MW循环流化床锅炉控制专业技术.docx

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MW循环流化床锅炉控制专业技术

300MW循环流化床锅炉控制技术探讨

赵银王寿福

（云南大唐国际红河发电有限责任公司，云南开远661600）

摘要：

循环流化床（CirculatingFluidizedBed，以下简称CFB）锅炉技术作为一种清洁燃煤技术，由于其排放污染低、燃料适应性广、燃烧效率高及负荷适应性强等优点，得到了迅猛的发展，使CFB锅炉日趋大型化。

然而CFB锅炉的燃烧调节异常复杂和控制之困难也给CFB锅炉的推广起着严重的制约作用，所以迫切需要对CFB锅炉的控制技术进行深入研究。

关键字：

CFB锅炉燃烧风量煤量风煤比调节FSSSＭＣＳ一次风二次风

高压流化风炉膛

１、前言

CFB属于低温燃烧，氮氧化物排放远低于煤粉炉。

并可实现燃烧中直接脱硫，脱硫效率高且技术设备简单和经济，可以利用燃料自身含钙量进行自脱硫（如煤质含钙量较低,需再加入少许的石灰石控制最终的烟气含硫量），减少对环境的污染，其脱硫的初投资及运行费用远低于煤粉炉加FGD。

排出的灰渣活性好，易于实现综合利用，无二次灰渣污染。

CFB锅炉可以将煤矿挑选剩下的煤矸石、劣质煤、煤泥作为燃料来发电。

大型CFB锅炉的热效率普遍达90%以上，如今目前300MWCFB锅炉热效率典型设计为92.8%。

锅炉负荷可在30%～100%内不投油稳定运行，负荷变化响应速率可达5%～10%ECR/MIN，比常规煤粉炉负荷变化速率（3%～5%ECR/MIN）高。

从上面可看出，CFB锅炉技术相对常规锅炉来说是很有发展前景的一种燃烧技术。

在我国目前环保要求日益严格，煤种变化较大和电厂负荷调节范围较大的情况下，CFB成为发电厂和热电厂优选的技术之一，CFB燃烧技术已被运行实践证明是可靠的洁净煤燃烧技术，受到人们的高度重视，近年来得到迅速发展。

容量大型化和蒸汽参数进一步提高是当前CFB锅炉的主要发展方向。

现300MW大型CFB锅炉在国外实际应用已开始，2006年6月云南大唐国际红河发电公司300MW循环流化床锅炉＃1机组并网发电，这也是过产第一台300MW循环流化床锅炉，现在已经运行近两年。

CFB锅炉随着新技术应用也会遇上一些新问题。

虽然CFB锅炉，尤其是中小型CFB锅炉已经大量投入商业化运行,但控制问题一直是循环床锅炉的主要问题之一，其燃烧自动控制系统基本投不上，或投入率很低，实际运行中靠手动操作。

究其原因，在于CFB锅炉燃烧系统的复杂性。

由于CFBB自身的工艺特点，它比普通锅炉具有更多的输入和输出变量，耦合关系更加复杂。

当锅炉负荷发生变化时（外扰），或给水量、给煤量、返料量、减温水量、引风量、一次风量、二次风量等任一输入量（内扰）改变时，所有输出量（如汽包水位、蒸汽温度、蒸汽压力、炉膛负压、氧量、床温等）都要发生变化，但程度有所不同。

