经典480T流化床锅炉控制说明.docx

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经典480T流化床锅炉控制说明

480t/h循环流化床锅炉控制说明

1.模拟量控制系统（MCS）

锅炉控制系统由若干子系统组成，这些子系统协调运行，并具有前馈特征，使锅炉能灵敏、安全、快速与稳定的运行，保证在任何工况下，满足机组负荷指令的要求。

锅炉控制系统还与FSSS系统协调工作，以保障锅炉安全运行。

1.1负荷调节

采用直接能量平衡控制方式，机前压力的定值Ps与调速级压力P1的乘积再除以机前压力PT（P1*Ps/PT），作为汽机能量的需求，并作为热量信号的给定值，热量信号反映了锅炉的热负荷，它是由调速级压力P1加上汽包压力的微分乘以蓄热系数计算而成（P1+Cb*dPd/dPt）。

热量信号的给定值与锅炉的热量信号反馈进行偏差运算，偏差值作为压力调节器的输入信号，经PID运算加上负荷前馈后，压力调节器的输出值作为锅炉燃料调节器的设定值,燃料设定值与燃料量反馈（为各个给煤机给煤量的平均值）的偏差经PID运算后输出，输出值送到给煤机控制的总操，总操的输出控制各个给煤机的转速，从而调节给煤量，燃料调节是锅炉负荷的主要控制回路。

锅炉主控将机组负荷指令以并行协调的方式转化为对锅炉燃料和风量的控制，并具有以下特点：

a.为加快燃料量对负荷变化的响应，信号回路将有速率可调的“加速”功能。

b.系统设计按先加风后加煤、先减煤后减风的原则设计，锅炉指令按可供的风量来限制燃料量出力，以保证燃料量决不高于风量。

c.锅炉指令按送入锅炉的总的燃料量（包括所有辅助燃料）来限制风量，以保证风量不低于燃料量。

d.燃料指令将根据运行的给煤机数量进行修改。

e.根据燃料的不同发热量进行校正。

总燃料量（煤和油）与锅炉指令比较，综合成一个总燃料指令。

锅炉负荷的主要调节手段是控制给煤量和与之相对应的一次风和二次风流量，在保证最佳风煤比的同时，要维持床温的稳定，避免床温的波动，床温的控制要作为锅炉燃烧调节的辅助手段。

1.2风量控制

风量控制包括总风量控制和一、二次风比率的控制。

总风量根据燃料指令获得，并根据过剩空气系数校正，形成总风量指令，这基本上与常规煤粉炉控制思想相同，所不同的是一次风和二次风的分配。

为了保证正常流化，一次风的流量一般有一个设定的下限值，并且一、二次风的比例要受到床温控制回路的校正。

锅炉主控系统来的燃料指令经过滞后模块，再与燃料指令大选后选一高值输出，此值再与总燃料量信号和最低风量值大选后取高值输出，得出“风量指令”，从而保证了增减负荷时“先加风，后加煤；先减煤，后减风”。

氧量设定值是由主蒸汽流量经过折线函数后加上操作员的手动偏置设定形成，既氧量的设定值随着锅炉负荷变化，氧量定值与实测的烟气氧量的偏差经过氧量PID调节器运算，其输出作为总风量的校正信号。

总风量是由经过温度和压力补偿的总一次风量加上总二次风量和总高压流化风量计算而成。

1.2.1一次风量控制

由锅炉主控输出的给煤指令与总燃料量指令经大选取大值，经过函数运算转换为风量，加上一次风量定值偏置，再与“床温校正”信号叠加，经过高低限幅，形成一次风量给定值，与温度和压力校正后的总一次风量偏差，经过一次风量PID调节器运算，其输出经过平衡控制回路后分别送至两台一次风机的控制站，调节一次风机的挡板开度，从而控制一次风量。

1.2.2二次风量控制

由锅炉主控输出的给煤指令与总燃料量指令经大选取大值，经过函数运算转换为二次风量，加上二次风量定值偏置，再与“氧量校正”信号与“床温校正”信号叠加，经过高低限幅，形成二次风量给定值，与温度和压力校正后的总二次风量偏差，经过二次风量PID调节器运算，其输出经过平衡控制回路后分别送至两台二次风机的控制站，调节二次风机的挡板开度，从而控制二次风流量。

1.2.3床下燃烧器风量控制

床下燃烧器点火风和混合风是由热一次风获得，点火风和混合风风量指令经函数运算后修正得到，床下燃烧器点火混合风量设定值与燃烧器的一次风量相比较后求偏差，经PID调节器运算后输出调门指令，调节燃烧器点火混合风调门以控制风量。

