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[摘 要]本文简要论述了低氮燃烧器改造后，对亚临界锅炉协调控制系统的优化方法。改造后，由于燃烧特性发生变化，变负荷时汽温和主汽压力变化相互耦合干扰，导致机组协调控制品质降低。本文通过优化控制策略、改变变负荷时燃料量、风量变化线性关系，达到提高控制品质的目的。
[关键词]协调性能 低氮燃烧器
中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）23-0105-02
一、设备概况：
河北国华定州发电有限责任公司1、2号锅炉系上海锅炉厂制造的SG-2008/17.47-M903型号控制循环亚临界汽包炉，采用四角布置、六层共24只切圆燃烧摆动式燃烧器，在燃烧器顶部上方各设一层燃尽风和辅助风喷口。
DCS系统采用西门子T-XP系统，加装自动优化装置PROFI，协调控制系统采用直接指令平衡、以锅炉跟随为主的协调控制策略，自动优化装置PROFI嫁接在原DCS协调逻辑上，采用改变被调量偏差的方式控制各主要被调参数的输出。
二、低氮燃烧器设备改造方案
定州电厂完成低氮燃烧器改造及加装脱硝装置， 采用上海锅炉厂高级复合空气分级技术，更换整个主燃烧器，在主燃烧器上部区域增加高位分离燃尽风和低位分离燃尽风段两段式分离燃尽风。从而在主燃烧器区域创造还原性气氛，抑制氮氧化物的生成。
三、技术分析
由于锅炉燃烧器区域结构变化，导致在锅炉燃烧时，锅炉火焰中心强度降低，着火点延后，机组燃烧特性发生较大变化，变负荷时水冷壁热量交换滞后较多，导致锅炉蒸汽生成时间延时，机组负荷及主汽压力响应滞后。在动态过程中，机组的负荷响应特性主要取决于锅炉的负荷响应特性，而锅炉从燃料的变化到产生热量的变化，存在较大的滞后和惯性。
我厂采用中速磨煤机直吹式锅炉，通过改变磨煤机的给煤量控制锅炉负荷，由于包含了磨煤机的制粉环节，制粉环节所耗费的时间占锅炉负荷的滞后时间的绝大部分。机组负荷响应速率的提高关键在于锅炉负荷响应速率的提高。
2号机组CCS方案设计是以锅炉跟随为基础，采用负荷指令信号间接平衡，主要特点在于负荷指令经幅值限制、速率限制等处理后同时作用于汽机主控、锅炉主控和压力定值形成回路，使负荷要求变化时，机、炉协调动作;并在上述回路中采用微分环节和多级惯性环节补偿、拟合机、炉热力系统的特性差异，保证机、炉动作从时间上匹配，锅炉通过控制磨煤机的一次风量、给煤量转速改变锅炉负荷，维持主汽压力，以适应汽机的能量需求;汽机在负荷响应起始阶段，通过调汽门动态过开，利用锅炉的蓄热，快速响应负荷，在负荷响应过程中，维持汽机能量需求量与机组负荷要求相平衡。
为适应河北南网两个细则实施的具体需求，在初步优化机组协调控制系统参数后，为弥补锅炉特性迟缓的变化，在变负荷初期，燃料量动态调整幅度较原来增大，且煤质相对较差机组满负荷时总煤量达260t/h以上，磨煤机出力在高负荷阶段升负荷时经常达到上限，给磨煤机安全运行带来风险，高负荷启动第6台磨煤机将导致汽温、汽压大幅波动，给运行参数调整带来风险。
对应锅炉特性的变化，综合统筹机组主要运行参数如汽轮机振动、再热汽温、锅炉NOx排放、炉膛压力等，大部分负荷段变负荷速率降低至1.5%/min以下，低于两个细则标准，产生考核。附表1：两个细则相关指标（<1考核）
四、优化方案和策略
