220 t/h循环流化床锅炉自动联调控制系统的应用

么文勇 （锦西石化热电公司）

220 t/h循环流化床锅炉自动联调控制系统的应用

么文勇 （锦西石化热电公司）

利用专利技术“无辨识自适应预估控制器”对循环流化床锅炉燃烧过程进行优化，及时、准确地对给煤、床温、床压、炉膛负压和风量进行自动联调控制，实现了燃烧过程自动控制和过程优化，取得明显经济效益，减少煤耗1.5%以上。

循环流化床锅炉 OPC 自动控制 煤耗

锦西石化热电公司现有220 t/h循环流化床锅炉3台，25 MW抽汽发电机组2台，系统采用母管制方式。产生的蒸汽用于外部生产用汽、城市供暖和发电。

DCS系统采用ABB公司的symphony 5.0控制软件，组态软件为ConductorNT4.0，配有6台操作员站和一台工程师站，通过环形网连接。

采用的优化控制软件为厦大海通自控有限公司XD-APC海通先进控制软件。此软件为加挂在DCS系统之上的上位软件，采用OPC通讯方式，软件本身并不直接与现场硬件设备发生联系，是在DCS系统上安装OPC服务器，海通XD-APC软件通过OPC客户服务模块与DCS网络通讯。

海通XD-APC是一套用于实现工业过程先进控制、在线优化及仿真培训的平台软件，具有功能强大的模型库和算法库，可通过图形组态实现工业过程的先进控制、在线优化、在线决策、软仪表和故障诊断等项技术。软件同时具备仿真功能，通过图形组态和模型组态便可组成各种仿真系统。软件还具有多种在线通讯方式，可同时连接多台工业数据终端，同时采用不同的通讯方法获取工业数据，进行集成处理。

海通XD-APC软件集成了厦大海通自控优先公司自主开发的先进控制器——无辨识自适应预估控制器IFAP和基于因素空间的故障诊断算法。最大特点是稳定性好，具有在线自适应、自整定和预估校正的功能，可以实现像循环流化床这样工况多变，影响因素复杂并具有大滞后特性的过程自动控制。同时，由于控制器参数实现了在线实时自整定，无需人工设定，使先进控制系统的后期维护相应简单，也使先进控制系统可以长期运行[1]。

1 前期准备

锦西石化热电公司锅炉系统除了循环流化床锅炉所特有的大滞后，煤质多变，燃烧过程非线性特性等控制难点外，另具有下述特点：掺烧瓦斯，且瓦斯量由炼油生产工艺决定，不定时，不定量，增加了过程的不确定性；3台炉子共用1个母管，互相之间有干扰；以供汽为主，且供汽量主要由外部用量决定，同样增加了过程的不确定性。

1.1 通讯方案的确定

首先需解决海通XD-APC软件与ABB DCS系统的数据通讯问题。

经考察论证，决定采用OPC通讯方式，即在DCS系统上安装OPC服务器软件，海通XD-APC软件通过OPC客户服务模块与DCS通讯，网络结构见图1。实时运行时启动OPC服务进程，海通XD-APC软件通过自带的OPC客户模块与DCS网络上的OPC服务器相连，通过OPC服务器读取最新的测量数据，并将输出数据送给OPC服务器，再由OPC服务器将数据实时写入DCS相应的I/O点。

采用OPC通讯方式的最大优点是安全可靠，不需要修改DCS系统的原有组态方案，可以实现先进控制系统的“外挂”，不会因为先进控制系统的实施影响原有的DCS功能，同时OPC服务也可为管理系统提供数据通讯接口。