1.2.4床上燃烧器风量控制

床上燃烧器燃烧风是由热二次风获得，燃烧风的风量指令经函数运算后修正得到，床上燃烧器燃烧风量设定值与燃烧器的二次风量相比较后求偏差，经PID调节器运算后输出调门指令，调节燃烧器燃烧风调门以控制燃烧风量。

1.3床温控制

床温控制系统是循环流化床锅炉特有的，床温控制的好坏直接影响着炉内的脱硫和脱硝，同时还影响锅炉的稳定性。

能有效地去除SO2和NOX的最佳床温是850~925℃，床温过高，会造成床层结焦，床层温度过低，燃烧不完全，会造成燃烧不稳定，甚至灭火。

但在实际运行中，要将床温控制在某一确定温度是相当困难的，只是将床温度控制在一温度范围之内。

而且，影响床温的主要因素比较多，如煤种、燃料的粒径、床料量、一、二次风量、返料量等。

CFB锅炉采用的床温控制方式是调节给煤量，调整一、二次风比例，一般设计为床温-燃料串级调节系统。

通过控制给煤量来调整床温，同时调节一、二次风比率的方法来调节床温，床温升高时，一般是增大一次风量，并相应减少二次风量。

1.4床压控制

料层的厚度不仅影响床温，而且对锅炉的经济运行影响很大，差压过高会使布风板阻力增大，并可能造成风道和风室振动，差压过低时负荷又带不上去。

通过测量一次风室与稀相区的压差及一次风量可以测算出料层的厚度，床压的控制是通过排渣量的调节来实现的，控制冷渣器的转速来调节床压，维持床压在给定值。

床压设定值由主蒸汽流量经过函数变换所得，当选择运行人员设定时，运行人员可以将主蒸汽流量经过函数变换所得到的量加以增减，作为床压的设定值。

1.5炉膛压力控制

炉膛压力调节的目的是保持炉膛压力为一定的负压，CFB锅炉的炉膛负压控制是通过调节引风机挡板实现的，但是，CFB锅炉炉膛负压的调节特点与普通的煤粉锅炉略有不同，炉膛下部床面附近是微正压，在低负荷时炉膛负压点较低，高负荷时负压点升高，所以炉膛负压的压力定值是锅炉负荷的函数，一、二次风量之和作为负压调节回路的前馈信号，当锅炉负荷变化时，一、二次风量相应变化，预先动作引风机调节挡板。

1.6石灰石量控制

CFB锅炉在燃烧过程中加入的石灰石可以与燃烧中产生SO2进行化学反应，生成CaSO4，起到脱硫的作用。

控制回路设计采用串级调节方式。

上级调节器为SO2调节器，下级调节器为石灰石量调节器，当SO2变化时，调节给石灰石旋转给料机的转速，使进入炉膛石灰石量相应变化。

在调节回路中，总给煤量作为前馈信号加入给石灰石量调节器。

锅炉入炉煤量变化时，SO2肯定也要相应变化。

如果仅根据SO2信号调石灰石量，则延迟比较大。

将给煤量作为前馈信号，使石灰石量先根据煤量变化，然后再根据SO2信号进行校正，可以减少调节延迟。

1.7给水调节

在正常运行时，锅炉的给水控制通过调节锅炉给水泵的转速来完成；而在启动、停机及事故处理期间，是通过给水管道上的调节阀开度来完成。

正常的控制将是由蒸汽流量、汽包水位和给水流量组成的串级三冲量控制系统，启动时只有汽包水位的单冲量控制。

正常情况下机组先启动主电动给水泵，由给水旁路调节阀控制给水量，然后在负荷允许的情况下，关闭给水旁路调节阀，打开主给水阀，通过控制电动给水泵的转速来调节给水量。

在整个运行范围，包括给水调节阀控制、转速控制、运行切换，系统均将保持稳定。

汽包水位的测量采用三取中，在启动和低负荷时，单冲量汽包水位控制调节电动给水泵管道上的启动调节阀。

在蒸汽参数稳定、给水流量允许的情况，控制系统可自动或手动切换到三冲量控制。

在达到规定负荷时（机组负荷达到20～30%时）将控制切换至电动给水泵的运行来满足负荷增加的要求。

1.8过热蒸汽温度调节

过热器设有二级喷水减温调节，具有结构简单、热惯性小、调节灵敏、易于自动控制等优点。

一、二级喷水减温器分别布置在低过与屏过之间和屏过与高过之间，一级喷水侧重用于保护屏式过热器，使其不超温，二级喷水主要用于调节过热器出口的主蒸汽温度，使其维持额定参数。

过热蒸汽温度控制采用串级控制，过热器出口温度作为主调的被调量，过热汽温的设定值根据主蒸汽流量的函数获得，也可以由操作员直接给定，主调的输出作为副调的设定值，副调的被调量是减温器出口温度，副调的输出控制减温水调节门，最终保证过热器的出口温度的稳定。

