330MW機組模擬量控制系統邏輯優化及試驗分析

成維斌

摘 要： 本文分析了330MW機組協調控制系統鍋爐自動調節控制結構和原理，CCS系統及各子系統控制策略進行優化完善，并對各系統參數進行調整，提高CCS系統控制品質和長期穩定投運。

關鍵詞：協調控制 優化調整 試驗分析

中圖分類號：TK323 文獻標識碼：A 文章編號：1003-9082（2017）03-0307-02

前言

隨著單元機組容量的增加和發電廠上網競爭的日益激烈，發電廠對機組的安全穩定運行和經濟性要求越來越高，也為了進一步提高企業的競爭力，如何優化協調系統及各子系統調節品質，保證機組安全經濟、穩定運行越來越受到人們重視，通過對機組的邏輯優化，完善機組協調控制系統，提高機組調節品質。

一、設備概述

某發電公司2×330MW燃煤發電機組采用東方鍋爐廠制造的DG—1025/ 18.2 —Ⅱ13型亞臨界參數、自然循環、單爐膛、一次中間再熱、四角切圓燃燒方式、平衡通風、固態排渣、“∏”形布置汽包爐；汽輪機為哈爾濱汽輪機廠制造的N330-16.7/538/538型亞臨界、一次中間再熱、凝汽式汽輪機；發電機為哈爾濱電機廠制造的QFSN—300—2型臥式水氫氫冷卻、全靜態可控硅自并勵勵磁發電機?？刂葡到y采用上海FOSBORO公司I/Aseries50系列；功能包括DAS、MCS、SCS、FSSS、MEH、DEH、BPS。

鑒于目前我公司3號機組DCS系統CCS系統已無法滿足經濟、環保、精細化管理需要，并嚴重威脅設備安全、經濟運行，經電科院和相關專業和熱控專業認真、仔細排查、分析、咨詢、調研后確認，對公司3號機組DCS系統CCS邏輯及參數進行優化。

二、協調系統控制策略、參數優化

原協調控制策略，分為：BASE（基本控制方式）、BF（鍋爐跟隨方式）、TF（汽機跟隨方式）、CCBF（以鍋爐跟隨為主的協調控制方式）。由于CCBF方式下的函數曲線、PID調節系數以及前饋回路都不是很理想，所以CCBF方式已經多年未投入，最常用的方式就是TF（汽機跟隨方式），但是這種方式根本無法滿足調度對機組負荷控制的要求。

1.測量及信號處理

1.1 主蒸汽流量計算

汽輪機改造后主蒸汽流量計算需要重新修改，根據2015年6月汽輪機性能試驗給出公式，并進行密度補償修正。

主蒸汽流量=（83.08367278×調節級壓力-7.43889472）×

1.2主給水流量

DCS畫面顯示為未進行修正計算前值，實際邏輯組態中修正計算不正確（節流裝置計算書設計溫度為282.4℃，邏輯組態設置為20℃），需根據給水流量計算書進行修改，并修改畫面為最終給水流量，同時送耗差系統測點應采用修正后給水流量。

2.運行操作設置

當前CCS畫面變負荷速率設置沒有統一要求，全由運行人員設置。存在升負荷速率設置較大，降負荷速率設置較小，目前設置為1～6MW/min。變負荷速率設置在5～6.6MW/min（1.5%-2%額定負荷）。滿足兩項細則和模擬量驗收規程要求，避免負荷動態響應不及時導致電量考核。

CCS定滑壓方式選擇，目前長期設置為基本為定壓方式，設定值由運行人員根據機組負荷設置，系統雖較為穩定，但經濟性較差。設置為滑壓方式，滑壓速率需根據鍋爐升壓特性設置，設置范圍0.1～0.3MPa/min。

3.模擬量邏輯優化

3.1主蒸汽壓力設定值

主蒸汽壓力設定值缺少與鍋爐特性一致的慣性環節，需要在壓力設定值速率限制塊后（3CORP：PRATE.OUT）增加三個一階慣性環節時間（1/（1+30S）。

3.2滑壓曲線

可根據2015年6月份汽輪機定、滑壓性能試驗給出曲線設置，并采用背壓進行修正。同時采用功率設定值修改為一次調頻前負荷指令，避免調頻動作帶來擾動。詳見下表：

3.3 爐跟機協調機主控

機主控前饋組態為壓力偏差拉回函數，此函數設置偏大，影響AGC負荷響應。

結合鍋爐壓力控制特性，給予鍋爐壓力調節一定余量情況下，減小壓力偏差拉回量，保證AGC負荷響應動態指標考核。

3.4 爐跟機協調鍋爐主控

鍋爐主控前饋現有組態設置僅為功率設定值基準函數，缺乏對機組負荷動態調整過程中鍋爐蓄熱提前補充。增加：能量需求信號函數，以及能量需求動態補償函數。

能量需求：DEB= 暫定。

動態補償：DEB1= ，加上下限±6t/h。

3.5 一次風壓及磨一次風量控制

檢查協調調節曲線，根據CCS調節情況可增加CCS負荷指令微分一次風壓或一次風量增量。

三、試驗內容及分析

自動擾動試驗進行前，需對調節系統進行全面檢查，主要包括：水位、流量等計算或校正回路，信號處理；手/自動跟蹤和無擾切換邏輯；自動切除條件；PID死區、方向和參數設置；執行機構限幅等。通過觀察機組檢修啟動后各個調節系統定值擾動或變負荷調節曲線，得出調節系統的調節品質，對于調節品質不達標的調節系統分析存在問題和原因，以及提出解決措施。