1.2 制定主要控制目标

主要控制目标有以下几个方面：

1）实现引风机自动调节。该控制的目标是通过引风机的自动调整控制炉膛负压。要求在负荷变化过程中，炉膛负压保持在-50～+50 Pa之间。

2）实现主蒸汽温度的自动控制。目标是通过调整前、后减温水控制主蒸汽温度，要求主蒸汽温度控制在535～545℃。

3）实现主蒸汽压力的自动调节。在外界负荷变化和煤质变化等干扰因素的影响下，维持主汽压力的平稳，平均误差控制在0.1 MPa，实时误差控制在0.3 MPa。

4）实现燃烧过程一次风量、二次风量的自动控制，目标是自动调节燃烧过程所需的风量，维持烟气含氧量在合适的范围，并确保燃烧及负荷控制的需求。

5）具有故障诊断和自动切换功能，当锅炉系统出现主要仪表和设备故障时能自动切换到DCS手动状态，切换要求为无扰动切换。

6）具有3台锅炉独立控制和联调功能，可根据设备情况灵活设定控制方式，可分别实现部分控制和全体控制。

7）根据现场的情况，为安全起见，优化系统分别设计每台炉子的独立控制系统；每套独立控制系统包括炉膛负压-引风控制、主蒸汽温度控制、燃烧控制（包括主蒸汽压力控制、一次风、二次风控制）和床压控制系统。各控制系统相对独立，又相互联系。可单独投运和切换，投入自动时又相互协调相互影响，3台锅炉可协调控制[2]。

1.3 主要控制方案

1.3.1 负压－引风控制系统方案

采用单回路控制方式，被控信号为炉膛负压，调节信号为1＃、2＃引风机挡板开度（改为变频后，调节信号为变频转速控制指令），控制器算法为IFA算法（无辨识自适应控制）。

为使控制更加平稳，加入燃烧系统和一次风的控制指令作为前馈信号，使控制系统可以提前动作应对负荷扰动，见图2。

该控制系统为相对独立的控制系统，需要时可以独立切换为DCS的控制方式。

1.3.2 燃烧控制系统方案

燃烧控制系统为优化控制系统的核心部分，包括主蒸汽压力-密相温度-给煤控制系统、瓦斯气压力和流量控制系统、一次风、二次风自动调节系统，该系统各部分互相联系、又相对独立，可以独立投运，见图3。

采用主蒸汽压力-床温-给煤控制系统为三级串级控制系统，同时加入负荷变化的前馈，在保证及时调整负荷的同时，能及时对煤质变化和瓦斯变化情况作出反应。

控制系统的副控制器为床温，通过对下部床温的多个测点的特殊平均值计算方法（该计算方法可以自动剔除出现测量故障的温度测点）计算出床温的平均值作为被控信号，床温给定则由主控制器（主汽压力控制）自动给出，通过调节给煤量来控制温度。由于存在着左右两路给煤调节，还需设置左右两个连锁给煤控制器来分别调整给煤量。

针对本装置设计的瓦斯气压力和流量控制系统的主要控制目标是在维持一定的瓦斯气压力条件下，尽可能地燃烧瓦斯气，以提高经济效益。同时在主蒸汽压力和外界负荷波动时，在保证适当的瓦斯压力的同时，适当地增加或减少瓦斯气，增加调节速度。在维持瓦斯压力的同时产生的瓦斯流量扰动则由主蒸汽压力-床温-给煤控制系统的给煤调节去克服。瓦斯气控制的被控对象为瓦斯气压力测量值，调节对象为瓦斯气流量调节阀[3]。

主蒸汽压力-床温-给煤控制系统的串级结构的设置主要为了应对煤质变化和瓦斯压力（流量）变化的情况。由于床温对煤质变化和瓦斯变化反应较为灵敏，串级方式有利于控制器及时对煤质变化和瓦斯变化情况作出反应，及时增加或减少给煤量。

引入瓦斯流量和压力信号，作为控制器预估模型的输入信号，通过预估引入前馈，使控制器能及时响应。

对于外界负荷变化，主要通过预估引进前馈控制量，使给煤控制器能及时动作。三炉联调时，根据对实时数据的分析合理配置各台炉子的调节量。

主蒸汽压力-床温-给煤控制系统的主控、副控均采用IFAP控制器，以应对调节滞后和工况多变的过程特性。给煤控制器和瓦斯气控制可采用IFA控制（无预估）。

一、二次风控制目标是为燃烧过程提供足够的氧量和流化风，主要包括风量给定值计算和风量控制两部分。

一次风控制的主要目的是维持风煤比稳定和床温工作点的需求，这里风煤比＝一次风量/总给煤量，故控制的一次风量会随着给煤量的增减而自动增减。控制器的调整对象为一次风机入口挡板开度。风煤比的给定值在控制器处于“手动”位置时会自动跟踪实际的风煤比值的10 min平均值（5 s计算一次），一旦控制器处于“自动”状态，风煤比给定值即为投入自动时的风煤比平均值，在自动控制状态下，根据炉膛粒子分布和床温对风煤比给定进行在线修正。