一般CFB除燃烧控制系统外，其它控制与一般煤粉炉差别不大，可按一般煤粉炉进行控制，而且这些控制方法已经成熟，控制效果比较满意。

但在燃烧控制上确实需要特别研究。

2、CFB锅炉工艺流程

以图1为例，简单说明300MWCFB锅炉的工艺流程（汽水系统因和常规煤粉锅炉类似，略）。

其中：

1—燃烧室

2—旋风分离器

3—烟气加热器：

包括过热器、再热器、省煤器、空预器

4—外置床换热器

5—二次风

6—一次风

7—锥形阀

8—石灰石加料装置

9—给煤装置

图1：

300MWCFB锅炉工艺简图

燃烧系统的流程：

原煤破碎、筛选后送煤斗，经计量式给煤机进入燃料室底，与炉底来的热一次混合成气、固流化物燃烧。

热二次风从燃烧室中下部补入，以提供进一步燃尽所需的空气。

石灰石粉经加料装置加入燃烧室主燃烧区，在料床温度为850℃～950℃的较佳脱硫温度下与硫反应，生成比较稳定的硫化钙，除去煤中的硫，大大减少烟气中SO2的排放量。

燃烧室出口装有4组高温分离器，用于分离烟气与未燃尽的粗颗粒。

分离出的颗粒经锥阀，根据控制床温、再热汽温主参数的情况，调节直接返回锅炉的循环料量和经加热器返回锅炉料量的比例。

在加热器中，两组装中温过热器，两组装末级再热、低温过热器。

调节装有再热器的回料锥形阀，用于调节再热出口汽温度；调节装有中温过热器的回料锥形阀，则用于调节锅炉料床温度，过热汽温的主要调节是通过三级过热减温水实现的。

尾部烟道布置有末级过热器、低温再热器、省煤器和空气预热器，吸收烟气余热。

烟气经除尘器，由吸风机送入烟囱后，排入大气。

燃烧产生的灰渣，通过冷渣器冷却后排出。

同时通过调节灰渣的排放量，来控制锅炉料床的高度，满足运行的安全、经济性要求。

3、控制系统配置

300MWCFB锅炉机组的控制系统典型配置：

主控系统采用日立的HIACS-5000M型DCS系统，单元机组I/O点量：

约4530点。

主控系统功能含：

DAS、MCS、SCS、FSSS、BPS等。

汽机的监控包括DEH、MEH、ETS、METS、TSI、TDM等。

而辅机程控系统包括：

化水、输煤、除灰、锅炉补给水、胶球清洗、凝结水精处理、机组加药、吹灰、定排等系统。

系统功能中，差异和难度最大的为MCS，而其它功能仅因主辅设备配置不同而与常规300MW煤粉炉机组有所差异。

在下面的内容中将重点介绍MCS。

MCS配置包括如下调节系统：

（1）机炉协调控制系统。

分为锅炉基本、汽机基本和机炉协调三种运行方式，含ADS、RB、一次调频等功能在内。

（2）燃料调节。

包括4套给煤系统，每套给煤又由三级给煤构成，主要采用第一级称重变频给煤机作燃料调节，其它级的给煤是比例随动调节。

（3）一次风量调节。

包括2套一次风量调节门，使一次风量满足燃料流化和燃烧的要求。

（4）一次风压调节。

包括2套一次风机系统，可调节一次风机导叶开度改变风机出力，使一次风母管压力满足运行要求。

（5）二次风风量调节。

包括4套上、下二次风量调节门，满足燃料燃烧的二次风量要求，使锅炉运行达到最佳的含氧量和较高的热效率。

（6）二次风压调节。

包括2套二次风机系统，调节二次风机动叶开度改变风机出力，使二次风母管压力满足运行要求。

（7）炉膛压力调节。

包括2套吸风机系统，调节吸风机静叶开度改变风机出力，使炉膛压力满足运行要求。

（8）锅炉床温调节。

锅炉设计的2套外置床换热器，内装中温过热器，用于锅炉床温调节。

通过调节回料锥形阀大小，可调节从分离器直达燃烧室的料量和经外置床到燃烧室的循环料量比例大小，来实现锅炉床温的调节。

（9）锅炉床压调节。

调节4个排渣器调门，使床压满足设定要求，保证锅炉安全、经济运行。

（10）流化风母管压力调节。

