生物质电站生产监控系统与优化

李传庆 胡善云 马玉敏

(国核电力规划设计研究院电气与仪控部，北京 100095)

0 引言

21世纪，人类面临能源短缺和环境保护两大核心问题［1］。大力发展可再生能源和清洁能源是解决上述问题的一种重要途径。生物质能作为一种可再生的清洁能源，国内已有多家企业集团投资建设了多个生物质发电项目。相对于常规的燃煤机组，生物质发电站具有燃料可再生、区域性收集运输成本低、对环境污染小、项目投资少、建设周期快等一系列优点。目前，生物质能已经成为我国分布式能源发电的一个重要组成部分［2-4］。

生物质电站生产监控系统在整个设计流程、设计程序和设计管理方面与传统火电站基本没有区别［5］，但在生产监控网络规划与配置、仪控设备布置、技术接口实施以及监控系统所执行的一些具体功能方面，其与传统火电站有着明显的不同。

1 依托项目介绍

依托工程主要是新建单元机组，不考虑再扩建，工程于2010年9月正式开工，于2011年9月正式并网发电。

1.1 主机设备及参数

主机设备主要包括秸杆锅炉、汽轮机和发电机，具体介绍如下。

①秸秆锅炉，采用龙基生物发电工程有限公司产品，型式为高温、高压参数自然循环炉，单锅筒、单炉膛、平衡通风、室外布置、固态排渣、全钢构架、底部支撑结构型锅炉。锅炉设备按燃烧硬质秸秆燃料设计，并可掺烧≤10%的软质秸秆。

②汽轮机，采用青岛捷能汽轮机股份有限公司产品，型式为高温高压、单缸、单轴、凝汽式汽轮机。

③发电机，采用济南发电设备厂产品，额定功率为30 MW，额定转速为3000 r/min，无刷励磁系统。

1.2 主要工艺系统及特点

依托项目的主要工艺系统及特点介绍如下。

①给水系统设置两台150 t/h的调速电动给水泵，一台运行、一台备用。

②凝结水系统设置两台容量为100%的卧式电动凝结水泵，一台运行、一台备用。

③送风系统由一台为100%容量的送风机和空预器组成，引风系统由一台为100%容量引风机将烟气吸入布袋除尘器净化，经烟囱排向大气。

④化学除盐水经锅炉补入凝汽器，可自动调节适应不同工况、不同负荷所需的凝结水补水量，化学除盐水亦可直接作为凝汽器启动补水。

⑤循环冷却水系统是具有冷水塔的二次循环水系统，设有两台50%容量的循环水泵，用于向凝汽器、冷油器、发电机空冷器等设备提供循环冷却水。

⑥燃料经过螺旋给料机由一条上料皮带机运送至位于炉前的秸秆料仓中，通过取料螺旋，由炉前料仓底取料分配至给料机送入炉膛燃烧。

2 厂区物项关系

厂区主要物项以及物项之间的关系流程图如图1所示。

图1 厂区物项关系图Fig.1 Relationships among plant items

3 主要子系统与划分

全厂工艺系统由锅炉侧系统、汽轮机侧系统、辅助系统等组成。

锅炉侧系统包括:①锅炉本体及相关系统(含汽水、烟风、点火、燃油、给料等子系统);②除灰渣系统;③压缩空气系统;④上料系统。

汽轮机侧系统包括:①汽轮机本体系统;②汽轮机水系统;③汽轮机汽系统;④循环水及冷却水系统。

辅助系统包括:①化学除盐水处理系统;②综合水泵房系统;③汽水取样与加药系统;④采暖加热系统;⑤电气控制系统。

4 控制方式与网络结构

4.1 控制方式

机组在就地人员巡回检查的配合下，在集中控制室内实现机组的启停、运行工况监视和调整以及事故处理等。机组采用一套分散控制系统(distributed control system，DCS)实现全厂主要工艺系统及设备的参数检测、报警、控制、联锁、保护、诊断、事故处理等功能。机组的运行人员在主控室按“一主一辅”的定员配置。

机组采用炉、机、电、辅集中控制，全厂共设一个集中控制室。运行人员在集控室内通过DCS操作员站的LCD、键盘及鼠标等，完成对机组的监视、调整与控制。当DCS发生全局性或重大故障时，按照“故障安全”的原则，通过安装在操作台上的少数独立于DCS的硬接线手操设备，实现机组的紧急安全停机。化学除盐水处理系统纳入DCS，在辅助车间内设置一台DCS操作员站，用于系统调试和临时检修维护，正常运行时的辅助车间按无人值守考虑。电气控制系统使用与DCS相同的软硬件，配置有一台独立的操作站，在集中控制室内进行统一的监控。

