300 MW機組協調控制策略優化

程聲櫻

（臺州發電廠，浙江 臺州 308016）

2010年開始，華東網調對涉網發電機組從運行管理到性能指標進行全面的考核，要求發電機組在鍋爐跟隨協調方式下能快速響應電網負荷，提高機組一次調頻的正確動作率及動作效果。這對機組的一次調頻、自動發電量控制（AGC）調節速率、AGC調節精度等參數提出了更高的要求。

由于各機組類型及輔助設備固有的特性各不相同，需要針對機組的不同特性，采取控制策略的優化改進來彌補某些設備的先天不足，同時利用一些有利條件，挖掘機組的最大潛能。既要服務于電網的高性能指標要求，又要兼顧機組本身的壓力、汽溫等參數的穩定，保證機組的安全運行。以臺州發電廠9號機組為例，對控制策略進行優化改進和逐步完善。

1 機組設備概述及運行狀況

臺州發電廠9號機組為300 MW亞臨界燃煤機組。鍋爐為哈爾濱鍋爐廠有限責任公司生產的1 025 t/h亞臨界參數汽包爐，四角切圓燃燒方式；汽機由東方汽輪機廠生產，為亞臨界一次中間再熱單軸兩缸兩排汽凝汽式，主蒸汽壓力16.7 MPa，主蒸汽額定進汽量912.12 t/h；分散控制系統（DCS）采用上海西屋控制系統有限公司的OVATION系統，該系統提供了良好的人機接口和協調控制系統（CCS）所必須的控制模塊。機組的CCS設計了機爐協調、機跟隨、爐跟隨、基本方式、甩負荷（RB）控制等5種運行方式。

1.1 協調控制概況

機組采用鍋爐跟隨協調控制方式，鍋爐主控調節主汽壓力，汽機主控調節機組負荷。汽機調門可以快速響應機組負荷指令，但壓力的維持需要鍋爐這個大遲延環節來完成。壓力的不穩定一方面影響了汽機調門對機組負荷的響應，另一方面影響了鍋爐本身的調節及主汽溫度等各個參數的穩定。因此，這種協調控制方式下，鍋爐主控如何判斷汽機所需的能量并及時供給燃料是維持鍋爐主汽壓力穩定的關鍵。

鍋爐主控的邏輯圖大致如圖1所示。負荷變動時，通過汽機改變調門的開度響應負荷的需求，與此同時，必須加快鍋爐側燃燒的調整，及時恢復鍋爐蓄熱量，使鍋爐蒸發量與機組負荷相一致。在爐跟機的協調方式下，鍋爐主控指令包含了靜態前饋和動態前饋及壓力控制PID（比例-積分-微分）作用的變化量，靜態前饋作為一個基本指令，是機組負荷所對應的鍋爐燃料量，使鍋爐指令對應于負荷的改變有一個絕對的變化量。當然，煤種的變化靠基本傳輸單元（BTU）回路來修正。動態前饋指在變負荷時，目標負荷減去速率限制后的負荷指令所對應的燃料量，負荷指令作一階慣性和本身的偏差計算，改變鍋爐指令的輸出，以調整變負荷時的初期、中間、結束的不同階段所加的燃料量；壓力控制PID的作用量在整個過程中都參與調節，主要是負荷指令穩定時的靜態調整。

圖1 鍋爐主控邏輯框圖

而汽機主控時，負荷指令經過一階慣性的處理，以避免變負荷初始階段汽機調門的快速響應造成的壓力擾動。負荷指令與實際功率的偏差，通過一個死區設置，加上壓力偏差信號經功率PID調節改變調門開度。壓力偏差信號修正實發功率，當壓力偏差較小時，由鍋爐主控維持壓力，汽機主控不考慮小范圍的壓力偏差；當壓力偏差較大時，汽機主控調節負荷的同時參與壓力的調節，犧牲部分功率，兩者共同作用穩定主汽壓力，保證機組穩定運行。

1.2 原協調控制投運狀況

機組投運后，協調控制系統一直沒有能夠正常工作。主汽壓力控制不穩定，時常呈振蕩擴散現象，無法適應AGC運行。例如某日機組負荷273 MW，主汽壓力17.2 MPa，4臺磨煤機運行，總煤量114 t/h，爐膛負壓-114 Pa。因為一個小擾動，主汽壓力下降，CCS控制鍋爐主控輸出增大，調節總煤量增加。主汽壓力從最低16.4 MPa回升，鍋爐主控輸出減小，總煤量也從最大121 t/h開始減少。盡管總煤量減小到108 t/h，且汽機主控參與了壓力調節，負荷從273 MW增加到281 MW，但主汽壓力還是穩步上升至18 MPa，通過手動干預方才回落。