二次风量给定按一、二次风比率，氧量给定计算，并按瓦斯量大小修正。其中一、二次风比率为自控时的5 min平均跟踪值，氧量给定由操作人员在操作台设置。二次风控制的调整对象为二次风机入口挡板开度或变频器。

总风量的实测值将被引入主蒸汽压力控制系统，作为部分控制参数的校正依据。同时，主蒸汽控制部分的测点和控制结果也将引入风量系统，作为给定计算和风量控制的校正依据和限制依据。风量给定值计算将是在线优化的主要对象，在实现闭环自动控制的基础上，可以对风量的给定计算进行优化处理，以提高锅炉操作的效益。

1.3.3 协调优化系统方案

由于采用母管制结构，3台锅炉之间存在互相干扰，同时由于各锅炉燃烧效益方面存在差异，所以负荷分配上存在优化空间。主要的协调内容包括：

1）炉子之间的操作干扰的前馈协调。当某台炉子出现操作故障引起大的波动，可以及时反馈给其他炉子的控制系统，使之提前调整，保证母管压力的稳定。

2）外界负荷变化的协调分配。外界负荷变化较大时，通过实时分析在线数据，对各台炉子的负荷分配进行协调优化。

1.4 安全保障措施

因为调试是在锅炉正常运行时进行，所以着重强调安全。

先进控制系统对DCS系统的改造很少，所有的改造均在现在工程师站或仿真系统上实验，成功后才转移到现场的操作终端。先进控制系统与DCS系统的通讯也先在工程师站或仿真终端上实验，确认不会对现有系统造成影响，再转移到现场的操作站。在控制方案实施前，进行大量的仿真实验，同时将仿真结果与技术人员讨论，确定后才正式投运。并且开始时严格限制输出数据的变化范围，再逐步放宽。

海通XD-APC优化软件系统具有全面跟踪功能，确保优化系统的无扰动切换。并具有仪表故障诊断和操作故障诊断功能，一旦发生故障，会自动将操作台上的优化状态从“自动”切为“手动”。

若优化状态处于“手动”位置，则优化系统不向DCS系统送给煤、给风控制信号，仅送故障诊断信号。此时即恢复到原有的DCS控制状态。

DCS系统中增加重要参数的声光报警和优化自动失灵声光报警，以确保安全。对重要参数和控制输出均设置上下限限制。若运行优化系统的工控机发生故障或死机，系统自动将优化控制系统从“自动”切为“手动”。

2 工作实施

2.1 通讯方案的实施

通讯方案的实施需要在DCS网络中加入一台OPC服务器，这中间需要断开DCS的网络，为确保安全生产，在3台锅炉都停止运行情况下进行。

优化控制软件通过OPC服务器和DCS网络进行数据交换。

通讯试验成功后，没有发生一次通讯方面的问题。事实证明通讯方案的制定和实施是成功的；OPC通讯方式是稳定、可靠的。

2.2 控制方案的实施

通讯实验成功后，进入控制系统调试阶段。因为调试过程是在锅炉正常运行期间进行的，所以整个调试的过程着重强调以安全为主。调试时间安排在白班进行，相关人员在现场值班，以确保生产的安全和顺利。

项目组在经过控制方案研讨、控制过程中手动和自动的无扰动切换试验、白班调试运行、连续运行等阶段的充分验证后，进行了72 h连续投运。

4#、5#、6#锅炉优化控制系统相继顺利的通过72 h无间断运行，经过了现场实际运行各种工况的考验，通过了技术协议规定的验收条件，达到了工作前期制定的控制目标，取得理想的控制效果，见图4、 图5、图6和图7。

由图4和图5可以明显看出自动情况下负压比手动要平稳得多。

由图6和图7可以明显看出自动情况下主汽压力比手动要平稳得多。

2.3 3台锅炉联调功能的实施及效益评价

当3台锅炉的独立的优化控制系统分别通过验收后，进行了3台锅炉的联调。

为解决联调时容易出现因各台锅炉实际蒸汽压力不同造成调节方向不一致，导致反复振荡的问题，利用连锁功能进行联合诊断和限制；以4＃炉燃烧控制为例，在主汽压控制器中引入5＃、6＃炉的主汽压控制信息，进行超限故障诊断，当5＃或6＃的主汽压超上下限时，对4＃压力控制的调节方向做相应的限制约束。为适应联调和单台运行两种控制方式，同时引入5＃、6＃燃烧控制模式，以判断是否联调，并采用相应的控制逻辑。

