内容摘要：本文介绍了燃用福建省本省无烟煤440t/h CFB锅炉的分散控制系统概况，并就其中的保护、自动调节、顺序控制系统等策略进行了重点阐述，对存在的问题予以了分析。

关键词  福建省    CFB锅炉    控制策略 

0  引言

龙岩发电有限责任公司一期工程4×135MW机组，所配备的锅炉为哈锅产440t/h CFB锅炉，在缺乏可借鉴经验的情况下，通过本公司、参建、调试、产家及国内CFB炉相关专家等全体人员的共同努力，一期工程四台机组已于2006年9月全面投产发电，取得了较好的成效。

福建无烟煤的典型特点为挥发份低、着火困难，灰熔点低、易结焦，燃尽度差等。CFB锅炉在燃用该煤种时，如何克服以上缺点，确保锅炉的安全稳定运行，随锅炉容量的不断发展，与之相适应的大容量CFB锅炉的控制策略问题成为难点问题之一，本文就这一方面问题结合我们实际的一些情况，做了初步的探讨。

1  锅炉及控制系统概况

1.1  锅炉简介

龙电公司一期工程4×135MW机组，单元制布置，配置4台哈锅引进ALSTOM公司技术生产的440t/h循环流化床锅炉。

锅炉为超高压、单炉膛、一次中间再热、固态排渣、平衡通风方式。

锅炉型号：HG－440/13.7－L.WM20

锅炉主要技术参数如下：

过热蒸汽流量、温度、压力：440t/h、540℃、13.7MPa

再热蒸汽流量359t/h，进/出口温度322.7/540℃，进/出口压力2.74/2.56MPa。

1.2  分散控制系统简介DCS系统采用北京和利时公司最新开发的第三代MACS－SmartPro系统，该系统采取机、炉、电一体化设计，每台机组DCS之间完全独立但均可以通过网桥与公用系统DCS实现双向数据通讯，进而监控公用系统设备的运行。每台机组分别配置4台操作员站、2台服务器、1台工程师站、10个I/O站、两个远程柜（机炉各1个）；公用系统配置2台服务器、2个I/O站、3个远程站（空压机、循环水、燃油泵房），各控制站内设备采用PROFIBUS总线技术实现控制。DCS功能包括数据采集和处理系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）、炉膛安全监视系统（FSSS）、电气控制系统（ECS），化水程控、除渣程控、除灰程控等。

通过DCS系统的OPC和MODBUS等通讯接口功能，还建立了与化水自动加药系统、DEH系统、炉管泄漏检测系统、MIS系统的正常通讯，延伸并实现了系统的统一的监视和控制功能。

另外，生产辅助系统的“灰”、“水”、“煤”三个集中区域通过以太网连接成为全厂辅助系统网络，并在1、2号机组集中控制室内设置有三套操作员站进行监控。

2  关于保护策略

2.1  炉膛安全监视系统（FSSS）简介：

锅炉安全监控系统是大容量发电锅炉必不可少的保护控制系统。它的主要作用是实现锅炉燃烧系统的有序管理。当系统允许条件不满足时，执行预先设计的保护逻辑，对锅炉实施必要的保护性措施，以确保人员、设备的安全，这些保护措施包括迅速降负荷、停炉及停炉后炉膛内的吹扫等。

一般情况下，FSSS分灭火保护（FSS）和程控点火（BCS）两个子系统，灭火保护（FSS）的作用是在锅炉出现任何危急情况下，紧急切断燃料供给，防止事故发生，保证锅炉的安全运行，具体功能有火焰监视、压力保护、燃料保护、水位保护、辅机保护、机电炉联锁等；程控点火系统（BCS）负责油喷燃器点火与油系统监视。

