0引言
因CFB锅炉存在的燃烧大滞后、风量的强耦合性、外界供热负荷扰动大、机组参与电网深度调峰以及公司燃料来源较多等原因，原有DCS控制系统配置的自动控制均没有实现自动控制。经过专业论证后，采用先进控制技术(APC)对机组进行燃烧优化控制改造，通过优化锅炉燃烧过程中的燃料量、送引风量、氧含量和减温水量等过程参数，提高锅炉燃烧效率，在此基础上实现机炉负荷协调控制。
1目前生产工艺及DCS控制系统现状
某公司装机为2台t/h循环流化床锅炉、2台MW背压抽汽发电机组，单元制运行，冬季以生活供暖为主，供暖期不参与深度调峰。机组DCS系统为国电智深公司NDPT－NT，DEH系统为艾默生公司的Ovation最新版本系统。机组自动控制回路控制难点如下:CFB锅炉燃烧特性、煤质多变等因素;单元制机组参与深度调峰外加冬季供暖，负荷外扰影响因素较多且扰动频繁;热电联产机组，供暖期与非供暖期机组运行方式差异大，导致控制策略和控制手段需要更加复杂。
2本项目预期目标
1)通过优化运行参数，提高机组运行参数品质，实现机组长周期运行、提高蒸汽系统品质，实现单位发电煤耗降低1%。
2)实现给煤、冷渣机、一二次风机和引风机控制的自动、降低飞灰和底渣含碳量，提高锅炉运行参数控制精度。优化机组运行参数，提高机组效率。
3)提高机组自动投入率，让运行人员从频繁的重复操作中解放出来，有更多时间分析报警信息和巡检现场设备，及早发现事故隐患，从而提前处理，避免或减少不必要的事故损失。
4)解决外界负荷变化时的机炉CCS控制。
5)解决SNCＲ脱硝系统的超低排放自动控制功能，满足环保排放数值要求。
3APC燃烧优化系统主要控制子系统
APC燃烧优化系统主要包括八大控制子系统。本项目采用大连凯博科技发展有限公司的循环流化床锅炉燃烧过程优化控制系统作为实施平台。系统由主汽压力自动控制、一次风量自动控制、二次风压自动控制、氧量自动控制、炉膛负压自动控制路、床压自动控制、NOx自动控制、一二级主蒸汽温度自动控制、再热汽温度自动控制和CCS控制组成。
3.1给煤(主汽压力)控制
控制目标为过热器出口压力，方案中用氧含量变化和机组蒸汽流量变化作为前馈控制，下部床温和返料器料腿温度来限制燃料量的加减。
优化后的总煤量给定自动分配给两台一级皮带给煤机，刮板给煤机按照工艺自动跟踪皮带给煤机指令，APC将计算后的控制指令发送到DCS系统，由DCS负责输出指令到现场执行机构。逻辑如下图1所示。
在该控制方案中，运行人员可以根据运行工况，设置机前压力的设定值以及左右侧煤量的偏置信号，也可以投入滑压运行模式，由系统自动设定压力设定值。
图1过热器出口压力(给煤)控制方案
3.2一次风总量控制回路
CFB锅炉一次风的主要作用是实现床料的正常流化，其次是为炉膛内燃料提供一定的风量，正常工况下维持正常的流化和床温工作点即可。在负荷大幅度变化过程中，需要与燃料实现配比。
同时对一次风总量上下限进行故障诊断，当流化风达到下限时，系统不再减少一次风量，防止锅炉结焦。
3.3二次风机(氧量)控制回路
二次风机(氧量)控制回路根据氧含量变化，结合给煤量变化的前馈运算，自动调节二次风机变频(二次风风压)和二次风中部环形风挡板开度(氧量)，提供燃料然烧所需的氧量;同时将二次风风压、风机电流等运行参数作为控制回路自动调节时的保护条件，避免二次风风压超限危及运行安全。
3.4引风机(炉膛负压)控制回路
炉膛负压控制回路根据炉膛出口负压三选二与设定值间的偏差，自动调节两台引风机变频指令开度，控制炉膛负压在工艺允许范围内。
3.5冷渣机(床压)控制回路
因床压在调节时存在反应滞后的问题，故本回路考虑了反应滞后时间。本控制回路自动调节4台冷渣机变频转速，维持床压的稳定。
喷渣诊断故障处理，当排渣温度超限时，系统不再开大该台冷渣机控制指令，同时会减小控制指令，定时观察排渣温度，如不超标继续调整控制指令，防止冷渣机发生喷渣事故或冷渣机跳闸。
3.6减温水(主蒸汽温度)控制
主蒸汽温度(减温水)控制根据工艺规程，采用两级双回路协调控制方式。控制方案中根据工艺特点，分别加入了相应环节的汽温前馈，克服了控制环节中的滞后，提高了调节的速度，减少了主蒸汽温度的波动。
该方案中增加了燃料量增量、外界负荷增量、以及减温器过程中所有汽温点的导前微分计算，作为前馈控制量。通过对汽温变化率的诊断，实现减温水的快速大幅度调节。针对减温阀内漏、执行机构非线性及死区大等现状，系统中增加了拟人工智能调节，阶跃式调节方式可以有效解决执行器死区大的问题，在不更换执行器的前提下，取得较好的控制效果。