国內同类型机组在锅炉低氮燃烧器改造后同样出现锅炉输出热量大幅滞后于给煤量的变化，同时导致主汽压力和汽温波动幅度较大，单纯依靠优化自动调节装置profi并不能达到减少给煤量扰动幅度、提高锅炉响应速度的目的。在同类型机组其它电厂改造后，即便请西门子厂家对PROFI装置进行优化，机组变负荷速率依然不能提升至2%/min以上，汽温、汽压等主要被调量控制偏差无法达到PROFI所标称的高精度。最终被迫降低变负荷速率，以此减少给煤量的动态调整幅度，控制汽压、汽温调节偏差，牺牲变负荷速率AGC性能指标产生考核。
为此通过每月召开自动控制系统调节品质优化讨论会，对日常运行过程中发生的异常现象或运行工况调整对协调品质扰动进行讨论，逐步完善控制策略。
进行机组特性试验，确定了4台磨、5台磨满出力和中等出力不同工况锅炉蒸汽产生时间及锅炉蓄热惯性时间。根据试验的结果，优化机组协调控制系统、汽温控制系统及PROFI相关参数。
优化各项子回路自动控制系统，保证各项子回路自动调节品质满足《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》中相关标准要求。
为避免磨煤机堵磨，磨煤机加载力控制函数优化，在保证安全的前提下将PROFI中液压油加载力动态修正上限提高至2MPa，以增加磨煤机动态响应速度和减少堵磨可能性。
共同针对磨煤机启动时机进行分析讨论，当负荷高至400MW之上时及早启动第5台磨煤机，由550MW升满负荷时如煤量较大时启动第6台磨，待负荷稳定后视总煤量大小再确定是否停第6台磨。
在4、5台磨方式运行且磨煤机出力接近上限时，为避免堵磨，对一次风压调节函数进行优化，适当增加一次风压定值偏置。对变负荷动态调整一次风压开展研究，在机组检修时优化一次风压控制策略，以提高机组动态响应特性。
通过找出系统之间的耦合关系，并通过一些中间变量进行解耦，使相互耦合的系统简化为单输入、单输出的系统，以满足CCS系统对不确定扰动因素的适应性。
1. 针对低氮燃烧器改造后导致锅炉变负荷动态响应特性滞后现象，对OFA及CFS二次风门动态调整开展工作，升负荷时动态减小OFA风门开度，动态增加CFS风门开度，幅度为5～10%。
2. 变负荷时超调增加燃料量导致汽温增加较多，容易超差，随后增加的减温水流量对主汽流量产生额外扰动进而影响了主汽压力变化，几个参数相互耦合。通过优化磨煤机加载油压逻辑和给煤量指令，在变负荷时优先调整下层1、2、3号磨出力，令增加的热量向水冷壁倾斜，增加蒸汽产生量和速率，同时，较低的火焰中心对过热器和再热器吸热影响较小，保证了汽温扰动控制在较小范围内，解除了汽温、汽压、减温水流量、给煤量几个参数之间的耦合关系。
通过协调优化，形成合适的机、炉负荷指令和压力定值，使之与机组热力系统的特性相适应，在动态过程中与实际压力的变化吻合理想压力定值曲线;根据锅炉负荷响应特性，在动态过程中限制汽机调汽门的动作，使机、炉之间相互协调，解决了负荷响应速率的提高与系统稳定性之间的矛盾;合理掌握锅炉负荷指令在动态过程中的超调量，使在负荷指令接近目标值时超调量逐渐减小;通过上述三个方面的工作，减小系统的动、静态偏差，提高系统的稳定性。
完成以上优化措施后，分别完成机组变负荷试验，测试中负荷、高负荷阶段2%/min、3%/min变负荷速率下机组协调控制品质，对自动控制系统参数进行深度优化。通过调汽门的动态过开，合理利用锅炉的蓄热，缩短负荷响应的滞后时间;优化控制策略，优化PROFI控制器参数，提高协调品质，加快负荷响应能力，优化AGC模式下变负荷响应时间指标，在较低变负荷速率设定下，将变负荷响应时间加速至45S。
机组负荷在300至540MW阶段内以2%/min变负荷时主要控制指标满足规程要求，主汽压力控制偏差≯±0.5MPa，主汽温度控制偏差≯±8°C，再热汽温控制偏差≯±10°C，AGC性能指标Kp在3以上，满足电网公司提出的“两个细则”要求，实现盈利。
五、结论
