300MW循环流化床锅炉主汽温控制系统优化调试.docx

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300MW循环流化床锅炉主汽温控制系统优化调试

吴玉平:

300MW循环流化床锅炉主汽温控制系统优化调试第4期电力自动化

300MW循环流化床锅炉主汽温控制系统优化调试

吴玉平

（四川白马循环流化床示范电站有限责任公司,四川内江

641005

摘要:

法国ALSTOM公司设计的300MW循环流化床（CFB锅炉汽水系统流程复杂,主汽温自动控制是

一个难点。

在白马示范电站引进的国内首台此类型CFB锅炉机组试运行期间,采用常规串级PID调节方案控制主汽温不能取得满意的效果。

针对主汽温大纯滞后、外部扰动频繁的动态特性,设计了状态变量控制和常规PID相结合的控制方案,在前馈回路增加了惯性环节,调整了PID调节器的参数。

实践证明:

主汽温自动控制经优化调试后,在30%的负荷变动及锅炉蒸汽吹灰等过程中,主汽温波动幅度均能控制在设定值±6℃的范围内。

关键词:

循环流化床;主汽温;状态观测;外置床中图分类号:

TK323;TK223.7+3

文献标识码:

B

文章编号:

1004-9649（200804-0075-04

收稿日期:

2007-08-11;修回日期:

2008-01-15

作者简介:

吴玉平（1975-,男,四川内江人,工程师,从事300MW循环流化床锅炉检修维护的技术研究及管理工作。

E-mail:

wyp@

0引言

300MWCFB锅炉增加了4个外置床,在其中

布置有低温、中温过热器和高温再热器。

机组运行中,为控制床温和再热汽温,外置床的进灰量经常发生变化,将对高温过热器出口汽温（以下简称主汽温造成扰动[1]。

另外,主汽压力变化、

锅炉吹灰（采用蒸汽吹灰,吹灰蒸汽从高温过热器入口抽取及辅机故障减负荷（RB工况都对主汽温控制提出了更高要求。

白马CFB示范电站引进法国ALSTOM公司的国内首台300MWCFB锅炉机组的主汽温控制采用状态观测、状态反馈与常规PID控制相结合,达到了理想的效果。

实践证明,稳定工况下主汽温波动幅度在±2℃以内;变负荷及吹灰时,波动幅度也能控制在±6℃以内。

1300MWCFB锅炉过热汽温控制系统

根据锅炉受热面布置情况,过热汽温控制系统

分为左右两侧,每侧设计了3级喷水减温:

在低温过热器出口至中温过热器1入口布置一级喷水减温,其喷水量占总设计喷水量的19%;在中温过热器1出口至中温过热器2入口布置二级喷水减温,其喷水量占总设计喷水量的46%;在中温过热器2出口至高温过热器入口布置末级喷水减温,其喷水量占总设计喷水量的35%。

另外,吹灰蒸汽从高温过热

器入口抽取。

1.1

一级过热汽温控制

采用常规串级PID调节器,目的是控制中温过

热器1出口和中温过热器2入口的汽温差。

为防止中温过热器1入口汽温太接近饱和值,设计有

温度保护逻辑,保护定值为汽包压力下的饱和温

度加上15℃,若汽温低于此值,减温水调门将逐渐

关闭。

1.2二级过热汽温控制

采用常规串级PID调节器,目的是控制高温过

热器入口汽温。

为避免中温过热器2出口汽温太接近饱和值,引起高温过热器入口蒸汽带水,同样设置有温度保护逻辑,保护定值也为汽包压力下的饱和温度加上15℃,若汽温低于此值,减温水调门将逐渐关闭。