由于汽温主要是受燃料指令影响较大。当燃料指令发生变化时，将破坏过热汽温调节的平衡，因此在给水控制和减温水控制中采用燃料量的变化量来对减温控制信号进行修正。
3.7尿素泵(NOx)控制回路
根据脱硫塔入口烟气中NOx氧量折算的小时平均值含量，自动调整尿素输送泵和稀释水泵变频控制指令，目标是维持CEMS出口NOx含量的稳定，稀释水泵出口压力过程值偏离设定值时，调节稀释水泵变频指令，以维持工艺要求的稀释水压力。稀释水泵和尿素输送泵的控制采用单回路控制方式，通过对NOx的实时预估计算，解决反应过程中的滞后问题，测量(被控)信号为氮氧化物净烟折算NOx含量。
系统加入氧量、燃料量作为前馈信号，使控制系统可以提前动作应对负荷扰动。针对给煤机断煤和CEMS仪表两小时一次的自检问题，系统中做了智能诊断及控制。
3.8机炉CCS负荷协调控制回路
CCS控制是在机侧投入CCS控制方式后，控制系统根据操作中人员设定的负荷指令，通过调整汽轮机阀位，实现机组实发负荷的自动控制。因流化床锅炉存在燃烧滞后性，锅炉蓄热较大，汽机响应快，在尽可能维持主汽压力波动范围允许情况下，实现变机组负荷变化率满足电网要求。
4APC燃烧优化系统平台的实现
4.1APC优化系统配置原则
为确保机组生产的安全性，APC控制系统与现场DCS系统间物理连接采取上位机方式，通过国际通用通讯协议(OPC和Modbus协议)接口，实现APC与DCS之间数据的实时交换。所有逻辑组态、大数据分析计算、控制策略均在APC控制系统上位机中运行，APC系统输出控制指令到DCS系统中间变量，通过控制指令的无扰切换来实现现场执行器的控制。
4.2APC控制系统平台与DCS控制系统配置
APC系统与DCS系统间通讯方案为VDPU+COM卡通讯方式，即VDPU负责外发数据，DCS系统的COM卡用来接收优化系统数据，实现优化数据写入DCS功能。
APC优化软件与KepServerEx软件进行OPC数据转换，将MODBUSTCP数据转换为OPCSEＲVEＲ数据。
网络拓朴连接图如图2所示。
图2系统网络拓朴连接图
5系统运行效果分析
图3是NOx自动控制运行图，从图中可以看到自动控制方式下NOx控制精度较高;NOx小时平均值小于50mg/m3，小时均值最小为40．1mg/m3，平均值达到44．5mg/m3。
图3脱硝控制效果示意图
图4是二次风(氧量)自动控制运行图，氧量跟踪速度快，控制精度高。当所氧量设定值发生变化后，二次风风压控制和二次风氧量控制指令能够快速精确地响应氧量设定值变化。
图5是APC自动时，各主要运行参数曲线，主蒸汽压力、负荷、氧量、炉膛负压和一次风压等参数也都满足工艺要求。
图4二次风(氧量)控制效果示意图
图5主蒸汽压力、风量、炉膛负压和负荷控制效果示意图
6经济效益分析
通过本项目对CFB锅炉进行燃烧优化改造，主蒸汽温度提高了3度，吨汽耗燃料量降低1．6kg/t，吨汽煤耗自动时比手动时降低1．16%。按#2锅炉取平均负荷吨/小时，年平均运行小时，#2锅炉一年需要消耗原煤22吨，#2锅炉投自动时一年可节约原煤约．4吨。
7结束语
该项目CFB锅炉实施优化后，机组运行更加稳定。实现了#2锅炉的优化自动控制，应用效果良好，自动投入率达到96%以上，高于预期目标，为下一步公司实施智慧电厂提供了技术基础。主汽压力控制精度为±0．25MPa以内，汽温控制精度在±5℃以内，氧量控制精度在±0．35%以内，炉膛负压控制精度在±60Pa以内，床压控制精度在±0．25KPa以内，NOx小时均值控制在±5mg/m3以内，CCS控制变负荷率达到1．5MW/Min。项目实施后关键被控变量控制精度明显提高，机组自动投入率达到96%以上，机组能耗有所降低，减轻了操作人员劳动强度，锅炉热效率提高1．16个百分点以上，取得了良好的经济效益和社会效益。投入自动以后，操作人员可以参考自动控制的调节思路，对规范操作习惯有很大的帮助，也为优化机组运行提供了可以借鉴的经验。
文献信息
鲍铁军,刘建平,侯志,黄庆勇,王忠,程霞,刘东明,戴文斌.t/h循环流化床机组深度调峰工况下燃烧优化与机炉协调控制的实现[J].锅炉制造,(04):25-27+30.
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