类似于一次风压调节，包括5套流化风机，调节流化风机导叶开度改变风机出力，使流化风母管压力满足运行要求。

（11）外置床换热器流化风量调节。

共4套外置床换热器，每套含3台换热器流化风调门，调节每台换热器流化风调门，使对应风量满足运行要求。

（12）冷渣器流化风量调节。

共4套冷渣器，每套含2台高压流化风调门，调节每台冷渣器流化风调门，使对应风量满足运行要求。

（13）冷渣器冷却水流量调节。

每套冷渣器含1台冷渣器冷却水流量调门，用于调节冷渣器出口灰渣温度满足运行要求。

（14）点火器风量调节。

有1套前墙床枪组、1套后墙床枪组和2套风道燃烧器组共4组启动燃烧点火器，每组有1台点火一次热风量调门，用于调节点火风量满足运行要求。

（15）二次暖风器温度调节。

有2组暖风器，每组1台辅汽至暖风器调门，调节暖风器出口二次风温满足设定要求。

（16）石灰石给料调节。

设计有2套给料装置，对应有2套石灰石给料机，控制给料量满足脱硫要求。

（17）燃油压力调节。

设计4台进油调门，分别控制1套前墙床枪组、1套后墙床枪组和2套风道燃烧器组各自的燃油压力满足运行要求。

（18）过热汽温调节。

设计有6套三级减温水，调节过热汽温满足进行要求。

（19）再热汽温调节。

低温再热器由2套喷水减温实现，控制低再温度满足运行要求；再热器出口温度的调节由2套外置床再热器灰料再循环锥形调节阀实现。

（20）其它汽水系统的自动调节。

主要包括：

汽包水位、除氧器水位、凝汽器水位、高/低加水位、给水泵密封水差压、给水泵最小流量、旁路等调节。

这些调节与常规煤粉炉机组的调节类似，这里就不作介绍了。

4、模拟量控制

CFB锅炉的燃烧系统为大滞后、强耦合、多输入多输出的非线性时变系统，其动态特性比较复杂。

·大滞后主要表现为：

燃料-主汽压力，喷水减温-汽温，外置床再热循环锥形阀-料床温度，二次风量-氧量，石灰石量-烟气硫量等响应的时间较长，一般在3～5分钟左右。

·强耦合与多输入多输出，如：

机炉协调控制系统中汽机调门、锅炉燃料调节-负荷、主汽压力的调节属于典型的强耦合与多输入多输出系统。

·非线性，CFB因燃烧系统的复杂性带来控制对象的非线性严重，据文献介绍的某CFB锅炉根据现场辨识的煤量-主汽压力、煤量-床温被控对象模型中，其增益和时间常数在不同的锅炉运行工况下达到两倍的差别，因此采用单一控制参数的常规PID调节器，达不到较理想的调节品质。

基于CFB锅炉控制对象上述控制特性，借鉴常规煤粉炉上已经应用成功的一些策略和经验，提出在DCS上可实现的控制方案。

（1）针对控制对象的大滞后问题，控制中采用串级（如汽温控制）和特殊的控制方式（如DEB协调控制中采用汽机一级压力、汽包压力变化率较迅速、准确地计算出锅炉热负荷）。

（2）针对控制对象的强耦合与多输入多输出问题，控制中采用解耦、补偿控制方式，如DEB协调控制、比例微分前馈控制等。

（3）针对控制对象的非线性问题，控制中采用变参数自适应PID、函数线性补偿控制等方式。

4.1常规控制

4.1.1火力发电机组DCS模拟量控制系统控制逻辑设计特点

DCS模拟量控制系统控制逻辑的设计应具有以下特点，使系统能在各种工况及切换时能安全、稳定运行。

·跟踪和无扰：

系统在手自动切换和各种运行方式切换时，要求实现无扰。

·自动调节完善的逻辑功能：

在测量值、执行单元故障或逻辑要求时，应自动切为手动；在逻辑要求，应能实现输出的闭锁增/减或超驰增/减；逻辑要求时，应能自动投用调节系统等逻辑功能。

·调节输出带多执行单元的自动分配功能。

设置单个执行单元偏置及手动设置单个执行单元值后，其他在自动状态的执行单元应实现自动分配；某一执行单元失效（取消分配）后其他在自动状态的执行单元的自动叠加；可按各执行单元出力不同设置分配系数等功能。

