基于两个细则的协调控制系统优化

基于两个细则的协调控制系统优化

王军锋

（大唐渭河热电厂陕西咸阳712085）

摘要：本文介绍了某燃煤汽包炉火力发电厂协调控制系统优化的方法及试验，通过优化，使得AGC及一次调频考核量有了明显减少。

关键词：协调；AGC；一次调频；优化

1设备概述

某2×300MW燃煤火力发电厂供热、湿冷机组。锅炉为东方锅炉厂的亚临界、一次中间再热、自然循环单汽包、四角切圆燃烧、单炉膛、固态排渣、平衡通风、п型全钢结构的燃煤锅炉，型号为DG—1025/18.2—ⅡC6。汽轮机为哈尔滨汽轮机厂有限公司的亚临界、一次中间再热、单轴、单缸双排汽、单抽供热凝汽式汽轮机，额定功率300MW，最大功率340MW，型号为N300/C250－16.7/537/537。发电机为哈尔滨电机厂有限公司的QFSN-300-2—20B型的300MW发电机。机组DCS控制系统采用和利时公司生产的MACSV系列，DEH系统采用艾默生过程控制有限公司OVATION系统。

2优化范围

为了解决机组的AGC考核情况，本次主要针对协调控制系统逻辑组态、参数设置、磨煤机冷热风控制系统、一次风控制系统、送风氧量控制系统、过热器、再热器减温水控制系统等进行了逻辑检查和在当前逻辑下进行参数优化，以提高机组调节对电网负荷指令的响应速度，减少机组AGC考核量。

3优化内容

3.1检查问题及参数调整

本次AGC优化主要围绕参数调整展开，检查机组电网某月份AGC考核情况发现，机组被考核的主要情况有以下几点：1.负荷指令中压力拉回回路动作，导致实际负荷偏离电网AGC负荷指令；2.汽机主控调节参数弱，在电网AGC指令频繁反向动作时，由于上一指令调节仍未完成，导致下一指令的响应延迟；3.运行人员手动设置负荷下限为153MW，当AGC指令为150MW时，如果一次调频动作大于1MW且持续时间大于1分钟时，静态偏差大于电网AGC要求4.满负荷下，压力设定较低，偶尔出现汽机调门全开情况，当此时电网AGC降负荷时，调门对负荷的调节特性变差，导致负荷调节缓慢，负荷响应时间大于电网要求最低时间。

针对以上问题，做出以下参数修改及优化调整：

1.取消压力拉回回路在较小压力偏差下的负荷拉回功能，减少压力偏差对负荷的影响，将压力偏差大于±0.3MPa开始进行负荷拉回修改为压力偏差大于0.8MPa开始进行压力拉回。

2.优化锅炉主控、机主控参数：（1）锅炉主控中，比例带由80修改为15，积分时间由200修改为450；（2）汽机主控中加强汽机阀门对负荷指令的响应速度，机主控比例带由原来的180修改为220，积分时间由30S修改为4S，尽快消除负荷指令与实际负荷之间的偏差。

3.优化主汽压力滑压曲线，使滑压曲线更加符合运行人员实际运行曲线，原滑压曲线对应满负荷时压力16.3MPa，而在实际运行过程中运行人员担心大负荷变化时，机组出现超压情况，经常设置-0.8MPa的压力偏置，实际运行压力在15.5MPa左右，且运行人员频繁设置滑压偏置，在变负荷过程中会造成一定的扰动，因此优化曲线，减少在变负荷过程中运行人员的操作量同时减少人为干扰。

4.优化一次风压力控制系统参数，首先优化其负荷对应风压曲线，原曲线在负荷在150MW-200MW之间变化时，一次风压不做任何调整，因此，在变负荷时一次风热风响应较慢，容易造成压力波动，同时原一次风控制器参数较弱，优化一次风压控制器参数，比例带PT由90修改为60，积分时间由80修改为40，优化后的负荷-一次风压对应曲线如下：

3.2修改逻辑组态部分

（1）一次风压力控制系统

为了解决在电网负荷指令快速变化时，锅炉燃料系统的延迟问题，需要通过在变负荷时对一次风压进行及时调整，从而使磨煤机一次热风量能够快速响应，提高制粉系统的循环倍率，加强制粉系统对于主汽压力的响应速度，一次风压控制增加以下逻辑：

1）增加负荷指令变化微分至一次风压设定值及执行机构开度指令前馈。

2）增加主汽压力偏差变化微分至一次风压设定值及执行机构开度指令前馈。

（2）磨煤机热风调节控制系统

磨煤机热风风量之间关系到送入炉膛的煤粉量，因此，在机组变负荷提高热风的响应速度可以更好的弥补变负荷对锅炉的蓄热影响，建议增加负荷指令变化微分到热风量设定值前馈。

（3）协调控制系统

对于协调控制系统，为了提高机组的负荷-压力响应速度，对机组锅炉主控及汽机主控回路进行了以下修改：

1）原锅炉主控前馈中，存在较多无用的前馈逻辑，删除无用逻辑，精简锅炉主控前馈。

2）原锅炉主控中负荷-燃料量基准煤量函数、主汽压力偏差微分前馈，主汽压力变化微分前馈，原负荷指令微分前馈保留，但负荷指令中包含了一次调频量，由于正常加负荷与一次调频量对于负荷及燃料的惯性时间是不相同的，因此，将此前馈分为负荷指令微分前馈和一次调频量前馈两部分，此处负荷指令为AGC指令经限速限幅处理后指令，不包括一次调频量（至一次风压、氧量等其他控制系统的负荷指令也用该指令）。

3）增加实际压力变化微分到炉主控前馈。增加逻辑如下：

4）机主控负荷指令中增加2MW的AGC负荷指令微分前馈，在AGC指令在变负荷时，叠加2MW的负荷量，避免AGC至阀门前馈作用过强出现反调；在机主控输出补偿前馈中增加负荷指令函数及负荷指令微分前馈；

（4）送风控制系统

1）送风控制指令由锅炉主控输出经函数F(X)给出，增加以下逻辑，实现先加风后加煤，先减煤后减风功能；

2）原氧量设定值由实际负荷给定，修改为由负荷指令给定。

（5）减温水系统

本机组所有减温水控制系统全部采用串级控制回路，对于和利时（MACS5）系统而言，当辅调节器输出达到上下限时，主调节器如果存在调节偏差，其仍会进行积分运算，因此增加当辅调节器输出达到上下限时，主调节器积分参数切换至无穷大（9999），实现简单的积分分离功能。

4结束语

通过机组协调控制系统及其他控制系统优化，该火力发电机组AGC及一次调频考核量有了明显减少，对提高电网供电质量提供了有利保障。

参考文献

[1]西北区域发电厂并网运行管理实施细则.

[2]西北区域发电厂并网运行管理实施细则,2017.