1.3主汽温控制

机组运行中,外置床灰控阀要用来控制床温和

再热汽温,因此随着灰控阀的位置变化,外置床进灰量也会发生变化,从而引起低温、中温过热汽温波动,造成高温过热器入口汽温波动。

另外,由于高温过热器管道长,

其本身的汽温被控对象的滞后很

大,这样,常规串级控制系统对主汽温的控制不能获得理想的品质。

对此,特别设计了引入状态变量控制的PID串级主汽温控制系统,现重点对此进行介绍。

中国电力ELECTRICPOWER

第41卷第4期2008

年4月Vol.41,No.4

Apr.2008

第41卷

中国电力

电力自动化

2采用状态变量控制的主汽温控制

由于喷水被控对象惯性很大,常规的串级控制

方案中调节器参数必须整定得慢一点,才能保证主

汽温控制系统的稳定。

但锅炉实际运行中,扰动量对

主汽温的影响很快,又需要调节器动作快一点,才

能有效避免主汽温的超调。

这两者本身就是矛盾

的,因此,主汽温采用常规串级控制不能取得理想

的效果。

而引入状态变量控制的主汽温控制系统,

能有效补偿汽温动态特性的滞后,克服稳定性和快

速性之间的矛盾,获得良好的控制品质。

控制方案如

图1所示。

如图1所示,该控制系统以高温过热器出口

汽温为被调量。

高温过热器出口汽温的偏差信号

送入主PID调节器,调节器输出经燃料量和主汽

流量的前馈运算后,再加上状态反馈控制的补偿

信号,送入两侧副调节器,作为高温过热器入口汽

温的设定值,经PI运算后控制左右侧的2个减温

水调节阀。

2.1基于状态变量的设计

要实现调节器的快速动作,必须提前观测到

参数的变化。

高温过热器管道很长,由于测量手段

及工艺原因等限制,不可能沿管道各处装设温度

测点,必须通过可测到的过热器入口和出口汽温,

利用DCS软件技术进行推测,虚拟温度测点来模

拟实际温度,这种虚拟称为状态观测。

将状态观测

得到的各温度测点值乘以一个系数后反馈到控制

系统中,以构成闭环控制,这即状态反馈。

图2为

利用DCS软件技术重新构置的状态变量控制原

理图。

图2中,F是状态观测矩阵,它将整个高温过热

器分成6段,虚拟出6个温度测点。

因为每个测点

间的过热器相对较短,所以可将其假设为一阶惯

性环节。

状态观测矩阵确定了状态观测器的状态

跟踪系统实际状态的速度。

K是状态反馈矩阵,它

决定了系统的动态性能。

通过选择一组状态反馈

系数K

i

（i=1,2,…6,可使补偿的对象具有较理想

的动态特性。

状态反馈矩阵和状态观测矩阵可根

据对象实际情况单独配置,但应互相配合,使对象

既有较小的惯性和滞后,又不产生震荡。

高温过热

器入口汽温乘以系数K

7

直接进入状态观测器输

出的加法器,可以加快系统的响应速度。

K

8

是一个

修正系数,确保在系统稳定时,状态变量控制的输

出为0。

状态变量参数的具体调整原则是:

增大T

p

、Fi及

Ki均可加快系统的响应速度,但会使系统的稳定性

下降,可能造成系统振荡。

实际使用的参数值为:

T

p

=22.27s;F1=8、F2=8、

F3=4、F4=4、F5=1、F6=0;K1=-0.6857、K2=-0.7347、

K3=-0.4198、K4=-0.1350、K5=-0.0231、K6=-0.0017;