4.1.2CFB锅炉模拟量控制设计

下面根据CFB锅炉的特性，结合常规锅炉控制取得的成功经验，建议MCS的各调节系统采用以下设计。

（1）机炉协调控制系统。

通过调节锅炉的燃料和汽机调门开度，实现机组负荷和主汽压力的控制。

根据控制过程中锅炉、汽机调节被控参数的侧重点不同，可分为锅炉基本、汽机基本和机炉协调三种方式。

机炉协调控制策略有常规和各种补偿形式设计方案，其中直接能量平衡（DEB）协调控制方式是一种比较适用、有效的方式。

该方式协调控制是一种考虑了机组能量平衡的自解耦控制，自动补偿机组滑压变动负荷中锅炉蓄热、负荷斜坡变化中调节器静差。

DEB协调控制方式中所用的主要信号是机组负荷、汽机一级压力、机前压力和汽包压力，调节输出仍是锅炉的燃料和汽机调门。

DEB协调控制方式实用于物质能量平衡的汽包式单元机组，而与锅炉的燃烧方式无关。

DEB协调控制方式在常规煤粉炉机组已经成熟应用，在大型CFB机组成功投用的实例也有山东某100MWCFB机组。

下面是DEB协调控制策略介绍：

汽机侧的负荷，可用下面的式子来表示：

TEF=K1*P1+K2*FBP（式1）

其中：

TEF—TotalEnergyFlow，汽机侧的总负荷（MW）。

P1为汽机一级压力，FBP为高旁蒸汽流量，K1、K2为量纲转换比例系数。

通常在机组带负荷正常运行后FBP为0，则TEF=K1*P1，以下均以TEF=K1*P1的情况讨论。

锅炉和汽机的负荷关系，可用下式表示：

HR=TEF+Cb*PD’（式2）

其中：

HR—HeatRelease放热量，代表锅炉侧的热负荷（MW）。

Cb—锅炉蓄热系数（MW·S/MPa）；

PD’—汽包压力变化率（MPa/S）。

P1与TEF成线性关系。

对300MW机组，一般满负荷时TEF=300MW，P1≈12.5MPa可得K1≈24。

锅炉负荷需求NRGD计算模块，在燃料调节中作为设定值，使HR满足NRGD设定要求。

其计算式为：

NRGD=WT+C1*WT*WT’+C2*PTSPR（式3）

其中WT=TEF*PTSP/PT，C1、C2为系数。

WT’为的WT变化率。

式中C1*WT*WT’项用于补偿燃料调节作给定值斜坡变化的稳态偏差，其值可在定压变负荷过程中整定出；C2*PTSPR项用于补偿机组作滑压变化时的吸热或放热量。

由C2*PTSPR=Cb*PD’，可得：

C2=Cb*PD’/PTSPR=Cb*CDT（式4）

其中CDT≈PD额/PT额

DEB方式的功率调节由串级PID调节回路组成。

主调节器的测量值为实发功率信号，给定值为人工设定值经上下限及速率限值后加一次调频功率指令而形成的复合功率指令。

一次调频功能可根据要求投入或切除。

副调节器的测量值是P1。

给定值为主调节器的输出，副回路的调节输出送至DEH，使汽机调门快速定位。

在DEB方式中，关键参数锅炉蓄热系数Cb有多种不同的试验求法，下面针对某一300MW机组，提出以下两种较常应用且容易实现的实例方法：

I、锅炉负荷HR保持不变（燃烧系统保持手动稳定不变）的主汽压力定速率变化试验方法

a、调整工况使机组在16.2MPa主汽压力、300MW负荷下稳定运行。

b、置燃料、送风调节等燃烧系统在手动运行且保持稳定不变。

c、投入汽机的压力调节，使压力定值从16.2MPa，以0.15MPa/Min速率变化至16.7MPa。