设有锅炉负荷作为蒸汽温度控制的前馈，减少了负荷的变化对过热蒸汽温度的扰动。

在低负荷、汽机跳闸及MFT时，将自动联锁关闭减温水阀。

1.9再热蒸汽温度调节

再热器也有二级喷水减温，其中一级作为事故喷水装置，位于再热器进口，另一级布置在低再与屏式再热器之间的连接管路上。

在锅炉启动和停炉前，为保证锅炉在启、停时再热器的工作安全，机组设有旁路保护装置，让再热器在启、停过程中有足够的蒸汽通过受热面，保证它的安全可靠。

另外，在汽轮机冲转前，要严格控制炉膛出口烟气温度，不得超过538℃，保证炉膛内再热器的安全。

再热蒸汽温度控制采用串级控制，再热器出口温度作为主调的被调量，主调的输出作为副调的设定值，副调的被调量是减温器出口温度，副调的输出控制减温水调节门，最终保证再热器的出口温度的稳定。

设有锅炉负荷作为再汽温度控制的前馈，减少了负荷的变化对再热蒸汽温度的扰动。

在低负荷、汽机跳闸及MFT时，将自动联锁关闭减温水阀。

2.主燃料切除（MFT）

2.1MFT切除条件

●同时按两只锅炉主燃料跳闸按钮

●床温高于1050℃

●炉膛出口压力为高高值+2500Pa（3取2，延时2秒）

●炉膛出口压力为低低值-2500Pa（3取2，延时2秒）

●汽包水位为高高值（高出正常水位＋250mm，3取2，延时2秒）

●汽包水位为低低值（低于正常水位－230mm，3取2，延时2秒）

●两台引风机跳闸

●两台一次风机跳闸

●两台二次风机跳闸

●两台高压流化风机跳闸

●总一次风量过低，小于25%（带延时）（信号来自燃烧控制系统）

●高压流化风压力低

●汽轮机跳闸

2.2MFT引发的跳闸信号如下：

●跳所有给煤机；

●跳石灰石给料机（左、右侧）

●两石灰石输送风机（左、右侧）

●关给煤机出口煤闸门；

●触发OFT，关所有的油阀；

●关一级过热器减温水（左、右侧）电动门；

●关二级过热器减温水（左、右侧）电动门；

●关再热器事故喷水（左、右侧）电动门；

●关再热器喷减温水（左、右侧）电动门；

●如果不是风机引发的MFT，则一切风机控制切为手动，并保持最后位置；如果是风机引发的MFT，风机的控制按风机联锁进行。

●调节给水流量，保持汽包水位正常。

3.BCS（燃烧器管理）

将包括下列三个功能：

a.锅炉点火准备

b.油枪点火

c.煤燃烧

3.1锅炉点火准备

该CFB锅炉点火油系统分为床上燃烧器和床下燃烧器各4支，分别由床上和床下两路供油，各有主油阀和回油阀，增加了点火油系统投/退的灵活性。

a.在炉膛吹扫成功后，由运行人员启动锅炉点火准备功能。

b.将锅炉置于点火准备方式，作为自动启动第一支点火枪的先决条件。

此时复位MFT，开启一个建立火焰的最大时间限值的计时器，当在时间限值内不能建立火焰，系统跳闸，并返回到吹扫所需的状态。

3.2油枪点火

3.2.1在油枪投入运行之前，BCS至少将检查下列许可条件：

a.锅炉风量达到吹扫值

b.火焰检测器冷却风压力满足

c.所有燃烧器阀门关闭

d.MFT和OFT等跳闸信号存在

g.油系统泄漏试验完成

h.油压满足点火要求

i.点火系统已准备好

j.油温正常

k.任一火焰检测器检测到无火焰

3.2.2当以上许可条件满足时，在操作员画面上显示“油枪允许点火信号”，且当各个油枪的点火条件满足后，油枪可以投入运行。

3.2.3可由运行人员投入点火枪，系统设计给运行人员提供投入单个油枪或一组油枪的灵活性。

3.2.4在运行人员调出相关显示画面，启动一个指定的燃烧器进行点火时，系统根据时间顺序，推进油枪和点火器，激励点火器并开启油角阀。

油枪被点燃后，点火器将被消能，如在15秒内某油枪未点燃，将关闭其对应的油角阀，并发出“点火失败”的报警。

3.2.5许可条件丧失或在指定时间内不能完成运行程序，将中断此点火程序。

3.3煤燃烧

油枪点火后，使温度按照升温升压曲线上升，当床温进一步升高到大约600℃时，可逐步投煤。

BCS将对给煤机及其相应的出入口挡板，相关风门挡板的的启/停、跳闸和开/关进行程控和监视。