K7=1;K8=0.79。

需要特别说明的是,在所使用的

DCS中,模拟量输入（AI、输出（AO点均被转换成

0￣1的数值进行运算,0代表量程低限,1代表量程

高限。

图3为状态变量控制的响应曲线。

图3中,主汽

温由0￣650℃转换为0￣1,图中显示量程为0.826￣

0.838,即536.9￣544.7℃;高温过热器入口汽温由0￣

600℃转换为0￣1,图中显示量程为0.7414￣0.7588,

即444.8￣455.3℃;K

1

显示量程为-0.520￣-0.509;K

2

显示量程为-0.574￣-0.565;K

3

显示量程为-0.3376￣

-0.3338;K4显示量程为-0.1104￣-0.1091;K5显示

量程为-0.01920￣-0.01894;状态变量控制器综合

输出显示量程为-0.0153￣-0.0038,其控制效果为

改变副调节器设定值约0.01×600=6（℃。

由于K

1

、

K2、K3、K4、K5、K6均为负数,其输出的变化方向和实

际蒸汽温度是相反的,看其变化趋势要反过来看。

从

图3中可看出,K

1

、K2、K3、K4、K5的输出依次超前于

主汽温、滞后于高温过热器入口温度,其变化过程介图1主汽温控制系统

Fig.1Mainsteamtemperaturecontrolsystem

图2状态变量控制原理

Fig.2Controlprincipleofstatevariables

吴玉平:

300MW循环流化床锅炉主汽温控制系统优化调试

第4期电力自动化

于二者之间,因此可将其视为在高温过热器上依次

安装的测点。

状态变量控制的效果可以理解为:

当高

温过热器入口汽温变化时,首先由K

1

感觉到,输出

控制指令去改变减温水量;然后是K

2

、K3、…、K6,这

些控制指令均超前于主汽温变化后PID调节器输

出的控制指令,因此可加快调节速度,取得更好的

调节品质。

2.2燃料量和主汽流量的前馈作用

影响主蒸汽温度控制的因素很多,最主要的干

扰量还包括主蒸汽流量和给煤量。

当这些扰动量变

化时,应及时改变减温水量以克服这些干扰,提高主

蒸汽温度的调节品质。

因此,加入了总燃料量和主蒸

汽流量的变化量作为控制系统的前馈信号,相应整

定惯性环节时间T

p

和前馈增益f（x。

3主汽温控制系统投运效果

主汽温控制系统控制效果如图4所示。

图4是升负荷过程中主汽温的变化曲线。

其中,

主汽流量量程为0￣1100t/h;给煤量量程为0￣240t/h;

减温水流量量程为0￣160t/h;状态变量控制输出量

程为-4%￣4%;主汽温量程为400￣600℃;高温过热

器入口汽温量程为350￣550℃。

在升负荷过程中,主汽温设定值为538℃,主汽

温测量值最高升到542℃,最低降到534℃,波动范

围为±4℃,控制品质非常好。

4主汽温自动控制调试中遇到的问题

4.1PID方案的选择

原设计方案中,主调节器采用PI调节器,经调

试观察,认为加入微分作用可取得更好的调节效果,

因此将PI调节改为PID调节器（见图1。

4.2前馈方案的调整

原设计方案未考虑主汽温对燃料量和主汽流量

图3状态变量控制曲线

Fig.3Curveofstatevariablecontrol

图4升负荷过程中主汽温变化曲线

Fig.4Curveofmainsteamtemperatureinloadrise

第41卷

中国电力

电力自动化

Optimizationcommissioningofmainsteamtemperaturecontrolsystemfor300MWCFBboiler

WUYu-ping

（SichuanBaimaCFBDemonstrationPowerPlantCo.,Ltd.,Neijiang641005,China

Abstract:

Thesteamwatersystemin300MWCFBboiler,whichisdesignedbyAlstom,France,isverycomplicated;asaresult,itisdiffi-culttocontrolthemainsteamtemperature.DuringthetrialoperationofthefirstintroducedCFBboilerinBaimaDemonstrationPowerPlant,thecontroleffectwasnotsofavorablebyusingconventionalcascadePIDregulation.Consideringthespecificdynamiccharacteristicsofmainsteamtemperature,suchaslargelagandfrequentexteriordisturbances,thecontrolmodecombiningstateobserverwithconventionalPIDcontrollerwasdesigned,inertiasectionwasaddedinfeedforwardloop,andtheparametersofPIDcontrollerwereadjusted.Thepracticalapplicationshowsthatthefluctuationofmainsteamtemperaturecanbecontrolledwithin±6℃incaseoftheloadvariationwithin30%andsteamsootblowingofboiler,inthelightofautomaticcontrolformainsteamtemperature.