d、记录TEF、PD等参数的趋势曲线和数据，见图2。

e、由式

（2）可得：

T2

T1

Cb=-∫△TEF（t）dt/（PD|T2-PD|T1）（式5）

代入数据后求得Cb=6969.4（MW·S/MPa）。

II、负荷从一种稳定工况变动至另一种稳定工况（燃烧系统随负荷变动）的试验方法

a、机组在300.0MW负荷、16.7MPa额定主汽压力下稳定运行。

b、机组以5.0MW/Min的负荷变化率滑压降至217.9MW。

c、记录：

TEF、PD、PT、HR、MW的趋势曲线和数据。

d、由式

（2），并用燃料量折算的功率值代替HR（HR1=K3·FU，FU为燃料量）可得：

T2

T1

Cb=∫[HR1（t）-TEF（t）]dt/（PD|T2-PD|T1）（式6）

代入数据后求得Cb=7853.9（MW·S/MPa）。

图2：

机组在300MW、16.2MPa时（燃料量保持）变压力试验曲线

比较：

方法2因试验过程中各主要参数均在变动，对机组效率影响较大，故求得Cb值其准确性没有方法1高，方法2与方法1求得Cb值相对误差为12.7%。

方法2因要求机组的运行工况不需专门试验工况申请即可比较方便求取Cb值，可作为Cb初值的计算。

图3为采用DEB方式控制300MW中速磨煤粉炉机组以6MW/MIN按机组滑压曲线变负荷的趋势记录，这里机组的滑压曲线为：

7.41IN<120

PTSP=7.41+0.6193（IN-120）120≤IN≤270（MPa）

16.7IN>270

图中其它的信号为：

CC001-机组功率，MM_TOT-给煤量，PTSP-主汽压力设定值，PT-主汽压力，P1_PID-汽机一级压力调节器。

试验测得实际负荷变化率为4.5MW/MIN，主汽压力偏差为：

[+0.5，-0.1]MPa。

图3：

300MW中速磨煤粉炉机组负荷变动趋势曲线图

（2）燃料调节，在机组加负荷中，应遵循先加风后加煤的原则；减负荷则先减煤后减风。

故采用DEB方式的燃料调节是接受小选出的锅炉指令和折算的风量信号，调节4台采用分配控制的一级给煤机，最终使被调量热量信号（HR）满足锅炉指令要求。

基于被控对象的给煤率-汽压特性存在一定的非线性[1]，且控制迟延较大，故应设计变参数控制。

若DCS系统无变参数自适应调节模块，可从调节模块输出串入一乘法模块，乘法模块其中的一路为上级输入，另一路为修正乘数因子，它是一个曲线函数，该函数为锅炉负荷-被控对象传函增益曲线函数的反函数，被控对象传函这里是给煤率-汽压的传函，其增益可在不同负荷点作阶跃扰动试验求取。

乘数模块的输出作给煤量总指令分配块的输入。

（3）一次风量调节，由锅炉指令与锅炉热负荷的大选值-一次风量曲线，计算出一次风量设定值，调节2台采用分配控制的一次风量调门，使一次风量满足设定要求。

（4）一次风压调节，由锅炉负荷-一次风压曲线，计算出一次风压设定值，调节2台采用分配控制的一次风机入口导叶，使一次风母管压力满足设定要求。

（5）氧量调节，由串级调节回路组成，副回路由锅炉指令与锅炉负荷的大选值*主回路调节输出计算出总风量设定值，调节2台采用分配控制的二次风量调门，使总风量满足设定要求；主回路由热负荷-氧量设定值曲线，作主调器设定值，使氧量满足设定要求。

