火電廠AGC及一次調頻控制邏輯優化分析

羅建科 王軍泓

（1．陜西能源電力運營有限公司渭河項目部，陜西 西安 712000；2．陜西渭河發電有限公司，陜西 西安 712000）

0 概述

陜西渭河二廠4 臺機組裝機容量為300 MW，分別于1992年、1995年投產，主機分散控制系統DCS（以下簡稱DCS）為上海新華XDC-800 一體化控制系統。#5 機組于1996年投入生產，2012年進行了DCS 整體改造升級，2014年8月進行了鍋爐低氮燃燒器、脫硝等多項技術改造。機組投運后鍋爐燃燒遲延較大，主蒸汽壓力波動大，AGC 一次調頻考核較多，一次調頻合格率不足60%，不能滿足西北電網《兩個細則》的要求。2019年有關單位成立專門自動優化小組，有針對性地對#5 機組各系統進行了優化完善，取得一定效果。

1 AGC存在問題

1.1 汽機主控存在問題及解決方案

汽機主控原有邏輯設計在變負荷時疊加了負荷的雙重前饋作用，且作用量較大，在機組變負荷初期，過大的前饋作用導致機組實際負荷快速超調，后又被汽機主控比例調節作用迅速拉回形成波動，影響了機組在變負荷初期動作的穩定性。

邏輯檢查發現，原有負荷基準量對應的調門開度前饋以及負荷微分量對應的調門開度前饋，是導致變負荷初期機組實際負荷快速超調并回調的根本原因，針對汽機主控前饋部分進行了邏輯修改，刪除負荷基準量對應的調門開度前饋以及負荷微分量對應的調門開度前饋。新加入變負荷階段判斷邏輯，用變負荷階段觸發固定分量（±2.5 MW），將作用量疊加至汽機主控PID 調節器入口，作為負荷快速響應的超前調節手段，邏輯修改后解決了以上問題。

1.2 鍋爐主控存在的問題及解決方案

原有鍋爐主控設計了過多的前饋條件，存在冗余，且鍋爐主控的PID 參數較強，加之機組經過低氮燃燒改造后鍋爐本身存在很大的滯后性，經常導致變負荷過程中燃料超調量太大，不僅經濟性受到影響，還使得煙氣氧量和爐膛負壓波動劇烈，存在很大的安全隱患。

針對鍋爐主控PID 參數過強問題，重新對參數進行了整定，降低了因動態下PID 參數調節過快帶來的過調影響。對原有鍋爐主控前饋部分進行了修改，修正了機組負荷對應鍋爐主控的前饋函數，使其在負荷增減時不至于超調過大。增加了中調指令、實際負荷指令對于鍋爐主控的前饋，使其在變負荷階段可以保證提前加入足夠的煤量，以應對鍋爐響應滯后的特性。

1.3 燃料主控存在的問題、解決方案

原有燃料主控PID 調節器參數較弱，跟蹤線性不好。機前壓力微分對燃料主控PID 調節器的前饋作用較弱，在機組穩態下受鍋爐吹灰、一次調頻動作等因素影響，造成壓力波動調節作用很小。

優化原有燃料主控PID 調節器參數，使其快速跟蹤鍋爐主控指令的變化。并對機前壓力微分作用于燃料主控PID調節器的增益系數進行了放大，在機前發生壓力微小變化之初提前動作加減燃料。

1.4 送風量控制及氧量校正問題、解決方案

送風調節系統中總風量的計算由主汽流量經過函數折算而成，在負荷變化期間因主汽流量變化較為遲緩，導致風量加減也較為遲緩，缺少變負荷時對應的前饋量，在變負荷期間總是體現出風量動作較慢，跟不上煤粉加減的速度，氧量波動較大。氧量PID 調節器調節參數較弱，燃燒發生變化時未能及時調節風量。

送風控制新加入負荷微分的前饋作用，在負荷發生變化的初期風和煤同時動作，保證爐膛內氧量充足。增加燃料主控微分的前饋作用，在給粉機啟停瞬間，適當加減風量，保證氧量的基本穩定。氧量PID 調節器作用較弱，在煙氣氧量發生變化時調節遲緩，重新整定氧量PID 調節器參數，使其能加快調節速度。

1.5 爐膛負壓調節系統

爐膛負壓控制系統PID 調節器作用比較強，在負壓測量數據小幅抖動時，PID 調節器的比例作用也會使得輸出在小范圍內抖動，無形中增加了設備在系統穩態下的機械疲勞，長時間的機械疲勞可能會使設備的壽命縮短。

在爐膛負壓測量中適當加入濾波功能，使其在小范圍內的抖動趨勢減緩，并對爐膛負壓控制系統PID 調節器的參數重新進行了整定，減弱比例作用，抑制其在機組穩態下的抖動情況。

