300MW机组改造协调控制系统策略优化与应用

摘要：陕西渭河发电有限公司#6机组（300MW DCS改造项目采用上海新华控制技术（集团）有限公司的新一代XDC800分散控制系统。为保证机组安全、经济运行，提高自动的投入率，增强控制的抗干扰能力，对协调控制系统策略进行了优化。本文详细介绍了改进后的机组协调控制策略，为同类型机组的改造提供了经验。

1、前言

陕西渭河发电有限公司总装机容量为1200MW(4 ×300MW)。本次进行改造的# 6 机组，其锅炉为东方锅炉厂制造的DG-1025/18.2-II6 型亚临界、一次中间再热、中间储仓式、自然循环汽包炉；汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的N300-167/537/537型亚临界、一次中间再热、单轴、两缸、两排汽、反动、凝汽式汽轮机；改造前DCS 控制系统由多个品牌组成：MCS、DAS和SCS系统为横河西仪公司CENTUM-XL；F S S S系统为美国贝利INFI-90；DEH和MEH系统为上海新华DEH-IIIA；ETS系统采用常规继电器和硬接线搭接实现；整套系统老化陈旧，备件难以供应，并且相互之间无法有效通讯，不能满足当前自动化控制的新要求。在本次技术改造时，对控制系统进行了一体化改造，统一采用了上海新华控制技术（集团）有限公司的新一代XDC800分散控制系统，实现了机炉电的协调控制，满足了电网的自动发电控制（AGC）的要求。

2、协调控制策略分析

为了保证汽机锅炉之间能量供求关系的平衡，在机组协调控制系统中，锅炉与汽机的控制装置均接受功率与压力的偏差信号。锅炉的负荷是按照汽轮机的需要而随之改变，炉跟机按照给定功率信号变化，利用锅炉蓄热量，使机组实发功率迅速随之变化，在锅炉压力允许变化范围之内，其快速反应，对电网频率调整有利。

为了迅速地满足电网调频的要求，从控制系统方面提高机组的负荷适应性，采用了前馈回路，以充分利用锅炉的蓄热量。同时，对前馈回路的动态和静态补偿精度进行提高，以期更好地完成协调控制系统策略优化。

为了实现协调控制策略，设计了四种控制方式，即：手动方式（MAN）、汽机跟随方式（TF）、锅炉跟随方式（BF）、协调方式（CCS）。

在协调方式下，自动发电控制（AGC ）指令经负荷变化速率限制、负荷上下限限制以及负荷指令闭锁增减运算后，得到的机组实际负荷指令（ULD ），分别送至汽轮机和锅炉主控等回路。

2.1  锅炉主控指令的形成

2.1.1  BF方式前馈信号的形成

前馈信号采用K [ ( P1/PT ) ×PSP] 代表汽机能量的需求。机组处于稳态时，机P1可以代表进入汽机能量的大小；机组处于动态时，汽机调节汽门的开度的改变会使PT偏离PSP ，使得进入汽机能量发生变化，为了满足能量平衡，响应负荷变化，( P1/PT) ×PSP能量平衡信号恰好利用锅炉的蓄热满足了能量的平衡。在变负荷过程中，主汽压力设定值（PSP）经过三阶惯性环节处理后得到的实际压力定值。通过对实际压力定值的延迟处理，以模拟锅炉燃烧中的迟延，这样，在升降负荷时，主汽压力波动明显平缓。

2.1.2  CCS方式前馈信号的组成

主要采用K [MWSP]（其中的MWSP为不包含一次调频的功率给定值）作为前馈信号。功率给定微分，功率变化时起作用；主汽压力设定值微分，变压力时起作用；CCS 方式下主汽压力偏差的微分，压力偏差变化超过0.2MPa时随时起作用。

2.1.3  燃料、风量指令的形成

燃料指令来自锅炉主控指令，锅炉主控指令百分数0-100% 对应折算后的燃料量0-168t。风量指令来自功率给定，根据投切磨的负荷点有一定的折线设计。

2.2  汽机主控指令的形成

2.2.1  在TF方式下

机前压力PT及其设定值PSP的偏差经过PI调节器，输出至DEH，对汽机进行控制，维持机前压力等于给定值。

2.2.2  在CCS方式下

机组实发功率和机组负荷指令进行比较，经PI调节器，输出至DEH。功率设定值由运行员手动或者调度功率给定，CCS方式下主汽压力偏差超过0.2MPa 时的微分，压力偏差变化时随时起作用，再加上一次调频折算的功率偏差分量，形成最终的CCS负荷给定。