通过上述几项研究成果的成功应用，实现1、2号机组低氮燃烧器改造后协调控制系统的优化提升，解决了目前协调控制技术的几项重大难题，使其功能更加完善，可完全实现单元机组负荷控制的全程自动运行。
[关键词]协调性能 低氮燃烧器
中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）23-0105-02
一、设备概况：
河北国华定州发电有限责任公司1、2号锅炉系上海锅炉厂制造的SG-2008/17.47-M903型号控制循环亚临界汽包炉，采用四角布置、六层共24只切圆燃烧摆动式燃烧器，在燃烧器顶部上方各设一层燃尽风和辅助风喷口。
DCS系统采用西门子T-XP系统，加装自动优化装置PROFI，协调控制系统采用直接指令平衡、以锅炉跟随为主的协调控制策略，自动优化装置PROFI嫁接在原DCS协调逻辑上，采用改变被调量偏差的方式控制各主要被调参数的输出。
二、低氮燃烧器设备改造方案
定州电厂完成低氮燃烧器改造及加装脱硝装置， 采用上海锅炉厂高级复合空气分级技术，更换整个主燃烧器，在主燃烧器上部区域增加高位分离燃尽风和低位分离燃尽风段两段式分离燃尽风。从而在主燃烧器区域创造还原性气氛，抑制氮氧化物的生成。
三、技术分析
由于锅炉燃烧器区域结构变化，导致在锅炉燃烧时，锅炉火焰中心强度降低，着火点延后，机组燃烧特性发生较大变化，变负荷时水冷壁热量交换滞后较多，导致锅炉蒸汽生成时间延时，机组负荷及主汽压力响应滞后。在动态过程中，机组的负荷响应特性主要取决于锅炉的负荷响应特性，而锅炉从燃料的变化到产生热量的变化，存在较大的滞后和惯性。
我厂采用中速磨煤机直吹式锅炉，通过改变磨煤机的给煤量控制锅炉负荷，由于包含了磨煤机的制粉环节，制粉环节所耗费的时间占锅炉负荷的滞后时间的绝大部分。机组负荷响应速率的提高关键在于锅炉负荷响应速率的提高。
2号机组CCS方案设计是以锅炉跟随为基础，采用负荷指令信号间接平衡，主要特点在于负荷指令经幅值限制、速率限制等处理后同时作用于汽机主控、锅炉主控和压力定值形成回路，使负荷要求变化时，机、炉协调动作;并在上述回路中采用微分环节和多级惯性环节补偿、拟合机、炉热力系统的特性差异，保证机、炉动作从时间上匹配，锅炉通过控制磨煤机的一次风量、给煤量转速改变锅炉负荷，维持主汽压力，以适应汽机的能量需求;汽机在负荷响应起始阶段，通过调汽门动态过开，利用锅炉的蓄热，快速响应负荷，在负荷响应过程中，维持汽机能量需求量与机组负荷要求相平衡。
为适应河北南网两个细则实施的具体需求，在初步优化机组协调控制系统参数后，为弥补锅炉特性迟缓的变化，在变负荷初期，燃料量动态调整幅度较原来增大，且煤质相对较差机组满负荷时总煤量达260t/h以上，磨煤机出力在高负荷阶段升负荷时经常达到上限，给磨煤机安全运行带来风险，高负荷启动第6台磨煤机将导致汽温、汽压大幅波动，给运行参数调整带来风险。
对应锅炉特性的变化，综合统筹机组主要运行参数如汽轮机振动、再热汽温、锅炉NOx排放、炉膛压力等，大部分负荷段变负荷速率降低至1.5%/min以下，低于两个细则标准，产生考核。附表1：两个细则相关指标（<1考核）
四、优化方案和策略
国內同类型机组在锅炉低氮燃烧器改造后同样出现锅炉输出热量大幅滞后于给煤量的变化，同时导致主汽压力和汽温波动幅度较大，单纯依靠优化自动调节装置profi并不能达到减少给煤量扰动幅度、提高锅炉响应速度的目的。在同类型机组其它电厂改造后，即便请西门子厂家对PROFI装置进行优化，机组变负荷速率依然不能提升至2%/min以上，汽温、汽压等主要被调量控制偏差无法达到PROFI所标称的高精度。最终被迫降低变负荷速率，以此减少给煤量的动态调整幅度，控制汽压、汽温调节偏差，牺牲变负荷速率AGC性能指标产生考核。