3.1爐膛負壓控制系統擾動試驗

爐膛負壓控制系統為兩臺引風機靜葉調節爐膛負壓，爐膛負壓三取中后加慣性滯后環節處理，作為系統PID輸入。系統采用送風機動葉反饋均值函數前饋控制，兩臺引風機一拖二控制，修改爐膛負壓偏置量調整控制系統設定值。

參數修改如下：

優化前：PBAND：420；INT：2；HZONE：1.00；LZONE：1.00

優化后：PBAND：800；INT：2；HZONE：1.33；LZONE：1.33

優化前爐膛負壓控制系統調節周期長，系統調節作用較強，易造成動態超調量大、衰減率不達標等問題。優化后爐膛負壓控制調節效果得到明顯改善，符合相關規程要求。同時將PID調節死區由6Pa增大到8Pa，提高系統穩定性。

3.2總風量控制系統擾動試驗

總風量控制系統為兩臺送風機動葉調節鍋爐二次風量，進而滿足鍋爐總風量需求，鍋爐總風量信號為制粉系統五臺磨煤機一次風量與左右側二次風量總和，設計額定風量為1162t/h?？傦L量控制系統為隨動控制系統，其設定值為總燃料量函數與負荷函數取大值，保證升負荷先加風再加煤，降負荷先減煤再減風，然后經氧量校正，運行人員可根據鍋爐運行情況手動增加或減少總風量設定值偏置，控制系統采用單回路一拖二控制。

3.3汽包水位控制系統擾動試驗

鍋爐給水控制系統包括兩臺汽動給水泵一臺電動給水泵，正常運行時電泵備用，通過汽動給水泵轉速控制汽包水位，汽包水位信號三取中處理?？刂葡到y采用單三沖量無擾切換控制，試驗時機組負荷大于30%控制系統處于串級三沖量調節方式，主調采用主蒸汽流量前饋控制，三臺給水泵一拖三控制。

參數修改如下：

優化前：主調PBAND：155；主調INT：5；副調PBAND：200；副調INT：1.1

優化后：主調PBAND：190；主調INT：8；副調PBAND：230；副調INT：2

優化前汽包水位控制系統調節周期長，系統調節作用較強，易造成動態超調量大、衰減率不達標等問題。優化后汽包水位控制調節效果得到明顯改善，符合相關規程要求。

3.4 主蒸汽溫度控制系統擾動試驗

主蒸汽溫度控制系統包括：一級減溫水、AB側二級減溫水、AB側三級減溫水。均采用串級控制方式，主調為下一級減溫器前溫度，副調為減溫器后溫度。根據機組運行情況（機組穩態時二級A側、三級AB側調閥基本全關位），分別對一級減溫水和二級B側減溫水進行了定值擾動，試驗數據滿足調節品質。

3.5 變負荷擾動試驗

機組協調控制系統采用常規間接能量平衡控制方式，即鍋爐調節主蒸汽壓力，汽輪機調整機組功率，對協調控制系統邏輯進行以下優化工作：

（1） 在壓力設定值速率限制塊后（3CORP：PRATE.OUT）增加三個一階慣性環節時間。RB時跟蹤。

（2） 根據2015年6月份汽輪機定、滑壓性能試驗給出曲線設置，并采用背壓進行修正。同時采用功率設定值應修改為一次調頻前負荷指令，避免調頻動作帶來擾動。

（3）結合鍋爐壓力控制特性，給予鍋爐壓力調節一定余量情況下，減小壓力偏差拉回量，保證AGC負荷響應動態指標考核。

四、結束語

通過系統優化后，在2015年11月26日至12月4日對3號機組進行了模擬量控制系統定值擾動及優化試驗，試驗項目主要包括：機組協調控制系統、爐膛負壓控制系統、總風量控制系統、一次風壓控制系統、汽包水位控制系統、主蒸汽減溫水控制、滑壓運行等系統等。通過對各主要模擬量控制系統的定值擾動和變負荷試驗，對不合格的調節系統進行參數優化調整，保證調節品質達標。最終保證機組模擬量控制系統能夠適應AGC工況下負荷快速變動的運行工況，為機組的安全經濟運行提供保障。