关于程控点火系统（BCS）与各大、小型CFB锅炉均相类似，本文不做具体阐述，现就灭火保护功能的实现，以紧急切断燃料供给系统为主线，简介如下。

2.1.1  手动MFT（同时按下操作站上两只MFT按钮）。

为防止DCS系统故障或在紧急情况下，仍能安全可靠的保护设备，系统设置了硬接线以及硬跳闸回路。

2.1.2  炉膛压力高于+2.5Kpa，三取二；炉膛压力低于-2.5Kpa，三取二。

2.1.3  汽包水位高于+250mm，三取二，延时5秒；汽包水位低于-250mm，三取二，延时5秒。

2.1.4   辅机：两台一次风机均未运行；两台二次风机均未运行；两台引风机均未运行；三台高压流化风机均未运行。

此四类风机出现故障或跳闸，均将直接威胁锅炉的正常运行。

2.1.5  热一次风量过低，采取四个热一次风管风量四取三方式，当有三个均小于2.2万Nm3/h时，延时100秒。

2.1.6  高压流化风母管压力低于32Kpa，延时30s。

2.1.7  炉膛平均床温（密相区中部6个点、下部8个点）高于980℃，延时120s。

2.1.8  旋风分离器入口烟温高于980℃，延时120s；旋风分离器出口温度高于980℃，延时120s。

2.1.9  水冷风室压力低于6.8Kpa，四取三，且炉膛平均床温高于400℃，延时10S。

2.2  关于炉膛安全监视系统（FSSS）的探讨

循环流化床锅炉燃烧侧在其运行过程中特别要注重对床温、分离器人口温度、风煤比以及床压的监测、调节及控制，注重对影响物料流化、循环及燃烧的各种风量的监控，确保建立一个平稳、足够的热物料循环，从而完成锅炉燃烧侧的燃料燃烧及热量传递过程。

针对以上情况，所以本FSSS系统策略有着以下特点。

2.2.1  炉膛压力保护：CFB锅炉具有很大的热容量，基本不存在传统煤粉炉意义上的灭火，出于防止锅炉爆管、风机故障或其他特殊事故等的角度出发，而保留此保护，其定值也相应较大。

2.2.2  不采用火焰监视：CFB锅炉主要的任务之一是保证流化正常，床温低于煤的灰熔点，不发生床面结焦事故，故采用炉膛平均床温过高、旋风分离器人口烟温过高，或去布风板一次风量过低等信号，而不是采用炉膛火焰丧失信号去触发主燃料跳闸(MFT)来作为炉膛安全保护的重要手段之一。

2.2.3  返料保护：确保物料的外循环系统的正常建立，采取高压流化风母管压力作为保护手段。

2.2.4  机电炉的联锁：

因大型CFB炉热惯性大，在炉侧MFT后，机组快速降负荷，仍能维持15分钟以上运行，故炉侧的保护动作，不引发汽机或发电机的跳闸。

当汽机或发电机跳闸后，炉侧可通过快速减煤、适当开排汽，减风量，必要时投油等措施，维持锅炉的运行，故机、电侧的跳闸，采用主汽门关闭信号，使锅炉给煤系统跳闸，仅实现锅炉停止给煤系统功能，不引发MFT，有利于炉侧的快速恢复。

2.3  关于辅机保护

以引风机为例，系统设置了液力偶合器工作油压力小于0.05MPa，延时30秒跳引风机联锁保护，炉膛出口压力至±3.5KPa联锁跳闸引风机、一次风机、二次风机。另当两台引风机均跳闸时，将启动锅炉风机大联锁保护，一次风机、二次风机、高压流化风机将全部跳闸，以确保炉膛安全。

3  关于自动调节控制策略

结合国内大型CFB锅炉自动调节实际情况，我们在自动调节控制策略方面，侧重于可控、扰动因素变化国内已可克服的参数，予以构筑、实现。

3.1  汽包水位自动调节控制

本系统主要为维持汽包水位在正常值，当系统各参数正常工况稳定时，系统采用给水流量、蒸汽流量、汽包水位三冲量对给水泵液力耦合器进行相应调节。

汽包水位三选中值后作为给水主调的过程量，给水流量信号二选一输出后，经一阶惯性环节与蒸汽流量相减，作为给水副调的过程量。当给水流量由于扰动而发生波动时，该调节器会快速地调节泵的转速，有效克服给水波动。

用蒸汽流量信号与给水流量信号的运算差值作为副调PID的过程量，是为了使进入锅炉的给水量与流出锅炉的蒸汽量随时保持平衡。当蒸汽流量变化时，副调PID快速输出信号调节泵的转速，可以有效地克服因汽轮机用汽量变化引起的汽包“虚假水位”对给水调节品质的影响，以保持汽水平衡，参数易于整定，主调PID对汽包水位信号作进一步的细调，运行工况稳定时汽包水位可控制在±20mm以内。

当其中某个参数坏质量或工况不稳定时，超出了系统预先设定的控制范围时，系统将自动切为手动方式，由运行人员手动干预操作。

3.2  主蒸汽、再热蒸汽温度自动调节控制

为取得良好的控制品质，过热、再热汽温采取分段控制，分别布置两级喷水减温器，一级粗调、二级细调，运行操作人员可根据不同负荷、燃烧状况，温度变化率，设定目标值。

分成两级减温后，各级控制系统的对象特性的迟延和惯性小，因而可以改善控制品质，两级减温水控制方案分别采用串级控制策略。系统采用减温器出口的蒸汽温度作为导前信号，与过热器出口处的汽温相比更能提前反映扰动作用，可以减小主汽温的动态偏差。只要导前汽温发生变化，副调PID就会改变减温水调节阀开度，改变减温水量，初步维持后段过热器入口(减温器出口)处的汽温，对后段过热器出口主汽温起粗调作用，可以快速消除落在内回路内的扰动影响。

