃度的函數(shù)：

式中：M_C為碳的摩爾質(zhì)量，單位為kg/kmol；k_c為碳顆粒的燃燒速率常數(shù)；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(jù)實踐總結(jié)得到了循環(huán)流化床鍋爐中碳顆粒燃燒速率常數(shù)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(tǒng)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(guān)系數(shù)，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(zhì)量流量和熱量的修正系數(shù)，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(shù)，單位為kg·s；h_m為超臨界鍋爐汽水系統(tǒng)中間點焓值，單位為kJ/kg；C_B為鍋爐殘?zhí)夹顭嵯禂?shù)，值為焦炭熱值乘以鍋爐效率，單位為MJ/kg；B為鍋爐內(nèi)殘?zhí)剂?，單位為kg。

1、超臨界循環(huán)流化床鍋爐汽水側(cè)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(nèi)水的有效質(zhì)量，kg，水的比焓平均值MJ/kg；Ms和hs分別為鍋爐內(nèi)蒸汽的有效質(zhì)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(zhì)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(zhì)和受熱面金屬中蓄熱的總和。對于超臨界鍋爐汽水側(cè)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(shù)，單位為kg·s。

鍋爐產(chǎn)生的蒸汽并不全部做功，一部分能量通過回熱加熱系統(tǒng)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(cè)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(huán)流化床鍋爐燃料側(cè)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(xiàn)在燃料側(cè)，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(fā)熱量值，MJ/kg。

而CFB特殊的流態(tài)化燃燒方式使得燃料側(cè)的蓄能十分可觀，有式(11)成立：

式中C_B為鍋爐殘?zhí)夹顭嵯禂?shù)，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(cè)蓄能。

由式(7)～(10)可推導(dǎo)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(huán)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(cè)的熱慣性非常大，當加減負荷時，給煤量變化后，響應(yīng)嚴重滯后。通常循環(huán)流化床機組采用以鍋爐跟隨汽機為基礎(chǔ)的協(xié)調(diào)控制方式，為充分利用循環(huán)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(diào)節(jié)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(shè)定值，單位為Mpa；K_p為汽輪機調(diào)節(jié)級后壓力和熱量的修正系數(shù)，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(zhì)量流量和熱量的修正系數(shù)，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(shù)，單位為kg·s；h_m為超臨界鍋爐汽水系統(tǒng)中間點焓值，單位為kJ/kg；C_B為鍋爐殘?zhí)夹顭嵯禂?shù)，值為焦炭熱值乘以鍋爐效率，單位為MJ/kg；B為鍋爐內(nèi)殘?zhí)剂?，單位為kg。

機組中一般有因為P₁在生產(chǎn)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(chǎn)生主蒸汽流量q_d無儀表儀器測量，靠熱力學(xué)公式推導(dǎo)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(jīng)過PID調(diào)節(jié)，能實現(xiàn)蓄能的快速調(diào)節(jié)和及時回調(diào)，保證機組的安全性和經(jīng)濟性。

4、實驗驗證

以某600MW超臨界CFB鍋爐機組為例，協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)采用圖1所示一種超臨界循環(huán)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(wěn)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(xié)調(diào)控制系統(tǒng)運行100分鐘內(nèi)，運行工況為420MW～540MW。負荷速率為6MW/min，負荷跟蹤性能良好，穩(wěn)態(tài)下主蒸汽壓力與設(shè)定值偏差控制在0.3MPa以內(nèi)，負荷大范圍變化時壓力偏差控制在±0.5MPa以內(nèi)。