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摘要：分析330 MW亚临界空冷燃煤火力发电机组协调控制系统的控制品质、设备缺陷和控制策略缺陷，提出改进措施，优化AGC控制策略。结果表明，影响AGC调节特性的设备缺陷包括一次风率过大、主汽流量特性曲线失准、DCS版本老旧和汽轮机个别高调门存在流量突变。影响AGC调节特性的控制策略缺陷包括锅炉主控对汽压偏差校正能力不足，燃料主控动作缓慢，负荷-煤量、负荷-汽机主控等关键静态函数设置不合理，主汽压力拉回回路死区的设置存在问题，部分自动控制回路积分饱和严重，若干重要自动控制分系统的自动投入率不高。控制策略优化措施包括增加主蒸汽压力设定值三阶惯性环节，锅炉主控PID积分作用动、静态分离，入带锅炉蓄热程度校正的负荷动态微分前馈，设计带超压保护的主汽压力拉回回路，消除重要分系统积分饱和，修正机组关键静态曲线。
关键词：燃煤火力发电机组；AGC性能优化；两个细则；协调控制系统；控制策略
1引言
新时期下，大型燃煤火电机组参与调峰运行的程度越来越深，对机组协调控制品质的要求日益提高，传统常规控制策略很难达到快速、准确地动态跟踪目标值，自动发电控制AGC响应品质不理想[1-3]。由于系统存在强烈的耦合性，单纯为加快负荷响应速度，势必会造成主蒸汽压力剧烈波动，影响到机组的稳定运行。
自电网公司实施两个细则以来，对火力发电厂的AGC指标考核日趋严格。考虑到电网侧电能控制的要求和火电机组运行稳定的要求，有必要对影响机组AGC跟随调节性能的设备、控制逻辑进行缺陷诊断，提出改进措施，进行优化。
本文拟分析330 MW亚临界空冷燃煤火力发电机组协调控制系统的控制品质、设备缺陷和控制策略缺陷，提出改进措施，优化AGC控制策略，保障机组的运行安全。本文的分析有助于了解火电机组蓄能和调峰调频能力，通过改进协调控制系统的性能，提高AGC投运率和负荷响应速率，以适应现代化大电网运行管理的需要，满足电网调度两个细则的考核要求。
2设备缺陷分析
以国电东胜热电公司的2台330 MW亚临界直接空冷燃煤火力发电机组为例进行分析。影响AGC调节特性的设备缺陷包括：
（1）一次风率过大。由于入炉煤内水含量高，一次风干燥出力有限，为保障磨出口风粉温度，一次风机长期处于中高负荷运行，一次风率约为45%，严重偏离设计值22%。高速、过量的一次风，不仅造成着火点靠后，排烟温度高，主、再热蒸汽减温水量大，炉膛结焦、结渣等问题，更加加剧了锅炉惯性时间，大大增加了CCS控制难度。
（2）主汽流量特性曲线失准。由于大修过程中，主汽调门多次拆装，但未对调门流量特性曲线进行修正。实际流量特性曲线偏离了设计曲线，加剧了系统调节的非线性，不利于汽轮机调功回路准确、快速动作。
（3）DCS版本老旧。DCS分散控制系统是国产EDPF-NT系统，国电智深前一代工控产品，编程环境为DOS环境，组态实现较为不便。另外，模拟量控制在跟踪、切换、抗积分饱和等方面存在一定缺陷，从而造成某些精细、复杂的控制功能无法实现。
（4）汽轮机个别高调门存在流量突变。2号机2号高调门开度上升至31%，或下降至25%时，存在流量大幅突变现象，影响机组负荷跳变6~10 MW，对控制精度指标K2影响较大。
3两个细则和控制品质评价
蒙西电网的两个细则指标参照华北电网文件《华北区域发电厂并网运行管理实施细则（试行）》规定执行。并网发电厂单机200 MW 及以上火电机组和全厂容量100 MW及以上水电机组应具有AGC 功能。加装AGC设备的并网发电厂应保证其正常运行，不得擅自退出并网机组的AGC 功能。新建的应具备AGC 功能的机组，在投入商业运营前应与电力调度机构的EMS 系统进行联调，满足电网对机组的调整要求。若AGC 设备不能与机组同步投产，该机组不能并网运行。
AGC综合调节性能指标为Kp，具体分为：K1-调节速率，K2-调节精度，K3-响应时间。直吹式燃煤火力发电机组的AGC综合调节性能指标要求为：K1≥1.5%´Pe（MW/min）；K2≤1%´Pe（MW）；K3≤60（s）。式中，Pe为机组实时负荷。中储式机组的AGC综合调节性能指标要求为：K1≥2.0´Pe（MW/min）；K2≤1%´Pe（MW）；K3≤60（s）。AGC综合调节性能指标Kp越大，机组整体控制和调节性能越优秀。
额定容量330 MW的亚临界直吹式燃煤火力发电机组，具体执行的AGC综合调节性能指标要求为：调节速率K1不低于4.95 MW/min，调节精度K2不低于3.3 MW，响应时间K3不高于60 s。
4控制策略缺陷分析
影响AGC调节特性的控制策略缺陷包括：
（1）锅炉主控对汽压偏差校正能力不足。负荷前馈、汽压偏差微分和压力设定值前馈等前馈回路缺乏工况修正。
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（2）燃料主控动作缓慢。燃料主控缺乏前馈和变参数设计，实际煤量响应指令动作时间过长，直接加大了制粉系统的惯性时间，增加了调节难度。
