淺談125MW火電機組自控系統狀況分析及策略優化

白鵬

摘 要：通過對機組自動控制策略的優化，提高機組AGC性能，從而滿足電網兩個細則的最新要求。針對華能新疆塔什店電廠自動控制系統的DCS邏輯組態優化，從機組運行狀況、分析控制策略的薄弱環節和對經濟指標的影響，提出各個控制回路具體優化思路，優化后機組AGC指標得到明顯改善。

關鍵詞：兩個細則;協調控制系統;AGC;響應時間;調節精度

1.概述

為滿足西北電網“兩個細則”的考核要求，在保證機組安全經濟指標運行的前提下，對機組協調控制（CCS）的AGC調節精度和調節速率等指標進行調高，通過對華能塔什店電廠機組現有自控系統狀況進行分析，查找出存在的問題，最終從控制策略的優化及參數的調整等手段進行改進，為電廠爭取最大的經濟利益。

2.當前機組運行狀況

1）負荷響應速度慢、調節精度差、主汽壓力、主汽溫度、汽包水位波動大;

實際變負荷過程，特別是負荷變化幅度較大時，調節品質較差。指標如下：

2007年8月23日，機組負荷變化58.8MW---125MW---60MW，壓力偏差達到0.8（升負荷），-0.8（降負荷），機組的負荷指令出現增減閉鎖的情況;機組的負荷偏差達到3.2MW，超過2%Pe;主汽溫度波動最大達到15℃;汽包水位變化達到±30mm。

2）部分控制策略不夠完善影響機組整體的控制品質

氧量對總風量設定的修正邏輯，控制策略跟蹤錯誤，無法實現手自動過程的無擾求換;

機組缺少相應的煤質校正回路，無法精準控制單位負荷對應的煤量變化;

機組負荷對應的煤量前饋不準確（偏低），無法直接保證負荷對應的燃料量;

所有的串級控制回路：如鍋爐主控-燃料主控;給水;主汽溫度;送風—氧量等控制回路缺少相應的抗積分飽和功能;

缺少相應的適應AGC方式運行的控制策略;

壓力對負荷的修正回路影響AGC控制及一次調頻的考核;

3.各個控制回路具體優化思路如下

1、協調控制優化思路---增加變負荷前饋控制邏輯

機爐協調控制系統由機爐協調方式（CCS），汽機跟蹤方式（TF）及基本方式（MAN）構成。機組正常運行時，一般均采用機爐協調方式，按滑壓方式運行。在CCS方式下，鍋爐主控以調節主汽壓力為主，以調節負荷為輔，保證主汽壓力穩定，滿足汽機的能量需求。機組負荷指令和負荷變化微分作為鍋爐主控前饋，汽機調節器調節功率，以快速響應電網負荷需求。

2、鍋爐主控調節系統

原鍋爐主控結構=負荷指令前饋+直接能量平衡控制：此種方式，鍋爐無變負荷前饋預加煤回路，無法及時提高響應速度;同時其壓力調節器為定參數，無法根據實際工況變化作出調整。根據以上情況，需要優化如下內容：

1）根據實際運行情況，重新確定負荷—煤量函數，保證不同負荷工況下，煤量基準值的準確性;

2）重新構造變負荷前饋，根據變負荷速率、變負荷跨度、變負荷段及壓力變化趨勢確定前饋量，并根據壓力偏差該功能可提前“剎車”或延遲結束，該前饋量增加至給煤量、送風等回路;

3）重新構造DEB及HR信號生成回路，增加慣性及負荷變增益;

4）將鍋爐主控改為改進型DEB（直接能量平衡）控制方式，并增加IEB修正環節（壓力偏差微分環節），保證其對主汽壓力及能量變化的及時響應;

5）將鍋爐主控改為變參數調節，比例、積分、微分相互分離，以適應不同工況下的調節需求（主要考慮動態、穩態、一次調頻動作幅度來變參數）;

6）增加鍋爐主控閉鎖增減功能，避免水、煤、風回路出力不夠或壓力偏差大時鍋爐主控出現積分飽和現象。

7）修改燃料主控指令閉鎖鍋爐主控回路，避免因給粉機偏置同向問題造成的積分飽和誤動作現象。

3、汽機主控制調節系統

原汽機主控的壓力拉回方式為定參數，當一次調頻動作引起壓差變大時，會產生反調現象，引起調頻量不夠;