2 協調控制不穩定原因分析

2.1 一次風量測量不準

磨煤機一次風量測量裝置原采用浙大協和環保技術有限公司威力巴在線風量測量裝置，該裝置在風量動態變化時，測量值時常與磨煤機風門調節擋板變化（實際風量）不符，嚴重影響了鍋爐的正常運行。如某日機組負荷200 MW，3臺磨煤機運行，機組處于穩定工況運行。19：42機組開始加負荷，操作員逐步設高負荷目標值，最高設到207 MW，總煤量也僅從77.3 t/h加至79 t/h，主汽壓力卻從原來穩定的14.4 MPa沖高至15.5 MPa，之后回調又跌至13.6 MPa。其他各主要參數也同時大幅度波動（見表1），究其原因，還是磨煤機風門過調所致（見表2），其中對壓力波動影響最大的是C磨煤機。通過對磨煤機冷熱風門的手動干預，協調控制在經歷一輪波動后才基本調回原穩定狀態。

表1 擾動過程中各主要參數對比

表2 擾動過程中磨煤機風門開度對比

為此，在機組大修時，將5臺磨煤機的風量測量裝置改為杭州意能節能技術有限公司研發的文丘里一次風測量裝置，有效改善了測量風量與風門擋板變化的一致性，且基本能反應磨煤機運行中風量的動態變化。

2.2 鍋爐遲延慣性大

為測試鍋爐的反應特性，在機組穩定運行時，保持汽機主控調節負荷，將鍋爐主控手動改變輸出，通過曲線觀察壓力的變化趨勢。9號機組鍋爐從給煤至鍋爐產汽，即鍋爐壓力開始有明顯的變化，需要將近5 min的時間，比7號機組明顯偏慢，說明9號機組鍋爐遲延慣性較大。

2.3 鍋爐蓄熱小

原協調控制邏輯中，只考慮8.5 MW以上的負荷變化時，鍋爐主控有動態前饋作用產生。在負荷擾動試驗中發現，即使5 MW的負荷變化，鍋爐主汽壓力也同樣存在明顯下降的趨勢。這種情況下，依靠靜態前饋及PID的作用，燃料量供給無法及時跟上。同時，發現在鍋爐本體吹灰時，主汽壓力也有明顯的下跌，有將近0.5 MPa的偏差，這樣的鍋爐特性很大程度上制約了AGC的快速響應。

3 協調控制策略的優化

3.1 穩態工況下PID參數整定

由于鍋爐遲延慣性較大，在穩態過程中，稍強的積分作用就會導致壓力調節的小幅振蕩。因此，將鍋爐主控的PID的積分時間由250 s增大至330 s。

3.2 增加壓力偏差變化的微分作用

在穩態工況下的參數整定中，壓力偏差變化的微分作用過強，反而導致了鍋爐主控指令的無為擾動，所以微分作用只能設置在一個比較折中的合理范圍。但是，在主汽壓力平緩的變化中且偏差逐漸變大時，微分作用又沒有明顯的表現。為此，在原來的基礎上再增加一路獨立的壓力偏差微分作用，壓力偏差每變化0.2 MPa為一個周期，此回路通過記憶當前的壓力偏差值，當累積達到0.2 MPa的變化值時，回路通過一階慣性和當前值的偏差產生一定的分量前饋疊加于鍋爐指令，也就是鍋爐指令在壓力偏差每變化0.2 MPa時，改變一定的輸出值，以改善壓力調節的動態補償，如圖2所示。

圖2 增加一路微分作用

3.3 增加小負荷變化的動態前饋

由于鍋爐蓄熱小，在增加5 MW的負荷擾動試驗時，主汽壓力也有明顯的下跌。因機組在投入正常的AGC運行時，AGC指令變化幅度大多在4～8 MW。而原有大于8.5 MW負荷變化的動態前饋已整定合理，且此動態前饋已包含了負荷變化的初始、中間、結束不同階段所加的燃料量。盡管在大負荷變化后期包含了小負荷的變化范圍，但在大于8.5 MW負荷變化中的后期所加的燃料量與小于8.5 MW負荷變化時的前期所加的燃料量有所不同。所以，這種控制策略很難在原有動態前饋的基礎上，整定出包含小負荷變化的動態前饋。可再增加一路獨立的小負荷變化的動態前饋，并且當有大負荷變化的動態前饋時，要屏蔽小負荷變化的動態前饋的產生，以避免大負荷變化后期有雙重的動態前饋分量產生。

3.4 利用磨煤機一次風量前饋

9號機組制粉系統配置5臺中速HP磨，為四用一備，磨煤機熱風調節擋板控制磨煤機一次風量，冷風調節擋板控制磨煤機出口溫度。從表2中可以看出磨煤機熱風擋板的調節變化，對主汽壓力的影響非常大。可增強煤量和一次風量的前饋作用，充分利用磨煤機內的蓄粉，迅速改變給煤量，使鍋爐的燃燒率發生變化，從而縮短遲延時間，彌補鍋爐慣性大的不足，但運行波動增多且調整過程加長。因此需合理調整，達到兼顧縮短遲延時間和減少運行波動的目的。

如某日16：40，機組運行工況穩定，機組負荷200 MW，鍋爐總給煤量82 t/h，磨煤機C當前煤量22 t/h，運行人員為減少石子煤，將磨煤機C熱風門退出自動，手動將風門開度23%調至33%,一次風壓從3.4 kPa提升至5.4 kPa，一次風量72 t/h上升至92 t/h，主汽壓力立刻開始上升，經過8 min從14.4 MPa一直上升至15.3 MPa，鍋爐總給煤量從82 t/h減至80 t/h，汽機主控由于壓力偏差的參與調節，負荷上升了11 MW。