（3）负荷-煤量、负荷-汽机主控等关键静态函数设置不合理。负荷-煤量、负荷-汽机主控前馈静态分段函数参数设置不合理，分别造成动态至稳态过渡过程中锅炉主控和汽机主控的调节压力幅度过大，增加了过渡态的时间。汽机主控的调整品质好坏直接关系到AGC变负荷速率K1，精度K2，响应时间K3三项技术指标的优劣。
（4）主汽压力拉回回路死区的设置存在问题。主汽压力拉回回路死区设置敏感，偏差大时拉回力度又相对不足。变负荷过程中，汽压拉回动作频繁，直接降低了变负荷速率和精度。但当主汽压力超限稍大时，汽压拉回控制效果又力不从心，不能及时将主汽压力拉回至合理的范围内。
（5）部分自动控制回路积分饱和严重。自动控制回路的自身设计存在先天不足，加之DCS版本陈旧、功能有限，MCS控制系统普遍存在一定的积分饱和情况。锅炉主控、燃料主控、主、再热蒸汽减温水自动等控制回路积分饱和严重，一旦进入饱和，控制品质迅速恶化。
（6）若干重要自动控制分系统的自动投入率不高。送风自动、氧量校正、一次风压力变频控制、再热蒸汽减温水自动、二次小风门自动等均无法长期有效投入自动运行。
5控制策略优化
控制策略优化措施包括：
（1）增加主蒸汽压力设定值三阶惯性环节，模拟锅炉蒸汽压力真实变动过程。
（2）锅炉主控PID积分作用动、静态分离。引入机组变负荷信号，将锅炉主控PID中Ti参数分离设置，变负荷过程弱化积分作用，变负荷过程结束后积分作用恢复正常，避免了大幅度变负荷工况下积分作用过度积累，稳态过程中合理的积分作用又可及时校正主蒸汽压力偏差。
（3）引入带锅炉蓄热程度校正的负荷动态微分前馈。根据变负荷过程中锅炉蓄热程度的变化，适时校正负荷动态微分前馈的增益，避免降负荷锅炉蓄热过量，增负荷时蓄热被透支，保障主汽压力在合理安全范围内。
（4）设计带超压保护的主汽压力拉回回路。适当放宽拉回动作死区，避免汽压拉回频繁动作影响机组负荷调节精度；当主汽压超过17.2 MPa（额定值16.7 MPa），快速开启主机调门稳定锅炉压力，避免锅炉超压。
（5）消除重要分系统积分饱和。通过弃用系统自动跟踪，搭建手动跟踪，设置合理的边界跟踪切换条件等技术手段，有效消除了锅炉主控、燃料主控、氧量校正等重要分系统的积分饱和现象，大大提高了自动控制品质。
（6）修正机组关键静态曲线。参考机组设计参数，综合考虑夏季、冬季空冷机组工况特点，在分析了大量的历史运行数据后，修正了负荷-煤量、负荷-主汽流量、煤量-二次风量等关键静态函数曲线。
6结论
分析330 MW亚临界空冷燃煤火力发电机组协调控制系统的控制品质、设备缺陷和控制策略缺陷，提出改进措施，优化AGC控制策略，保障机组的运行安全。结果表明：
（1）影响AGC调节特性的设备缺陷包括一次风率过大、主汽流量特性曲线失准、DCS版本老旧和汽轮机个别高调门存在流量突变。
（2）汽机主控的调整品质好坏直接关系到AGC变负荷调节速率K1，调节精度K2，响应时间K3三项技术指标的优劣。额定容量330 MW的亚临界直吹式燃煤火力发电机组，具体执行的AGC综合调节性能指标要求为：调节速率K1不低于4.95 MW/min，调节精度K2不低于3.3 MW，响应时间K3不高于60 s。
（3）影响AGC调节特性的控制策略缺陷包括锅炉主控对汽压偏差校正能力不足，燃料主控动作缓慢，负荷-煤量、负荷-汽机主控等关键静态函数设置不合理，主汽压力拉回回路死区的设置存在问题，部分自动控制回路积分饱和严重，若干重要自动控制分系统的自动投入率不高。
（4）控制策略优化措施包括增加主蒸汽压力设定值三阶惯性环节，锅炉主控PID积分作用动、静态分离，入带锅炉蓄热程度校正的负荷动态微分前馈，设计带超压保护的主汽压力拉回回路，消除重要分系统积分饱和，修正机组关键静态曲线。
参考文献：
[1]周健，张毅龙，陈亚楠，沈跃军，隋晓华，赵俊杰.迎面风速对空冷凝汽器换热效率和背压的影响[J].电力设备，2017，（20）：145，157.
[2]庞冬冬，胡伟，贺延枫，姚俊彦，焦玉明，赵俊杰.330 MW亚临界汽轮机高压调节阀流量特性研究[J].电力设备，2017，（25）：354-355.
[3]兰俊生，马俊峰，张二祥，李孟周，周得福，赵俊杰.汽轮机在部分进汽模式下的顺序阀控制研究[J].电力设备，2017，（26）：423-424.
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[5]胡伟，胡剑刚，任海峰，李洪山，雷俊容，赵俊杰.负荷对汽轮机高压调节阀的动作控制影响分析[J].电力设备，2017，（25）：56-57.
论文作者:张毅龙1,王齐1,任晓敏1,尹进新2,胡伟3,赵俊
论文发表刊物:《电力设备》2017年第34期
论文发表时间:2018/5/14
标签：机组论文; 负荷论文; 锅炉论文; 回路论文; 压力论文; 缺陷论文; 积分论文; 《电力设备》2017年第34期论文;