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在燃煤机组低氮燃烧及烟气脱硝装置投运后，锅炉整体燃烧方式与改造之前发生了较大变化，锅炉燃烧的动态迟延和动力场发生变化，造成主汽压大幅波动，机组协调控制系统（CCS）及自动发电系统(AGC)无法投入，无法满足负荷自动控制的要求。
对机组协调控制系统进行分析，提出了控制策略优化和完善的措施。现场实际应用表明，改进后的协调控制系统，控制策略有效提高了机组的负荷响应能力，CCS调节品质良好，AGC综合性能指标大幅度提高，机组运行更加稳定，消除了低氮燃烧及烟气脱硝对CCS控制的影响。
随着国家治理阴霾天气（霾的形成与NOx有很大关系）力度的加大以及脱硝政策的出台，火电燃煤机组首当其冲地成为NOx减排的重点对象。据统计，每年有超过40%的氧化氮排放来自发电厂，因此，降低NOx的排放对火电燃煤机组限定了严格的排放指标。
为积极响应国家政策，为后嗣子孙留下蓝天绿水，火电燃煤机组的低氮燃烧改造以及新增脱硝系统成为各个电厂的重点工作。而在低氮燃烧改造以及新增脱硝系统投运后，整台锅炉的燃烧及配风方式与改造之前发生了较大变化，CCS调节品质变差，AGC也无法正常投入，满足不了电网要求，直接面临电网的考核。
因此低氮燃烧和脱硝系统投入运行后，机组协调控制系统的优化以及AGC综合性能指标的提高将成为目前及今后的研究重点。本文以国电菏泽发电有限公司（以下简称菏泽电厂）#6机组为例，重点阐述低氮燃烧及烟气脱硝改造后，CCS优化方向及控制策落的改进，以实际优化过程中的详实数据为依据，从控制理论及实际效果两个方面，论证先进的控制策略之可行之处，不知能否对同行及兄弟电厂有所帮助。如有，将不胜欢喜。
1设备概况
菏泽电厂#6机组，装机容量为330MW机组，锅炉为东方锅炉股份有限公司生产的DG1025/18.2-Ⅱ4型亚临界参数、四角切圆燃烧、自然循环汽包炉，采用正压直吹式制粉系统，配3台双进双出钢球磨。汽轮机由东方汽轮机厂生产，单轴、双缸、双排汽、凝汽式。DCS采用上海FOXBORO公司的I/A’s分散控制系统。机组2006年6月份正式投产发电。
2低氮燃烧及脱硝改造简介
为最大限度降低机组NOx排放量，适应国家环保部门对NOx排放要求的不断提高，菏泽电厂对#6锅炉进行低氮燃烧器改造并新增脱硝系统，于2013年9月投入运行。本次低氮燃烧改造后主燃区各一、二次风室标高发生变化，改造后，在主燃烧器区域上方新增布置4层SOFA燃尽风喷口，相应的布置4层（共计16台）风门气动执行器及1层（共计4台）喷口摆动气动执行器。燃烬风被布置在主燃烧器上方，在最有利于控制NOx的位置上，且低于炉膛折焰角处。
脱硝系统采用SCR烟气脱硝方法，高温高灰段布置方式，即SCR反应器布置在锅炉省煤器出口和空气预热器之间。反应器布置在省煤器与空气预热器之间的高含尘区域，采用纯度为99.6%的合格液氨作为脱硝还原剂。
3低氮燃烧及脱硝改造投运后CCS存在问题及分析
#6机组在低氮燃烧改造时增加了4层燃尽风口，虽然炉膛高度总体没有发生变化，但主燃区各一、二次风室标高发生了变化。炉膛内燃烧变成了分级燃烧，20%～30%的空气从主燃烧区取出，再从主燃区上方喷入以完成完全燃烧。煤粉与风的混合被延迟，整个燃烧的火焰高度被拉长。
另外SCR脱硝系统布置在省煤器与空气预热器之间，其反应器高度为16.545米，加上两端风道的弯头高度近20米，相当于锅炉整个尾部烟道加长了20米。拉长的火焰高度以及加长的尾部烟道，反映到调节系统上就是整个燃烧的迟延时间加大，系统对送、引风风量反映变得迟钝。导致主汽压力不能稳定，氧量及炉膛负压波动剧烈，整体机组燃烧不稳。CCS调节品质很差，AGC无法投入。
针对以上问题，单独靠优化锅炉主控及汽机主控PID参数不能解决，必须摸索出新的燃烧特性，并根据新特性，更改其调节的数学模型，采用先进的控制策略。同时，菏泽电厂#6机组处于节能考虑，为降低一次风道节流损失，容量风挡板开度在50%以上，采用低一次风压运行方式。主汽压力响应速度较高风压运行时慢许多，较难调节。
机组高负荷时，升降负荷时通过调整锅炉一次风压来改变燃料量，继而改变锅炉热负荷；在机组负荷较低时，通过调整锅炉一次风压来改变燃料量继而改变锅炉热负荷就变得相对困难。为解决以上问题，对330MW机组汽包炉热力系统控制数学模型完善修改，修改和完善CCS自动控制逻辑，使得机组在正常投入CCS及AGC-R模式的情况下，机组CCS调节品质和AGC综合性能指标得到大幅度提高。