后段过热器出口主汽温由主调PID控制，任务是维持主汽温为设定值，只要后段过热器出口汽温未达到设定值，主调PID的输出就不断地变化，使副调PID不断地去改变减温水量，直到主汽温恢复到主汽温设定值为止。稳态时，减温器出口的汽温，即导前汽温可能与原来数值不同，但主汽温度可维持在运行人员设定目标值。两级减温水的控制是独立的，副调PID选用比例控制，主调PID选用比例、积分控制。

3.3  炉膛压力自动调节控制

通过调节液偶执行机构开度控制引风机转速来控制引风量，保证锅炉炉膛出口的压力。系统采用一次风机入口调节挡板指令和二次风机液偶执行机构控制指令之和作为导前微分信号，当送风量变化时，同时调整引风量，使炉膛的输入质量与输出质量基本保持平衡，可避免炉膛压力出现较大变化。由于炉内燃烧过程是一个剧烈的化学反应过程，炉膛压力处于快速波动状态，在整定PID参数时，将炉膛压力信号二选一输出值设置了一定的动作死区，只要压力是在一定的范围内波动，调节器的输出就不会发生变化，避免因此而引起的引风机液偶的频繁动作。

4  关于顺序控制策略

4.1  SCS是DCS的一部分，在吸取国内经验的基础上，我们确定SCS控制策略包括锅炉所有的辅机，附属的阀门和挡板及设备保护和联锁。

通过控制辅机、阀门、挡板及其他电动或气动的辅助设备的启/停、开／关，它不需要被操作对象的反馈信息，只是在操作指令的驱动下，完成对辅机、设备的预定操作，是一种二位制式操作（ON／OFF控制系统）。

一台大型CFB锅炉的启/停过程中、操作对象众多，操作步骤繁琐，人工操作工作量大，而且难免顾此失彼，出现差错，设计顺序控制系统进行自动顺序操作，目的就是为了在机组启、停时减少或取消操作人员的常规操作和缩短机组的启停时间。

4.2  SCS顺序控制锅炉侧子组项简介：

实现以下顺序控制功能（不局限于以下所列）：

a、各风机A、B（C）子组项：包括各风机A、B（C）、或液力耦合器、进口风门挡板等。

b、各启动燃烧器子组项：包括各油枪，风门挡板等。

C、给煤机A、B子组项：包括一、二级给煤机A、B及其入口煤闸门挡板、出口阀等。

d、石灰石粉功能A、B子组：包括石灰石粉给料泵A、B，流化风机，进出口门等。

e、锅炉排污、疏水、放气子组项。

f、吹灰程控子组项：包括各吹灰器推进装置、减温减压装置等。

g、电除尘输灰程控等。

4.3  所设计的子组级程控进行自动顺序操作，各子组项的启、停能独立进行；状态在CRT上显示；操作人员可根据需要，切换为手操。

5  福建省大型CFB锅炉控制存在的问题

大容量循环流化床锅炉对其控制策略的研究方兴未艾，由于特殊的燃烧机理和气固两相流技术的特性所致，许多运行参数的设定值要在机组运行状态下，现场反复试验后才能确定，与煤粉炉有极大的区别，加之一些诸如煤的破碎粒度变化等人为因素的影响，使得一些过程的控制还无法实现全自动。

如，锅炉、汽机协调控制系统（CCS）将锅炉和汽轮机作为一个整体来考虑，使机组在许可能力下，能最大限度地满足电网要求的发电数量（功率）和质量（频率），快速、准确和稳定地响应省中调自动发电控制（AGC）的负荷指令，尚未能实现。

如，风量、床温的自动调节，以维持燃烧的稳定；入炉石灰石数量的自动调节，以控制S02的排放量等，也尚未能实现。

国内针对CFB锅炉的新设备、新技术也层出不穷，这就要求我们对CFB锅炉的控制策略要不断地进行自我更新，自我完善。

6  福建省1025t/h CFB锅炉控制策略展望

龙电公司将继续认真分析、科学总结，将440t/h CFB炉的控制策略予以完善，将存在的问题逐步予以解决。通过本公司运行实践证明，燃烧福建本省无烟煤的CFB锅炉的保护及自动控制已具备往更大型化，即300MW机组，1025t/h CFB锅炉道路发展的条件，本公司将为福建省本省无烟煤在电站方面的利用，减少污染物的排放，作出本公司应有的贡献。

福建省龙岩发电有限责任公司  江志耀   张光望 

文章作者：福建省龙岩发电有限责任公司  江志耀   张光望