1）修改壓力拉回回路：當壓力偏差大時，增加汽機對壓力控制的調節作用，避免壓力失調;當壓力偏差處于正常范圍內，汽機調門直接響應功率需求，保證負荷響應的快速性及精確性。當主汽壓力較低時，壓力拉回回路適當減小，保證功率調節;當主汽壓力接近額定時，壓力拉回回路適當放大，保證機組安全。

將考慮AGC方式和CCS方式下，兩個拉回回路切換，CCS方式作用較強，保證機組安全穩定;AGC方式下，盡可能滿足負荷需求，僅作為超壓拉回;

2）取消壓差拉回回路對一次調頻的干擾。一次調頻時鎖死壓差拉回回路動作。

3）新增加AGC負荷快速動作回路，加強AGC方式下的啟動時間及調節速率。

4、一次調頻

1）增加一次調頻動作閉鎖壓力拉回回路，保證一次調頻動作時調功幅度的準確性。

2）增加一次調頻累加邏輯，提高一次調頻累計電量。

5、主蒸汽壓力控制

原壓力生成回路無慣性時間補償，不能有效模擬鍋爐實際能量生成過程，因此無法與滑壓方式運行相匹配。根據以上情況，進行以下優化內容：

CCS方式下壓力設定生成回路增加慣性環節（1～3階），以補償鍋爐動態響應，減少控制上的閉鎖;TF方式下此慣性不起作用（原邏輯無慣性）。

6、增加鍋爐熱量校正回路（BTU）

為保證煤質頻繁變化情況下機組協調控制系統的正常投入，增加鍋爐熱值校正回路（BTU），以實現鍋爐主控的自適應調節。

1）BTU的物理意義為燃料熱值比：BTU=設計煤量/實際煤量。

2）BTU設定為電功率對應的理論燃料量。該回路處于自動狀態時，由機組實際功率得出的設計煤量作為設定值與實際煤量相比較后進入BTU調節器，從而得出BTU值。

3）燃料主控處于手動時，BTU回路自動切至手動跟蹤方式。

4）BTU回路處于手動方式時，可手動改變該值增減煤量：增加（減?。〣TU，會減少（增加）實際給煤量。

5）變負荷、投油、RB、壓力偏差大過程中，閉鎖BTU回路自動調節。當負荷低于50MW時，BTU的輸出置為1;

7、汽包水位調節

1）修正主汽流量和給水流量的靜態偏差，確定具體增益系數;

2）原給水流量需修改=過熱器減溫水+給水;如果減溫水測量不準確，需要修正相應的給水流量。當前機組測量的蒸汽流量小于給水流量（不正確）？

3）主、副調節器參數優化;

4）增加抗積分飽和回路（主回路）。

4.優化后指標情況

通過近一個月機組AGC運行情況，檢驗機組協調控制系統及各項子系統的調節品質，在滿足機組安全條件、入爐煤熱值達標及穩定、且就地設備、一次元件滿足要求的前提下，AGC可用率達到98.45%，AGC實際調節速率平均2.92MW/min達到不小于機組額定有功功率的2%Pe（2.5MW/min）的要求，響應時間平均42秒，各負荷段主蒸汽壓力設定值/實際值偏差峰值為023MPa（穩態），AGC方式下動態最大為0.4MPa;汽包水位設定值/實際值偏差最大為25mm（動態），穩態峰值為16mm;主汽溫設定值/實際偏差最大為3.7℃（動態），穩態峰值為2.4℃;再熱汽溫設定值/實際偏差最大為8.7℃（動態），穩態峰值為4.2℃。以上指標均已滿足西北電網“兩個細則”要求，一次調頻及AGC考核階段性實現“零”的目標。

結語

通過對控制系統進行的一系列的優化調整后，機組的AGC投入率、AGC調節速率和響應時間得到了明顯的提高，保證兩臺機組一直投入CCS控制方式下，在西北電網的兩個細則執行以來，為公司贏得的800多萬元的經濟做益，

在兼顧機組安全性和經濟性的同時，通過對《兩個細則析》分析與探討，并對協調控制系統的部分參數及控制邏輯優化，提高機組的調節品質，為電廠爭取到較好的經濟利益

參考文獻：

[1]西北區域發電廠并網發電廠輔助服務管理實施細則，國家能源局西北監局，2015年

[2]西北區域發電廠并網管理實施細則，國家能源局西北監督局，2015年