联调时，由于有两台以上的先控系统同时动作，为避免超调，设置了负荷联调系统，即当负荷发生变化时，将负荷调整任务根据当前投自动的系统数目等因素通过负荷前馈的方式分配给各台燃烧控制系统。其中负荷前馈系数权阵设计了投1台、投2台、投3台等情况下的前馈系数。

由于每台锅炉的特性不同，调整速度有快有慢，联调时容易出现“抢负荷”现象，出现某1台锅炉负荷偏高而其他锅炉负荷偏低的情况，因此需要有平衡负荷的方法。经实践，在上述方案1、2的基础上，可采用设置不同的主汽压力给定值来平衡负荷。即降低需要减少负荷锅炉的主汽压力给定值，同时提高需要增加负荷锅炉的主汽压力给定值。由于采用了上述解耦方案，尽管蒸汽压力给定值不同，但仍然可避免由于调节方向不同造成的振荡。

在3台锅炉联调时，单台锅炉的出口压力之间变化趋势相同，变化幅度相对于单台锅炉独力控制来说，过程参数变化幅度明显减小，同时调整周期和稳定周期明显缩短。图8为3台联调同一时间段主汽压力控制曲线。

图8 3台联调同一时间段主汽压力控制曲线

从图8 a、b、c中可以看出，3台锅炉同一时间段的压力变化趋势完全一致，变化幅度较以前有明显下降，母管压力稳定性得到提高。相比单台或两台来说，调节速度更快，更准确及时，同时先控系统对每台锅炉出力进行优化，平衡，提高锅炉的经济运行和整体稳定性。从整体控制效果来看，单台锅炉压力和母管压力稳定性得到提高，实现锅炉之间给煤调节的同步增减。相比单台或两台来说，调节速度更快，更准确及时。通过调整压力给定值使每台锅炉负荷平衡。实现了任两台或者三台锅炉投联调控制系统功能。

联调的煤耗和电耗效益统计见表1。

表1 联调每吨汽煤耗和电耗效益统计

按手动时平均标准煤耗约84 kg/t计算，取3台炉负荷之和480 t，年平均运行250 d计算，3台炉约需消耗标煤241920 t/a，按节煤1.5%，年可节省标煤3628.8 t，按每吨标煤价420元计算，年效益约1524096元。

自动控制时锅炉电耗平均下降了1.67%。每吨汽电耗按13 kWh汽计算，取3台炉负荷之和480 t，年平均运行250 d计算，1年可以节电625248 kWh，电价按0.35元/kWh计算，此项年效益约218836元。两项合计，3台炉联调降低煤耗和电耗年效益大于170×104元。

手动、自动时3台锅炉平衡瓦斯气量之和分别为0.332 t/h和0.526 t/h。

3台锅炉投联调自动时，瓦斯的平衡量要高于手动控制的时候。这样，联调自动控制时在允许平衡瓦斯的情况下实现了通过尽可能多的平衡瓦斯，达到节约燃料成本的目的。

根据上面统计的数据，自动时平均每小时要比手动时多平衡0.194 t瓦斯气，按年平均运行250 d计算，1年可多平衡瓦斯气1164 t。瓦斯气的燃烧值平均按煤的2.5倍计算，那么因为多平衡瓦斯气而节省的燃煤数是2910 t。瓦斯价按220元/t，煤价按210元/t计算，此项年效益约355020元。

综合上面的节煤效益、节电效益和多平衡瓦斯效益，3台炉总的年经济效益约200×104元。

3 结束语

锦西石化热电公司3台220 t/h循环流化床锅炉先进控制系统投入使用后，实现了燃烧过程的自动控制，降低了劳动强度，而且对燃烧过程的优化效果非常明显，节煤效果显著。

[1]李烁.循环流化床锅炉设计调试运行与检修技术实用手册[M].吉林科技出版社,2004.

[2]江青茵,无辩识自适应控制预估算法及应用[J],自动化学报,1997（1）:917-1038.

[3]佘文武,曹志凯,江青茵,等,循环流化床锅炉床温动态建模与仿真[J].厦门大学学报,2006(1):80-84.

10.3969/j.issn.2095-1493.2011.07.011

么文勇，1989年7月毕业于西北工业大学，高级工程师，从事热电厂管理工作，E-mail：wenjian6722@163.com，地址：辽宁省葫芦岛市锦西石化分公司热电公司，125001。

2011-05-22）