（6）二次风压控制，由锅炉负荷-二次风压曲线，计算出二次风压设定值，调节2台采用分配控制的二次风机动叶，使二次风母管压力满足设定要求。

（7）炉膛压力调节，由人工设定值，通过调节2台采用分配控制的吸风机静叶，使炉膛压力满足设定值要求。

同时还应考虑送入炉膛总风量对炉膛压力的影响，把总风量或者一次与二次风流量调节输出作炉膛压力调节器的比例前馈。

根据现场使用情况而选用前馈量，因总风量测量波动较大且稍滞后于一、二次风量控制输出，但一、二次风量控制输出与对应风量的线性不是很好。

（8）锅炉床温调节，锅炉设计有4套外置床换热器，其中2套用于锅炉床温调节，另外2套用于再热出口汽温调节。

通过调节2套采用分配控制的锥形阀大小，可调节从分离器至外置床和燃烧室再循环灰料比例的大小，实现锅炉床温调节。

床温的设定值由锅炉热负荷-床温曲线给出。

另外影响床温的还有：

给煤量、外置床再热器调节、一次风/总风比例、上二次风/总二次风比例、料床床压，在调节中考虑这些量的前馈补偿，补偿可采用变系数比例微分前馈补偿，根据现场的扰动量-床温、锥形阀调节-床温动态特性确定补偿函数。

基于床温的影响量多，控制上存在较严重的非线性，且控制迟延较大，故应像燃料调节那样设计变参数控制，采用变参数自适应PID模块，或设计调节的线性修正曲线。

（9）床压调节。

床压（即床位）的控制关系到床料的流化质量、经济燃烧、厂用电率消耗、带负荷能力等，所以控制好床压，对CFB锅炉安全经济运行具有重要意义。

由锅炉负荷-床压曲线，计算出床压设定值，调节4台采用分配控制的排渣器调门，使床压满足设定要求，保证锅炉安全、经济运行。

（10）流化风母管压力调节。

类似于一次风压调节，由锅炉负荷-流化风母管压力曲线，计算出流化风母管压力设定值，调节采用分配控制的5台运行中的流化风机入口导叶，使流化风母管压力满足设定要求。

（11）外置床换热器流化风量调节。

由锅炉负荷-换热器流化风量曲线，计算出换热器流化风量设定值，调节换热器流化风调门，使风量满足设定要求。

（12）冷渣器流化风量调节。

由锅炉负荷-冷渣器流化风量曲线，计算出冷渣器流化风量设定值，调节冷渣器流化风调门，使风量满足设定要求。

（13）冷渣器冷却水流量调节。

调节冷渣器冷却水流量调门，使冷渣器出口灰渣温度满足设定值要求。

（14）点火器风量调节。

调节点火器对应风量调门，使点火风量满足设定要求。

（15）二次暖风器温度调节。

调节辅汽至暖风器调门，控制暖风器出口二次风温满足设定要求。

（16）石灰石给料调节。

由串级调节回路组成，副回路由给煤量*主回路调节输出计算出总石灰石量设定值，调节2台采用分配控制的石灰石给料机，使总石灰石量满足设定要求；主调器设定值由人工输入，使烟气二氧化硫含量满足设定要求。

