摘要：集控运行的集中管理控制方法主要表现在对机器、炉灶、电资源的最大效率利用上，为维持机组的协调性，应注重整体控制下使用设备的数量等等各项影响因素。经过国内外行业人员的多年研究，对于如何调节已研究出成效较佳的解决方案。该解决方案的实行为电厂系统的自动化管理提供较大的推动作用，笔者根据自身多年从事该行业的经验，将其与电厂现行生产方式紧密结合，做更深层次的探究，希望对行业发展有所助益。
关键词：燃煤电厂；集控运行；机组协调控制；
我国燃煤电力企业的发电能力近年来不断提高，在这个进程之中燃煤电厂充分的发挥了科技的力量，通过大量资金的投入引进了现代、高效的发电设备。但在提高了生产力的同时，传统的管理办法已经不在适用于先进的发电设备，这就需要发电厂能够与时俱进的使用集控运行技术，来对发电设备进行统一管控，并且还需要辅助以机组协调控制技术，以求在保证生产效率提高的同时保证电力企业的安全运行。
一、电厂协调控制系统应用优化方向
1.调节器变参数控制。当系统负荷发生变化时，会在一定程度上削弱负荷调节器调节作用，其中起作用的主要为负荷前馈信号。待系统维持到稳定状态后，目标负荷与实际负荷差异较低时，结束前馈信号动态过程。基于此特点，想要缩短达到目标负荷的要求，可以采取改变调节器参数的方式，来增强调节器调节能力。另外，利用目标负荷与实际负荷存在的偏差，可以通过调整校正调节器积分与比例系数参数来缩小，可以有效解决快速动态响应与稳态平稳矛盾。
2.给水自动调节优化。（1）中间点温度。为确保中间点温度设定的合理性，可以利用分离器出饱和蒸汽压力对应的温度，以及根据实际运行状态，由操作人员通过手动偏置与减温水比例的方式进行处理。其中，利用减温水流量所占总给水流量比值法进行校正，可以弥补手动偏置处理存在的偏差，使得温度调整合理性更高。（2）给水流量。生产活动中如果采取手动给水操作，主调节器输出量会随着水量变化而变化，并且给定值也会跟随中间点温度发生变化。而如果选择用自动给水方式操作时，给水流量设定值由中间温度PID来控制实现。PID计算时增加了机组负荷指令、水冷壁出口集箱温度与锅炉主控前馈作用，其中负荷指令目的是确保给水可以与燃料量变化同步，来确保煤水比维持在一定稳定状态。一般情况下，正常机组运行水与各磨组燃料量经验比值稳定，一旦燃料量发生变化，煤水比发生变化，就会造成给水流量增加。
二、电厂集控运行存在问题
1.主汽压力系统。随着技术水平的不断提升，直接能力平衡公式也日益成熟，被广泛运用于主汽压力系统中，且发挥着重要的作用。但是，间接能量平衡系统的缺陷仍然非常明显，就是在协调退位时，仍然采用能量平衡公式的知识理论，这与实际生产中的情况是相违背的。
2.过热气温系统。过热气温调节主要针对的是煤和水的比例调节。而影响机组过热气温的因素有很多，包括给水温度、燃水比例、空气系数、受热面等多个方面。而过热气温系统虽然有着理论基础作为支撑，但是在很多环节的设计上仍然有很多缺陷，因而生产环节的质量无法得到充分保障，过热气温系统的质量控制方面也受到了一定的阻碍。
3.再热气温系统。再热气温系统相比于单次气温控制，无论是在环节上还是难度上都要更加繁琐。而很多电厂为了节省成本和简化工序，仅仅通过温水来进行温度的调节。但是，这种做法的效果并没有达到预期，相反在一定程度上提升了电厂的成本，增加了经济负担。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆所以，电厂可以尝试考虑煤气循环等方式来完善再热气温系统。
三、燃煤电厂协调控制系统设计方案分析