Keywords:

CFB;mainsteamtemperature;stateobserver;externalbed

变化的响应速度,在燃料量或主汽流量变化时立即

改变减温水量,反而容易引起汽温波动。

因此,在前

馈环节中加入了相应的惯性环节（见图1。

4.3状态变量控制器的品质问题

主汽温控制逻辑中,过热汽温测量值、状态观测

和状态反馈逻辑构成了一个闭环。

停机后如果曾经

拆开过热汽温测量元件接线进行检修工作,则由于

温度元件开路,DCS会将此温度测点判断成坏点,

此坏点将把坏品质传入状态变量环,造成坏品质的

循环传递,使状态变量控制失去作用。

因此,每次开

机时相关人员均应对状态变量控制程序进行检查。

5结语

状态观测器对受控对象的动态数学模型要求不

高,可方便地应用于大纯滞后的受控对象,克服PID

调节器的弱点,增强系统的可控性和快速性。

白马示

范电站锅炉主汽温控制的工程实践表明:

采用状态

变量控制的主汽温控制系统能有效克服300MW大

型循环流化床锅炉主汽温大滞后特性及剧烈外扰的

影响,将主汽温控制在理想的水平。

目前的主汽温控制中没有引入灰控阀的开度值

来对控制输出进行修正,如果引入,调节效果是否会

更好?

另外,由于增加了外置床,300MWCFB锅炉

过热蒸汽减温水量非常大,能否从调整锅炉燃烧上

想些办法,减少减温水量,提高机组经济性。

这些问

题有待在今后的运行中继续探索、实践,以进一步提

高主汽温的控制品质。

参考文献:

[1]吴玉平,周嗣林.300MW循环流化床锅炉床温控制系统[J].中

国电力,2007,40（1:

74-76.

WUYu-ping,ZHOUSi-lin.Bedtemperaturecontrolof300MWCFB

boiler[J].ElectricPower,2007,40（1:

74-76.

（责任编辑吕玲

电力科技信息

▲南方电网供电量逐渐增加各省电网负荷

提升南方电网公司科学安排,精心部署,精心协调,各省

区负荷和供电量正在逐渐增加。

2008年2月12日,南方电

网负荷增加348万kW,最高负荷为4676万kW,电量增

加5511万kW・h,全网供电量为83739万kW・h。

其中广东、

广西、贵州、云南的电量分别增加4215、461、261、300万

kW・h,相应达到了45809、13708、8828、13130万kW・h。

南方电网公司充分发挥南方电网大平台作用,根据

各省区受灾情况、蓄水、存煤需要及春节前后负荷特性,

按照春节期间广东支援西部、春节过后西部支援广东的

思路,继续对网间送受电进行调整。

2008年2月12日,

广东负荷逐步回升,基本不再倒送西部,广东高峰受西电

84万kW,广西总受入54万~84万kW,较前日大幅减少,

贵州仍受入20万~30万kW,云南受入18万kW,龙滩、

天生桥出力较前日大幅增加。

目前,南方电网公司系统共组织6.6万人、6084台车

辆投入电网抢修。

其中贵州电网28355人、3538台车辆

（其中其他单位支援队伍5855人,部队1500人;广西电

网公司18100人、1343台车辆（其中部队和政府2252人;

云南电网公司7700人、309台车辆;广东电网公司11845

人、829台车辆。

南方电网公司深入贯彻落实胡锦涛总书记、温家宝总

理在南方电网公司视察时的重要指示精神,在实地深入考

察的基础上,全网一盘棋,科学安排,精心部署,精心协调,

重新排出抢修复电进度,全网2008年3月5日以前全部

修复受损的220kV和110kV电网,基本恢复灾区供电;只

要天气好转,争取提前2个月、在3月底以前修复500kV

电网,修复西电东送主通道,全面恢复正常供电。