内蒙古京隆发电有限责任公司（以下简称京隆 公司）600MW机组锅炉由上海锅炉有限公司生产， 型号为SG2059/17.5-M915，型式为亚临界参数、控 制循环、4角切圆燃烧方式、1次中间再热、单炉膛平 衡通风、固态排渣、紧身封闭、全钢构架、П型汽包 炉。汽轮机由上海汽轮机厂有限公司生产，型号为 N600-16.7/538/538，型式为亚临界、单轴、3缸4排 汽、1次中间再热、直接空冷凝汽式汽轮机^[1]。机组 DCS是美国FOXBORO公司生产的CP60系列控制 系统^[2]。京隆公司1号、2号机组分别于2012-03-31 和2012-04-01切改至华北电网运行。 1 指标要求

图 1为机组升负荷过程中AGC调节过程典型曲 线，图中P_Ni为机组额定负荷，P_min，i为可调下限负荷，P_max，i为可调上限负荷，P_di为启（停） 磨临界点负荷^[2]。

图1(Figure 1)

图1 机组AGC调节过程典型曲线

在t₀时刻以前，发电机组在负荷P₁附近稳定运行；t₀ 时刻，AGC向机组发出功率指令P₂，机组随即开始 升负荷；t₁时刻机组功率越出P₁的调节死区，t₂时刻 磨煤机开始启动并持续时间到t₃时刻；磨煤机启动 后，机组继续涨负荷，t4时刻机组功率首次进入P₂调 节死区，并在其附近小幅振荡，最终机组在P₂附近 稳定运行。降负荷时AGC的调节过程与之相反。 《华北区域发电厂并网运行管理实施细则》主 要从调节速率、调节精度、响应时间、投入率等指标 对机组AGC性能进行考核^[3]。 1.1 调节速率k₁

v_N—机组负荷额定调节速率，MW/min。v_N= 1.5%N_e，N_e为机组额定负荷。规程要求京隆公司机 组最小升负荷速率为9MW/min。 1.2 调节精度k₂

综合性能指标K_P代表机组的综合调节能力。

京隆公司2号机组于某日16：59：51接到升负 荷指令，17：01：07控制系统通过调节死区，响应时 间为76s；远动装置网络延迟时间为13s，机组负荷 响应时间共计为89s，大大超出华北电网有限公司 的要求（≤60s）。而《华北区域发电厂并网运行管 理实施细则》^[1]的考核指标更是低至40s，即在AGC 指令发出后的40s内，如果机组实际负荷未能按 AGC指令方向穿越调节死区，那么本次AGC的负荷 调节就被判定为不合格。2号机组AGC负荷响应时 间不合格的原因主要有以下几点。 2.1 汽轮机主控调节作用较弱

16：59：51升负荷指令动作后，16：59：58综合阀 位指令才开始动作，延迟了7s，反映出汽轮机主控 的调节作用较弱^{[4, 5]}。 2.2 进气阀重叠度偏小^[4]

图 2为2号机组进气阀阀位与负荷的关系曲 线。从图中可以看出，16：59：58综合阀位指令开始 动作，机组处于顺序阀方式运行方式，GV1、GV2开 启过程中负荷增长并不明显；直至GV4开启后，负 荷才开始明显增长。

图2(Figure 2)

图2 进气阀阀位与负荷关系曲线

从运行参数监控画面可以看出，负荷指令变化 后，主蒸汽压力在192s后才开始升高。需要对风煤比及一次风系统控制逻辑进行优化，以加快煤粉进 入炉膛的速度^{[6, 7, 8]}。 2.4 主蒸汽压力升速率设置偏高

在滑压升负荷过程中，主蒸汽压力升速率设置 偏高（设定值为0.2MPa/min），导致实际压力与压力 指令的偏差较大（最大偏差为0.85MPa）。由于汽轮 机主控中主蒸汽压力控制回路的“拉回”作用，导致 负荷增长偏慢，从而影响了机组的升负荷速率^[9]。 3 机组控制逻辑优化及远动控制系统升级 3.1 协调逻辑优化

3.1.1 机组调节速率

根据变负荷试验情况和机组实际运行状态，首 先对机组的调节速率进行了优化。因锅炉的燃烧 总是存在滞后，所以锅炉的响应速率是影响机组变 负荷速率的主要因素。亚临界锅炉可以充分利用 汽包的蓄热，能够在较短时间内释放出满足机组负 荷较小变化所需的热量。图 3为优化后汽轮机主控 控制逻辑。

图3(Figure 3)

图3 机主控控制回路

原逻辑中，AGC指令至汽轮机主控回路存在限 幅、限速过程，另外还要经过一个模拟锅炉滞后情 况的3阶惯性环节，整个过程限制了负荷的快速响 应能力。如果能够在短时间内越过该调节死区，将 大大缩短机组的响应时间k₃，还可以在AGC指令小 幅度变化时提高变负荷速率k₁。因此，在汽轮机主 控控制回路中，将主控控制器输入前端处理后的功 率指令与AGC指令做比较后产生的差值经过限幅 后，再与控制器前端指令进行叠加（如图 3所示），即 可使机组负荷超前动作，短时间内快速改变机组负 荷。

在机组负荷超前动作后期若想实现负荷的快 速变化，就不能单纯依靠运行人员手动调整操作。 主汽压力的变化情况是决定机组是否快速响应 AGC指令的最直接因素，升负荷过程中由于负荷的 快速增加，会造成因主汽压力降低而导致的主汽压 力与设定值偏差过大的情况，反之亦然。在控制逻 辑中需要一直监视该偏差量，并将其作为实现机组 变负荷速率自动控制的依据。 3.1.2 锅炉主控制回路

锅炉的燃烧情况也是影响机组变负荷性能的 主要因素，对锅炉主控回路进行了相应调整。 3.1.2.1 锅炉主控前馈环节的修正

在考虑煤质前提下，对负荷速率微分环节、变 压力微分环节、负荷偏差微分环节进行了相应修 正，以满足当前负荷下能够短时间内弥补负荷超前动作而需要的热量，达到快速稳定主汽压力的目 的。 3.1.2.2 主汽压力对一次风压的修正

负荷变动速率的提高会对主汽压力的调节造 成影响，单纯依靠增减煤量来进行调节时，调节裕 量很有限（特别是掺烧劣质煤时）。在主汽压力出 现偏差时，一次风母管压力的变化短时间内会对主 汽压力造成显著影响，需要根据主汽压力对一次风 压进行修正。 3.2 DEH系统优化

汽轮机主控负荷指令的响应速率提高后，对顺 序阀方式下高压调门的重叠度进行了优化，增加了 GV3、GV4的重叠度，使阀门动作后负荷的变化更加 明显，如图 4所示。

图4(Figure 4)

图4 优化后进汽阀开度与机组负荷关系曲线

（1）对远动控制系统软件进行了升级，删除了 AGC有功功率的遥测死区。软件升级后有效地提 高了AGC的调节合格率，而且增加了向网调上传的 数据量。

（2）对RTU系统硬件也进行了升级，增加了与 2台机组DCS的通信功能。同时进行了实际功率测 量信号的同源处理，并且向调度中心送出2路信号， 供调度人员择优选择。 4 结语

京隆发电公司对机组协调控制逻辑进行了改 进，通过对DEH系统阀门重叠度的优化及远动控制 系统的升级，使机组负荷响应时间由改进前的89s 大幅缩短至20s左右，负荷响应速度满足了华北电 网对机组AGC指标的考核要求。