（17）燃油压力调节。

分别调节1套前墙床枪组、1套后墙床枪组和2套风道燃烧器组各自的燃油进油调门，使对应的燃油压力满足设定要求。

（18）过热汽温调节。

由三级减温水共6套串级回路实现过热汽温调节，每级减温设计为串级调节。

副调节器控制输出的减温水调门，使减温器出口汽温满足主调节器输出的设定要求；主调节器的输出使下级减温器入口汽温满足锅炉负荷-下级减温器入口汽温曲线设定值要求。

同时影响各级过热汽温的主要有：

床温锥形调节阀、高再温度锥形调节阀、热负荷等，在调节中考虑这些量的前馈补偿。

（19）再热汽温调节。

低温再热器由喷水减温实现，出口再热汽温由外置床换热器锥形阀实现调节。

低温再热器喷水减温由2套左右侧串级调节组成，副调节器控制减温水调门，使减温器出口汽温满足主调节器输出的设定要求；主调节器的输出使外置床再热器入口汽温满足锅炉热负荷-外置床再热器入口汽温曲线设定值要求；而外置床换热器锥形阀设计为2套左右侧再热汽出口温度调节单回路，其设定值为锅炉热负荷-再热汽出口温度曲线。

同时影响各级再热汽温的主要有：

锅炉热负荷、风量等，在调节中考虑这些量的前馈补偿。

（20）其它汽水系统的自动调节。

主要包括：

汽包水位、除氧器水位、凝汽器水位、高/低加水位、给水泵密封水差压、给水泵最小流量、旁路等调节。

这些调节与常规煤粉炉机组的调节类似，这里就不作介绍，在这里要提及的是采用新型控制方式的除氧器与凝汽器水位联合控制已在省内300MW机组上成功应用，一样可在300MWCFB锅炉机组上推广应用。

4.2智能控制

智能控制在国内外CFB锅炉机组上应用也有比较多的报导。

根据CFB锅炉结构特点，研究开发了基于经验的专家智能控制策略，主要控制系统有炉膛负压控制、料层差压控制、主蒸汽温度控制、减温喷水控制、汽包水位三冲量与主蒸汽温度协议控制和燃烧系统专家智能控制等。

基于CFB锅炉的现场运行经验，给出了一系列描述锅炉各控制系统的控制表，尤其是给出了燃烧系统的控制规则库，将所有目标参数进行模糊化设定，所有设定均可在DCS组态上实时在线修改。

该控制系统在浙江嵊州市热电厂75t/hCFB锅炉成功投运。

根据CFB锅炉的动态特性,提出了仿人智能控制系统。

通过现场辩识，对CFB锅炉的汽压、床温被控对象的动态特性进行了简单描述，同时为了保证锅炉经济燃烧,对锅炉热效率实行最优控制（调节二次风,以寻找最佳过剩空气系数）。

考虑在送风和引风扰动下的动态特性，所有动态特性中的参数随锅炉运行工况的不同而变化。

所有控制器均采用仿人智能（IC）控制器，控制器的控制算法中，最为关键的是多模态的特征模型和控制模态集。

实践证明：

当机组负荷在25%～100%之间变化时，该自动控制系统能投入正常运行。

对于CFB锅炉中的两个强耦合变量：

主汽压力和床温,国内外常见的控制方法一般是以主汽压力为主，按最佳风煤比的原则调节一次风量，同时控制床温在所要求的范围内。

为了解决这对强耦合变量，有研究者提出了采用模糊控制和广义预测控制相结合的新控制思路，控制系统中各控制回路均采用模糊控制方案，针对床温和主汽压的强耦合，设计了基于广义预测控制的指导系统，即广义预测控制器利用CFB锅炉动态模型预测床温和主汽压，作为床温调节控制回路和主汽压调节控制回路的给定值，实现了床温和主汽压的解耦协调控制；另有研究者提出了基于多变量频域理论的补偿式解耦控制方法，补偿式解耦控制系统直接取用床温这一波动较大的信号去补偿和调整给煤量，直接补偿和调整变频调速器的给煤转速，不但克服了由于给煤粒度变化引起的煤量变化的强内扰，同时床温的稳定运行也提高了抗负荷变化的外扰能力。

5、调试

在这里介绍常规机组的MCS调试和300MWCFB锅炉机组MCS调试方法。

5.1采用DCS实现的MCS控制系统常规调试

5.1.1MCS控