随着国家“十二五”规划的实施，国内能源行业的节能利用和环保减排陆续实施。各发电集团在烟气余热利用、机组通流增容等项目上着力开发实施，极大的提升了机组的效率、降低了耗能指标。
烟气余热利用项目是能源行业内推广的节能示范项目。在项目闭环调试过程中，针对排烟温度的大惯性迟滞原因，需要对变频泵较多的往返无功调节进行优化控制;另外，为了最大利用高负荷段的余热，提高供水量也是需要跟进的优化要点之一。
一、断续控制思路
控制系统一般设计为实时闭环调节，被调量和设定值出现偏差即通过比例积分作用去消除偏差，执行器动作频次较多。对于大迟延系统，多出现滞后或过调问题，类似锅炉的汽温度控制，还需要进行建模、设计先进的控制算法，才能得到较优参数。而对于被调量有一定适用范围、迟延较长的系统，可参考类似电机开关的断续控制模式进行两种信号处理方式的闭环调节：①在PID调节器入口设置输入偏差限值，被调量的变化在可控的物理范围，调节器不调节;偏差越限后，调节器实施调节，如1;②在输出调节量上设置限值，控制器调节量和已被执行调节量的偏差达到限值后，输出当下调节量，主要用在有耦合的配对调节中。
二、余热利用项目的控制优化
(一)系统简介
低温换热器布置在引风机出口、脱硫吸收塔入口的水平烟道上，共计2组。换热器采用表面换热，加热引自低加的凝结水。当换热器进风侧原烟气温度、流量、压力在设计参数时，换热器的凝结水温度由65℃升高到105℃，凝结水流量约577t/h，总烟气阻力小于600Pa。系统如图3。运行中，低温换热器从8号低加入口取冷水、6号低加入口取热水，保证混水温度65℃，以热水门作为主调节器，设计冷热水门开度和为100%;通过增压变频泵调节进水流量控制排烟温度，确保换热器的低温腐蚀可控。
(二)排烟温度调节相关问题及优化
Q为低温换热器系统引水总量，通过调节凝结水变频增压泵的频率来改变Q，控制换热器烟气侧出口温度;换热器出口单侧2点温度，两侧共4点温度检测，单侧取均值后两侧取低最为PV值。
此子系统存在以下特点：
①系统惯性时间较大：从供水端至换热器出口，管路较长，导致出口烟气温度调整滞后，容易引起过调或振荡波动，导致变频器往返调节。
②变频泵调节范围窄、容量小，高负荷段即使达到50HZ全出力仍不能完全利用烟气余热储能。
针对特点①，如采用预估器或其他优化算法进行控制，但相对复杂，类似“高射炮打蚊子”;可设置断续调节控制，在确保排烟温度高于烟气露点保护值的前提下，减少变频泵的调节。
通过实施优化，烟气出口温度的摆动和变频泵的调节次数降低90%以上，既满足了工艺要求又降低了设备磨损。
针对特点②，采用增加高负荷段入口混水调门大开度控制，提高供水压力，充分利用烟气余热。
由历史曲线可见：在烟气温度设定值为95℃的情况下，实际平均温度控制在96.93℃，波动范围为94.4―100.37，确保了设备的酸腐蚀可控;通过设置调节器的入口偏差优化，变频器调节曲线比较理想，没有出现往返波动情况;增加烟气高温(高负荷)段的凝结水流量，充分吸收了烟气热量;整体达到比较合理的节能控制配置组合。
(三)入口混水温度调整门耦合信号优化控制
T1为6号低加入口热水温度，T2为8号低加入口冷水温度。当T1>65℃时，T2<65℃时，6号、8号低加引水入口调节阀打开，保证混水温度等于65℃设定值。
此系统存在以下特点：
①类似磨煤机风温控制，此系统冷热水调节存在耦合：设计方案二者指令关联，导致2套调门同时变化，互有干扰。
②没有充分利用系统余热：由于调门开度总指令(指令和100%)的限制，导致供水量有限制，间接导致变频泵调节指令达到上限。
针对以上2点，采取解决方案如下：以热水调门为主调设备，冷水调门为辅调设备，冷水调门指令设置阈值，仅在其指令变化量达到一定限值后输出控制指令。引入功率信号折算函数替代两套阀门开度指令和(100%)，在高负荷时开大调门，增加供水量，充分利用余热潜能。
由运行曲线可见，混水温度保持在64.4―65.9之间变化(SP=65)，热水调整门为随动变化，而冷水调整门控制频次锐减，没有出现振荡波动;另一方面，在负荷高段，增大了供水增量设置，增加了75%以上负荷段约100t/h凝结水40℃温升的余热利用量，进一步提高了节能增效的作用。
三、小结
断续有差控制在温度缓变系统上可以进行优化推广，用开关量控制的思路去实施闭环调整，最终达到比较合理的逻辑配置，对调节器起到减少磨合，对系统起到减少无功往返波动的优化目的。随着更多改造工程的实施，还有较多基础性工作等待去挖掘、分析和优化实施。