在启动每一运行步骤之前，系统将确保满足与该步骤相将的许可条件，并在整个启动过程中满足安全条件。

丧失许可条件或在指定时间内不能完成运行程序，则将中断此程序。

煤燃烧启动顺序要求先启动给煤机出口闸板，再启动给煤机，给煤机运行后，再开启相对应的入口闸板。

4有关数据采集系统DAS和顺序控制系统SCS（各辅机设备的启停顺序及保护）与常规锅炉相同，炉膛安全监控系统FSSS体现在FMT及BCS内容之中，不再一一叙述。

◆水压试验时，锅筒外壁金属壁温必须保持≥35℃。

运行升温与停炉降温时锅筒上下壁温≯50℃。

◆点火启动时控制床下油点火燃烧器的风量，确保进入水冷风室的烟气温度小于900℃。

◆通过冷渣器的排渣操作或添加床料的手段，持风室压力12~15KPa左右，19KPa为风室压力报警值。

◆维锅筒正常水位在锅筒中心线以下150mm处，±50mm为水位正常波动的最高水位和最低水位，锅筒水位限制：

锅筒水位达-125mm或+125mm时DCS声光报警，锅筒水位达-230mm或+250mm时MFT动作

◆炉膛压力控制：

对炉膛负压（炉膛出口平衡点测量）进行监视，负压应自动控制在-100～-250Pa，运行人员不得允许炉膛平衡点压力超过±500Pa（报警值）。

◆主燃料切除（MFT）设定炉膛出口压力值±2500Pa，并具有5秒延时。

◆送引风机切除设定在炉膛出口压力值±4000Pa，无延时。

◆床层的正常运转范围为850～925℃，床温的高值报警点为990℃，温度超过1050℃主燃料自动开始切除（MFT）。

最低运行床温830℃，在无助燃情况下，不允许床温低于这个水平，床温低值报警点为810℃，当床温低于760℃将自动切除主燃料。

除非床上点火燃烧器投入运行，但当床温降至650℃以下，无论床下点火燃烧器是否运行，给煤机都将自动切除。

◆根据不同负荷对床高、床温的要求，通过调整锅炉给煤量，稳定锅炉燃烧，控制汽压的波动幅度，维持在13.7MPa±0.1MPa。

◆在正常运行时，使汽温的波动在设计要求范围内，在定压运行70~100%B-MCR负荷范围内，过热蒸汽、再热蒸汽出口温度540±5℃，在滑压运行50~100%B-MCR负荷范围内，过热蒸汽、再热蒸汽出口温度540±5℃。

并保证过热器和再热器各段的管壁温度不超过下表中所示报警值。

◆在汽轮机冲转前，应严格控制炉膛出口烟气温度，不得超过538℃，保证炉膛内再热器的安全。

◆吹灰时锅炉应保持足够高的负荷，一般不小于70%D，吹灰时，炉膛出口的负压值控制在－250Pa以上。

锅筒

顶部及底部

12–炉壁热电偶

上下壁温差＜50℃

上下各6点

包墙管出口连接管

连接管顶部

2×1–焊接式热点偶

监视汽温

低温过热器出口

穿过包墙管后的蛇形管管壁处

22–壁面热电偶

508℃

位置参见测点布置图，监视蛇形管壁温

一级喷水减温器

集箱顶部两端

2×3–焊接式热电偶

出口端汽温高于饱和温度11℃

屏式过热器上行程与下行程各4片出口

穿过顶棚管、水冷壁管后的屏过外圈管壁处

4×2–壁面热电偶

561℃

监视屏过管壁温度

二级喷水减温器

集箱顶部两端

2×3–焊接式热电偶

出口端汽温高于饱和温度11℃

高温过热器出口

穿过包墙管后的蛇形管壁处

24–壁面热电偶

603℃

位置参见测点布置图，监视高过管壁温度

高过出口集箱

集箱顶部

2×2–焊接式热电偶

540±5℃

再热器事故喷水减温器

集箱顶部

2×3–焊接式热电偶

出口端汽温高于饱和温度11℃

监视入口汽温

冷段再热器出口

穿过包墙管后的蛇形管壁处

22–壁面热电偶

545℃

位置参见测点

布置图，

监视入口汽温

再热器喷水减温器

集箱顶部

2×3–焊接式热电偶

出口端汽温高于饱和温度11℃

屏式再热器出口

穿过顶棚管后的再热器外圈管壁温度

6–壁面热电偶

670℃

监视屏式再热器管壁温度

屏式再热器出口集箱

集箱顶部

2×2–焊接式热电偶

540±5℃