4.2 监控网络结构及特点

生物质发电生产监控网络基于上述厂区物项和工艺子系统进行划分，按照“工艺相关、区域相近”的总体原则，完成以 DCS为平台的全厂信息采集、信息处理、信息集成和信息决策过程。生产监控网络结构图如图2所示。

图2 生产监控网络结构图Fig.2 Structure of the production monitoring and control network

整个生产监控网络构成具有以下特点。

①全厂设置一套DCS系统，完成全厂系统监视与控制功能，不再单独设置辅网程控系统。对于化水制氯系统以及除尘系统随主设备厂家配套PLC系统，通过RS-485通信方式接入DCS系统，进行统一监控。

②在距离主厂房较远、工艺设备分布较为集中的区域，采用远程I/O技术，如化水除盐水处理系统设置一套远程I/O站，综合水泵房内设置远程I/O柜。

③汽机数字电液控制系统(DEH)、汽机本体监测仪表系统(TSI)、汽机紧急跳闸系统(ETS)均随主机设备成套供货。上述系统与DCS的信息交换采用“一对一”的硬接线方式完成，其中DEH配置有两套独立的上位机，分别位于集控室和工程师室内。

5 集控室与电子设备间布置

考虑到工程厂区面积较小，主厂房区域内仪控设备采用了集中布置方案。汽轮机主厂房运转层上布置了集控室、工程师室、电子设备间［6］;运转层下方布置有相应的电缆桥架通向锅炉、汽机以及外围的辅助车间。此外，在化水处理车间布置了一个仪控电子设备间、一套DCS远程站(包括DCS处理器机柜、卡件柜、电源柜、操作员站等);综合水泵房采用了远程I/O技术，泵房车间内布置了DCS远程I/O柜。

6 主要技术性问题与分析

6.1 炉膛温度测量装置选型与比较

炉膛温度采用进口红外温度测量装置，炉膛温度范围在200～1500℃之间。据调查，目前，温度范围仅有200～1200℃和368～1600℃两种选择。考虑到368～1600℃红外测温仪对炉膛低温段的测量存在着较大盲区，而计划选用200～1200℃，通过与锅炉厂的进一步确认，炉膛内正常工作温度在800℃左右，上限不会超过1200℃。现场经验反馈认为，红外测温装置属于非接触式测温装置，安装调试和后续维护比较麻烦，且价格较高，建议采用热电偶来代替。但设计采用红外测温更具优势，其原因如下:生物质在整个炉膛中燃烧热场分布较为分散，而采用非接触式的测温能够测量到炉膛中心区域的最高温度，无须补偿;而热电偶接触式测量方式，测量温度与炉膛中心区域的温度存在较大偏差。从经济性比较来看，测量温度在0～1200℃时，热电偶选择S型。这类热电偶价格昂贵，与非接触红外测温装置在价格上的优势也并不明显。

6.2 炉前料仓料位监视问题

燃料经过皮带输送机进入炉前的料仓，给料机将燃料送入炉膛，燃料在料仓中的下落过程非常容易发生堵塞现象，不及时处理将造成炉膛燃料断供以及料仓燃料堆积，致使皮带输送机停运。燃料对于炉前料仓料位是一个重要的监视参数，但截止目前一直缺乏有效的监视手段。

在实际运行中，常规的在料仓设置料位开关的效果并不理想，经常会发生误报和漏报情况，无法真实反映料仓内燃料流动情况，所以炉前料仓料位监视手段有待改进。

6.3 锅炉紧急疏水阀控制问题

在汽包与紧急疏水扩容器之间的同一根管道上设置了两个电动门:电动疏水调节阀和紧急电动疏水闸阀。这种设置存在的问题是:通过在集中控制室内设置的硬手操按钮不一定能够完全实现汽包紧急放水功能，因为紧急疏水还取决于另一个电动疏水调节阀状态。

目前，采用通过硬手操按钮打开紧急疏水阀，同时通过DCS联锁强制电动疏水调节阀至全开位。笔者建议今后可以考虑直接取消两个电动疏水阀，改为一个带有快开功能的气动调节阀。

6.4 机组协调及相关问题

生物质发电机组容量较小，机组均不参与区域电网的调度，其根据机组实际能力发电。机组协调控制系统运行在机-跟-炉模式或机-炉均为手动模式，导致机组协调控制系统无法投入自动运行的原因在于燃烧控制系统与蒸汽温度控制系统的自动投入率低。然而，关键控制回路自动投入率低与工艺系统特点及相关参数的测量密切相关。首先，即使能够准确测量送料量，但由于使用的燃料种类较多，燃料的发热量不同，导致对送风量需求量变化，而送风量无法准确测量是一个重要影响因素;其次，由于产生的热量的波动会影响蒸汽温度调节回路，而这种热量波动没有有效的测量手段和对蒸汽温度调节回路进行有效补偿的策略，导致蒸汽温度控制无法投入自动。

