一、循环流化床机组协调控制系统
国华宁东电厂一期2×330MW机组配置循环流化床（CFB）锅炉，机组控制系统采用杭州
和利时有限公司生产的MACSV
DCS，为DCS、数字式电液控制系统（DEH）一体化设计，协调控制系统采用直接能力平衡（DEB）协调控制方式，在协调控制策略中采用了机组能量平衡的自解祸控制，从而自动补偿机组滑压变负荷中锅炉蓄热、负荷斜坡变化调节器的静差，其主要包括指令运算回路、锅炉主控、汽轮机主控、负荷和压力设定、协调方式切换、一次调频等，主要信号有机组负荷、调节级压力p1、主蒸汽压力pT和汽包压力pb，协调控制调节器输出锅炉燃料量和汽轮机
调节阀开度指令。
pl与折比值（p1/ PT）为汽轮机调节阀开度，开度不受燃料量（内扰）的影响；能量平衡信号为（P1/pT)×ps, 即汽轮机预期输入功率，其中ps为主蒸汽压力设定值；热量信号HR=p1+C(dpbdt) ，其中C为锅炉蓄热系数；热量指令BD=（p1pT)×ps＋(p1pT)×ps ×K1×d(p1pT)×ps)dt+K2×dpsdt，其中K1、K2为调节参数。
二、一次调频的控制要求
一次调频速度变动率ζ应在4％～5％之间；一次调频死区小于±2r/min(0.034Hz) ；一次调频的响应时间＜3s，稳定时间＜60s，且一次调频动作后15s调频负荷应达到理论计算调频负荷的90％；额定负荷220～350MW的火电机组限制幅度不小于机组额定负荷的±8％。根据DL/T 711—1999《 汽轮机调节控制系统试验导则 》和华北
电网管理办法规定的电液调节型机组容量大于200MW，一次调频迟缓率应小于0.06％。
三、存在问题及解决方案
在机组一次调频动作时，其DEH阀门控制前馈直接作用在阀门控制指令上，控制汽轮机调节阀开度，并且在协调控制系统的功率控制回路中改变设定值，使PID调节回路不发生反向调节现象。但是，一次调频动作引起协调控制系统不稳定的现象时有发生，而引起这种现象的主要原因是p1的突变。一次调频控制见图1。
在DEB控制回路中，由于能量信号与能量需求信号的稳态值相同，不会对控制系统造成影响，但p1的突变对2个信号的动态微分值影响较大，尤其对能量信号的影响。根据CFB锅炉大延迟、大惯性的特点，通常需要将能量信号和能量需求信号的动态微分值调整得较高，但这样会造成系统煤量的大幅波动，影响主蒸汽压力，导致机组协调控制系统波动，甚至震荡。对此，根据汽轮机调节阀与p1的关系，在协调控制系统中增加动态解藕前馈（图2) ，根据阀门实际开度与P1的关系计算得到解藕系数C。
在一次调频过程中，由于CFB锅炉的高等级蓄热，可不考虑频率较高的随机分量；对于DEB协调控制系统，频率较低的脉动分量和有规律的持续性分量能够使控制系统及时响应并进行调节，且不影响机组的正常运行；CFB锅炉在煤量稳定的条件下，主蒸汽压力与压力设定值存在一定的偏差，但不影响机组的负荷响应速度，具有很强的适应能力；根据实际p1拟合得到补偿环节的系数，符合实际工况。
在机组负荷为90％、偏差值为8r/min的一次调频试验各主要参数变化曲线见图3。由图3可见，国华宁东电厂使用本文方法，获得了较好的控制效果，消除了一次调频动作引起的协调控制不稳定性。
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