機組AGC運行時，負荷指令變化頻繁且幅度小，煤量通過鍋爐指令分配到4臺磨煤機后變化不大，而磨煤機一次風量前饋一般是根據煤量指令產生的，所以正常的一次風量前饋可能在時間及幅度上有所欠缺。設想用機組負荷指令的變化直接產生一次風量的前饋作用于磨煤機熱風擋板，此邏輯暫還沒有實施。

3.5 變負荷時動態改變壓力設定值

動態前饋的參數整定在負荷擾動試驗中取得，一般在機組運行穩態時進行。機組AGC運行時，如在加負荷的某個時刻，出現壓力偏差大，由于鍋爐蓄熱較小，必然導致主汽壓力的急速下跌。此時PID的作用分量大大加強，加上負荷變化產生的動態前饋已基本包含了整個過程所需的燃料量，導致在加負荷過程中，多給了燃料量，常常出現后期嚴重超壓。同理，減負荷時會出現過減燃料量的情況。

因此由于負荷變化，當動態前饋量產生且壓力偏差大于某一值時，需把壓力偏差的量疊加到壓力設定值上，在負荷變化的過程中，抬高或降低壓力設定值，以減小PID的作用。即在有動態前饋產生時，讓PID基本不起調節作用。邏輯如圖3所示。

圖3 變負荷時動態改變壓力設定值

3.6 合理分配壓力限制回路的權重

協調控制主要是對具有大慣性、大遲延的鍋爐和響應速度較快的汽輪機之間的控制指令進行協調。為了在機組變負荷過程中盡可能保證主蒸汽壓力的穩定，在鍋爐跟蹤協調控制方式下，將主蒸汽壓力的偏差信號引入汽輪機側的負荷控制回路中，以使汽輪機控制和鍋爐控制共同穩定主蒸汽壓力，但這會降低對AGC指令的響應速度，影響AGC的調節精度。在機組變負荷初期，希望通過主蒸汽壓力的合理波動來提高機組對負荷指令的響應速度和AGC的調節精度，因此可將壓力限制的定值放寬及縮小功率調節回路的死區。

改進措施：原汽機主控邏輯中，壓力偏差信號參與負荷調節的死區從-0.2～0.2 MPa改至-0.5～0.3 MPa，權重系數6.3不變，壓力偏差在-0.5～0.3 MPa的范圍內，汽機主控完全根據負荷指令調節實發功率。但是，這種快速響應負荷又不兼顧壓力偏差的調節方式，很容易在267 MW以上的定壓段出現鍋爐超壓嚴重，甚至危及安全門的動作及機組的安全運行。為此，再增加一路壓力偏差信號參與負荷調節，不設置死區，權重系數放大至12，但只有當主汽壓力超過17 MPa時，才切至此回路，以犧牲較大的功率保證機組的安全運行。增加的邏輯如圖4虛線框內所示。

3.7 增加一路負荷指令一階慣性回路

圖4 壓力高時增加壓力偏差參與負荷調節回路

機組AGC投運時，大部分負荷指令變化幅度小于8 MW，指令變化周期一般為40～50 s。AGC指令變化頻繁，考慮到下一個周期指令極有可能回到原來的值，因此，將汽機主控中負荷指令的一階慣性時間縮短，由30 s縮短至10 s，以快速響應負荷變化。考慮到機組在負控狀態下，如果負荷指令變化大于10 MW，或負荷在小幅度變化連續加減的情況下，這種快速響應負荷的方式必然不能維持主汽壓力在正常范圍內。

改進措施：再增加一路負荷指令的一階慣性環節回路，時間參數為40 s，此時當負荷變化大于10 MW或在1 min內連續2個指令變化累加大于10 MW時，汽機主控切換至此回路運行，如圖5所示。例如：假設某時刻第1個負荷指令加6 MW，負荷指令走10 s的一階慣性回路。45 s后，第2個負荷指令再加6 MW，此時負荷指令走40 s的一階慣性回路。若第2個負荷指令是減6 MW，那么負荷指令還是走10 s的一階慣性回路。

進一步的設想：機組變負荷時，根據當前實際壓力的變化速率和壓力偏差的加權組合，更能合理地確定當前變負荷的一階慣性環節時間，實現慣性時間根據當前壓力實際情況可變的目的。由于9號機組DCS系統組態軟件的限制，此設想沒能得到實現。

4 結語

圖5 增加一階慣性回路

臺州發電廠9號機組通過對協調控制策略的優化改進，彌補了機組設備的一些先天不足，已能基本適應目前的AGC運行，調節精度也能達到中上的水平。但是，一些邏輯上的修改及參數設置可能還不是很合理，需要在平時的維護中，多發現一些不足之處及不斷摸索設備的特性規律，以進一步完善控制邏輯。當然不建議在機組正常運行時，對控制邏輯作修改與下裝，以確保運行機組的安全。

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