综上所述，一次参数的无法测量严重影响了整体热工自动化水平的提升。

6.5 机组保护相关问题

生物质发电机组在跳闸保护系统的设计上存在与现有火电机组相关跳闸保护规范要求的不同之处，具体如下。

①炉膛压力设定采用压力变送器而非压力开关，究其原因主要如下:对于此类锅炉，由于炉排的振动而产生的周期性冲击压力导致炉膛压力的变动范围较大，使得压力开关保护经常性地动作，炉膛压力保护回路无法投入自动。而采用压力变送器进入DCS对压力测量的定值调整以及延迟、滤波都比较方便，更具灵活性。

②按照相关技术规定，锅炉主燃料跳闸后，应将送引风机保持原位，并保持炉膛内通风，防止内爆。而生物质机组在完成相应锅炉操作后，关闭送引风机，因为燃料在炉膛内不会产生内爆事故，再次启动后炉膛内燃料会得到再次利用，有利于提高燃料利用率［7］。

③机组的炉、机保护之间，除因汽包水位高停炉、停机外(防止因汽包水位过高导致汽轮机进水事故发生)，其他保护项目炉、机之间没有联锁关系，即停机不停炉、停炉不停机。

上述问题反映出直接将火电机组热工保护相应规程移植到生物质发电机组是不合适的，建议结合生物质电站工艺自身特点，制定本行业相关约束性和指导性规程规范。

7 未来展望

通过分析常规火电站的生产监控系统可知，无论从监控系统设计还是从技术研发角度都还存在改进的必要和可能，主要包括以下几个方面。

①可以试点在辅助系统区域应用现场总线技术，实现现场智能设备在控制室的集中管控。此类电站的辅助系统非常简单、辅助系统规模较小、区域分布较为集中、与机组运行非直接相关，且现场大量仪表已经采用智能化仪表设备，具备了使用现场总线的技术前提条件。

现场总线技术应用将是实现全数字化生产监控系统的一项重要标志。

②热工自动化水平有待进一步提升。现有技术基本满足了运行人员需求，但与达到工程设计的理想目标之间还存在较大差距，主要表现为:一方面，部分一次参数无法测量或无法准确测量，以至于一些重要的模拟量调节回路自动投入率低，如燃烧控制系统、蒸汽温度控制系统等;另一方面，控制系统的功能不完善以及功能与工艺系统的特性不匹配等。

另外，从信息角度考虑，依托DCS平台，采集和处理“海量数据”，这些数据从底层至人机接口层供显示、报警和决策，缺少数据再利用和数据深层次信息挖掘，容易造成监控系统采集与再处理两类数据流的严重不平衡。这也是自动化水平低的又一表现形式。

③机组的控制优化尤其是锅炉燃烧控制优化存在着较大的潜力，同时难度也非常大。控制优化是以提高机组运行效率、减少单位能源消耗以及降低污染物排放为直接目标，以DCS平台为支撑，建立系统的数学模型，采用先进控制、智能控制方法完成单一目标或多目标优化过程。

机组的控制优化是一个系统工程［8-10］，与机组整体自动化水平是密切相关的，在机组“底层”自动化水平较低的情况下，无论多么优秀的控制优化方案都难以在实际工程中实施，只能是“纸上谈兵”，即只限于控制优化的理论阶段。

④充分发挥信息管理系统［11］(management information system，MIS)平台对全厂综合性信息管理的优势，结合生物质发电自身特点，开发与之相匹配的相关功能模块，例如，对生物质燃料的收购、运输、储存、消耗过程的供应链管理。由于燃料分布于电厂周边地区而且种类较多，在收购、运输方面都比较困难，作为可再生资源受季节性影响，燃料供给具有周期性，而且料厂存储空间有限，燃料大量堆积会造成仓储成本提高，如何将燃料控制在既能保证机组长周期运行对燃料量的需求，又能保证仓储在合理范围内是仍需研究的问题。另外，作为一类典型的分布式发电项目，MIS在不同厂址间的生产调度与管理信息在集团总部的信息共享方面也具有重要现实意义，有助于完成对不同厂址的各项指标的统计、分析、决策以及资源的节约与优化配置。

8 结束语

生物发电生产监控系统通过近一年时间的运行表明［6-11］:生产监控系统覆盖范围广、系统配置合理、关键参数可测、安全保护系统运行有效，基本满足了运行人员对生产监控系统的一般性要求。同时，系统在运行期间也暴露了一些技术性问题。总的来说，生物发电生产监控系统的热工自动化水平有待进一步提高，整个系统的优化控制以及信息化功能的深入开发存在着巨大潜力。

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