为此通过每月召开自动控制系统调节品质优化讨论会，对日常运行过程中发生的异常现象或运行工况调整对协调品质扰动进行讨论，逐步完善控制策略。
进行机组特性试验，确定了4台磨、5台磨满出力和中等出力不同工况锅炉蒸汽产生时间及锅炉蓄热惯性时间。根据试验的结果，优化机组协调控制系统、汽温控制系统及PROFI相关参数。
优化各项子回路自动控制系统，保证各项子回路自动调节品质满足《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》中相关标准要求。
为避免磨煤机堵磨，磨煤机加载力控制函数优化，在保证安全的前提下将PROFI中液压油加载力动态修正上限提高至2MPa，以增加磨煤机动态响应速度和减少堵磨可能性。
共同针对磨煤机启动时机进行分析讨论，当负荷高至400MW之上时及早启动第5台磨煤机，由550MW升满负荷时如煤量较大时启动第6台磨，待负荷稳定后视总煤量大小再确定是否停第6台磨。
在4、5台磨方式运行且磨煤机出力接近上限时，为避免堵磨，对一次风压调节函数进行优化，适当增加一次风压定值偏置。对变负荷动态调整一次风压开展研究，在机组检修时优化一次风压控制策略，以提高机组动态响应特性。
通过找出系统之间的耦合关系，并通过一些中间变量进行解耦，使相互耦合的系统简化为单输入、单输出的系统，以满足CCS系统对不确定扰动因素的适应性。
1. 针对低氮燃烧器改造后导致锅炉变负荷动态响应特性滞后现象，对OFA及CFS二次风门动态调整开展工作，升负荷时动态减小OFA风门开度，动态增加CFS风门开度，幅度为5～10%。
2. 变负荷时超调增加燃料量导致汽温增加较多，容易超差，随后增加的减温水流量对主汽流量产生额外扰动进而影响了主汽压力变化，几个参数相互耦合。通过优化磨煤机加载油压逻辑和给煤量指令，在变负荷时优先调整下层1、2、3号磨出力，令增加的热量向水冷壁倾斜，增加蒸汽产生量和速率，同时，较低的火焰中心对过热器和再热器吸热影响较小，保证了汽温扰动控制在较小范围内，解除了汽温、汽压、减温水流量、给煤量几个参数之间的耦合关系。
通过协调优化，形成合适的机、炉负荷指令和压力定值，使之与机组热力系统的特性相适应，在动态过程中与实际压力的变化吻合理想压力定值曲线;根据锅炉负荷响应特性，在动态过程中限制汽机调汽门的动作，使机、炉之间相互协调，解决了负荷响应速率的提高与系统稳定性之间的矛盾;合理掌握锅炉负荷指令在动态过程中的超调量，使在负荷指令接近目标值时超调量逐渐减小;通过上述三个方面的工作，减小系统的动、静态偏差，提高系统的稳定性。
完成以上优化措施后，分别完成机组变负荷试验，测试中负荷、高负荷阶段2%/min、3%/min变负荷速率下机组协调控制品质，对自动控制系统参数进行深度优化。通过调汽门的动态过开，合理利用锅炉的蓄热，缩短负荷响应的滞后时间;优化控制策略，优化PROFI控制器参数，提高协调品质，加快负荷响应能力，优化AGC模式下变负荷响应时间指标，在较低变负荷速率设定下，将变负荷响应时间加速至45S。
机组负荷在300至540MW阶段内以2%/min变负荷时主要控制指标满足规程要求，主汽压力控制偏差≯±0.5MPa，主汽温度控制偏差≯±8°C，再热汽温控制偏差≯±10°C，AGC性能指标Kp在3以上，满足电网公司提出的“两个细则”要求，实现盈利。
五、结论
通过上述几项研究成果的成功应用，实现1、2号机组低氮燃烧器改造后协调控制系统的优化提升，解决了目前协调控制技术的几项重大难题，使其功能更加完善，可完全实现单元机组负荷控制的全程自动运行。