2.3  控制方式的切换

当机组锅炉主控和汽机主控均在手动，机组在手动方式（MAN）；当机组锅炉主控在自动而汽机主控在手动，机组在锅炉跟随方式（BF）；当机组锅炉主控在手动而汽机主控在自动或RB发生，机组在汽机跟随方式（TF）；当机组锅炉主控、汽机主控都在自动，机组在协调方式（CCS）。当机组处于手动或汽机跟随时，系统实现功率调节跟踪；当机组处于锅炉跟随或协调时，系统实现压力调节跟踪。因中储式锅炉给粉机下粉不均，会形成汽机跟随方式（TF）下负荷波动较大，因此当锅炉主控切手动时，同时切除汽机主控自动。

3、协调控制策略的优化

为提高机组安全、经济运行，提高自动的投入率，增强协调的抗干扰能力，对协调控制系统策略进行了优化。

3.1  总燃料量折算公式数学建模

对中间仓贮式制制粉系统来说，由于给粉机的转速对给粉量控制特性的非线性，众多给粉机因上述特性不一致，给粉量的测量一直是个难题；以及因上述特性不一致而经常存在的投入自动的给粉机台数变化，在机组负荷较大幅度变化时，投入自动之给粉机转速大幅度变化，造成相应燃烧器燃烧不稳和自动控制与经常需要的手动助调交互作用，对控制过程造成的扰动和控制特性的不确定性等。常用的折算方法有两种：第一：所有在运给粉机转速之和函数关系求得一定的总给粉量；第二：热量信号折算的燃料量，这种方法通常在新华DCS 原设计中属于经典设计。在同一负荷点上，第一种折算方法有两个问题：总转速相等时，在运的给粉机台数会不同；给粉机运行台数相同时，总的转速也存在差异。第二种热量信号不能满足目前电厂煤质变化频繁的情况，参数不易整定。

在本次改造项目，为解决以上问题，采用一种新型的折算公式对总的给粉量进行数学建模。在原有所有给粉机转速求和后，再加入了一个给粉机运行台数的函数关系。即∑ 在运给粉机转速—在运给粉机台数×C；C 值在实际运行过程中需要整定一个最佳值。此公式的应用，对客服燃料内扰引起的压力波动有一定的抑制作用。

3.2  “负荷自动GO功能”的逻辑实现方案

在投入和切除CCS方式时，都让设定值按照设定速率自动GO。在AGC 方式投入时，自动GO的功能为常数1。功率到给定值时自动HOLD。这样使得平时只要在协调方式时，只要出现负荷静态偏差，可随时自动调整。

图1  负荷自动GO功能实现

3.3  “负荷到实际负荷上限闭锁功能”实现

机组在协调方式下的功率给定由三部分组成，实际功率给定、一次调频折算量和主汽压力偏差折算的函数关系。在实际运行中，当实际负荷在额定负荷上下波动时，由于一次调频功能长期投入，在经过几次观察发现有部分时间功率会超过300MW从而产生不合格电量，为了解决这个问题，在协调控制方式的功率调节中增加了一个高选功能块，新华XDC800的PID功能块本身可实现闭锁功能，当协调方式符合给定超过机组负荷上限时，此闭锁功能即开始起作用，以上问题得以解决。

4、协调控制优化效果分析

通过试验，可以得出，机组在稳态时，主汽压力偏差维持在0.3MPa以内，机组实际功率与负荷指令偏差最大值为1.1MW；升负荷工况下，主汽压力与压力设定值偏差最大值为0.44MPa，机组实际功率与负荷指令偏差最大值为1.4MW；优化后提高机组运行参数稳定性、提高机组运行的经济性和安全性等方面效果显著。图3是协调方式下由200MW 续升负荷至300MW时的曲线。

5、结束语

严谨的控制策略是实现机组安全稳定运行的前提，异常情况下的安全自动处理功能是设计的关键，而安全可靠的DCS系统是实现控制策略和事故处理的基础。我们在本次改造项目中，多方面结合现场实际运行工况进行模拟试验，并将优化策略在XDC800上进行了合理准确的组态实现，从而显著提高了协调控制系统的调节品质和安全性，并且有效避免了异常情况的发生。

参考文献

[1] 刘吉臻.协调控制与给水全程控制，水力电力出版社；1995,11:2-5,18-19.

作者简介

王小成：男，2003年参加工作，从事火电厂的自动控制系统的组态和调试工作。