2 一次調頻問題

2.1 一次調頻的反調問題

#5 機組一次調頻積分電量合格率不足40%，經過數據分析，主要是受到AGC 反調的影響，如果一次調頻受AGC的影響導致其調節效果達不到《兩個細則》所要求的“貢獻電量為正”的結果，就會被電網統計為“該機組一次調頻不正確動作1 次”。解決方案是在邏輯中增加AGC 一次調頻交叉閉鎖功能，一次調頻動作時延時閉鎖AGC 功能。即當機組處于CCS 方式時，當汽機轉速與額定轉速（3 000 rpm）差≥3 rpm 時，自動將AGC 升負荷時的速率置為0 MW/min，閉鎖AGC 加負荷。當汽機轉速與額定轉速差≤-3 rpm 時，再自動將AGC 降負荷時的速率置為0 MW/min，閉鎖AGC減負荷。當汽機轉速與額定轉速差在±3 rpm 以內時，機組負荷指令速率恢復到正常值，解除閉鎖[1]。

2.2 一次調頻調節幅度不足問題

一次調頻設計原理是根據機組實際轉速與額定轉速偏差值計算出的需要增加或減少的機組理論負荷值，理論負荷值再作用于負荷給定值，實現通過粗略調整機組負荷來穩定電網頻率，但是理論負荷值和負荷給定值都是按照機組在額定工況下計算得出的。但是#5 機組作為調峰機組，負荷變動區間為150 MW～300 MW，主蒸汽壓力變動區間為13.5 MPa～16.7 MPa，機組在低負荷時蓄熱能力下降，造成一次調頻負荷量不足，這也是各電廠普遍存在問題[2]。

對此，通過在DEH 側增加機前壓力補償折線函數，設置壓力補償系數，區分單閥/多閥、負荷上行和下行不同工況，分別整定求取合理數值，確保在低負荷低汽壓工況下高調門適當過開，以滿足一次調頻的電量要求。

2.3 其他方面的優化

2.3.1 DCS邏輯塊序號影響

首先進行邏輯的篩查工作，在一次調頻相關邏輯頁中發現邏輯塊序號先后順序不統一，邏輯塊的順序決定著DCS 在計算中時序的先后，邏輯塊必須按照先后順序進行從小到大的排列，只有這樣才能保證DCS 以最快的速度進行計算，所以首先需要對邏輯塊的順序進行修改。

2.3.2 DCS掃描周期影響

在DCS 系統中每張邏輯頁都配有單獨的掃描周期，掃描周期的長短也能決定DCS 在計算過程中所用的時長，新華DCS 在初始條件下，邏輯頁的掃描周期均為200 ms，而一次調頻所需的動作時間理論上應盡量快速計算，將與一次調頻相關的邏輯頁掃描周期全部由200 ms 修改為50 ms，這樣可以使DCS 盡可能的快速計算，達到減少動作延遲的目的。

2.3.3 信號引用的影響

DCS 與DEH 同時具有一次調頻功能，正常情況下兩側必須同時投入，而在邏輯中DCS 側的轉速是取自DEH 送來的信號，為了進一步減少因邏輯計算產生的理論延遲，將轉差計算功能統一放在DEH 側，并將DEH 側計算的結果直接送到DCS 側進行調節使用，取消在DCS 側進行二次計算的功能，以減少理論計算時間，達到快速動作的目的。

3 遺留的幾個問題

3.1 汽輪機調門流量特性不匹配問題

#5 機組汽輪機運行模式在單/多閥切換期間，在低負荷區間主汽壓力參數偏高的情況下，閥門存在流量特性較為靈敏的區域，在機組負荷由200 MW 降至150 MW，主汽壓力由14.5 MPa 向13.0 MPa 降低的過程中，閥門擺動較為劇烈，影響鍋爐的穩定運行，運行人員被迫降壓運行，以避開閥門重疊度較大的區域，低氮燃燒改造后，壓力響應較為遲滯，在壓力設定偏低的前提下，嚴重影響鍋爐參數的爬坡能力，導致升負荷時汽機調門全部開啟，機組喪失帶負荷能力，需要進行閥門流量特性優化。

3.2 主再熱汽溫減溫水閥門內漏問題

#5 機組在整個優化過程期間，主再熱減溫水長期處于關閉狀態，這應該與低氮燃燒改造后鍋爐燃燒發生了較大的變化有關，導致減溫水閥門長期關閉。在優化過程中發現多個減溫水閥門前后存在較大溫降，閥門存在內漏情況，一次設備還需要進行完善。

4 結語

為了滿足《兩個細則》的要求，同時考慮兼顧機組的安全性和穩定性，我們采取了優化CCS 邏輯，放寬CCS 和AGC 的切除條件、取消風/煤交叉限制、設定較高的變負荷速率、削弱CCS 壓力拉回的作用、減少負荷閉鎖增/減的觸發條件等多種措施，2019年5月以來，#5 機組《兩個細則》月度考核效果顯著，一次調頻積分電量貢獻率達到80%以上，指標大幅提升，AGC 考核次數下降到每月20 次以內，考核大幅降低，一次調頻補償得分大幅度提高，取得了良好的效果，機組各系統擾動試驗指標滿足考核要求[3]。