1.软件系统设计。（1）软件架构。主要包括客户端与服务端两层结构，即C/S架构形式，可以通过两端硬件环境优势，合理分配任务管理内容，来控制系统运行成本。承担服务端的为两台服务器，两者之间能够实现数据实时通讯，起到冗余作用，即便其中一台服务器故障，系统也可以通过自动切换的方式转移到另一台服务器端，确保系统安全运行。承担客户端的为操作员站，主要完成客户端信息向服务器的传递，服务器为客户端服务，此种架构形式可以充分发挥客户操作员站处理能力，在客户端处理后再传送给服务器。（2）功能模块。在对电厂协调控制系统进行设计时，可以将其与集控运行管理系统相结合，通过对各子系统运行状态信息的分析，将其作为协调控制的基础。基于此可以将整个系统的控制模块分为将主控系统、汽机主控、锅炉主控以及子系统等四部分，并且每个模块又分为多个子模块，来实现协调控制系统功能的正常运行。其中，结合燃煤电厂生产特点，重点为汽轮机与锅炉主控系统，主要功能是维持锅炉、汽轮发电机正常运行，在负荷变化率较大情况下，两者之间能够保证能量平衡，来确保主蒸汽压力的稳定，由此可见两者相互联系、相互影响，如果一个出现故障势必会对另一系统的正常运行产生影响。
2.硬件系统设计。（1）网络架构。主要包括现场控制层、系统服务层、检测控制层三部分。第一，现场控制层。将现场控制站DPU与数据采集DPU站集中安装在与主控室相邻电子设备室内，主要负责接收传感器、变送器传输的信号，并利用预先设定控制策略进行逻辑运算，将最终结果传输给现场执行器。第二，系统服务层。即系统服务器，利用冗余网实现与监控层计算机、控制器连接，实现收据信息的接收与发送。第三，监测控制层。包括操作工程师站、操作员站等，主要实现与服务器的实时通讯，完成各项信息的传输。（2）功能模块。1）主控系统。对电网自动调度系统传输的ACC负荷指令，以及运行人员手动调整负荷指令进行限速、限幅处理。如果机组主要辅机出现运行问题，保证机组能够自动进入相应控制系统，将负荷调整到相应目标值。2）锅炉主控系统。可以在自动模式与手动模式下运行，与汽轮机主控系统在机组不同运行条件下来完成控制功能，指令间的锅炉输出与负载匹配关系。锅炉主控系统具有主蒸汽压力闭环控制能力，以及负荷质量前馈控制功能，来确保输入能量符合电厂锅炉节能要求。其中，前馈控制可以起到“一定概调”作用，即对锅炉输入、输出量关系失衡状态进行调整，确保将能量失衡限制在较小范围内。3）汽机主控系统。汽机主控是协调控制系统的执行结构，主要负责协调整个汽轮机整体控制控制，完成各项指令的下达，确保汽机生产活动的正常开展，要求其一般情况下应处于自动状态。汽机主控是机组级协调控制系统与DEH等系统的中间层控制系统，下达指令有由DEH来完成汽轮机调速汽门开度的控制，确保可以获得足够的蒸汽量，满足机组负荷要求，并使得生产系统中锅炉与汽轮机能够处于一个相对平衡的状态。其中，在机跟炉模式下，汽机控制对象为主蒸汽压力，而主蒸汽压力由负荷压力函数生成。
总之，随着经济的发展，对电能的需求越来越大，燃煤电厂的发电机组需要适应不断增强的运行负荷，这种情况下对控制管理系统提出了更加严格的要求。集控运行当中的核心——DCS系统改变了燃煤电厂的生产管理模式，实现集中管理和分布式过程控制；CCS系统将锅炉、汽轮机看作一个生产整体，进行协调控制，使锅炉与汽轮机当中的能量传输保持平衡，响应电网负荷的变化，实现机组的安全稳定运行。基于此，可以将DCS系统与CCS系统结合起来，使CCS系统集成到DCS系统当中，基于DCS的分布式过程控制功能，统和锅炉与汽轮机，实现集中管理和协调控制，确保机组的安全、稳定、可靠运行，为我国的电力事业作出贡献。
参考文献：
［1］张萍斌.燃煤发电技术发展展望.2017.
［2］郎林文，浅谈燃煤电厂集控运行与机组协调控制.2017.
论文作者:范博
论文发表刊物:《电力设备》2018年第36期
论文发表时间:2019/6/6
标签：系统论文; 电厂论文; 负荷论文; 机组论文; 锅炉论文; 汽轮机论文; 控制系统论文; 《电力设备》2018年第36期论文;