2016, Vol. 34 
根据内蒙古电力（集团）有限责任公司的要求，自2016-03-01起内蒙古丰镇发电厂（以下简称丰镇发电厂）的200 MW空冷机组AGC系统需正式投入运行，并按照相关规定进行补偿与考核。为保证AGC功能的正常投入及机组运行安全达到性能考核指标的要求[1-2]，丰镇发电厂对200 MW空冷机组的负荷指令、锅炉主控、煤质自动校正、一次风机变频、送引风控制回路、汽轮机主控、汽轮机调节阀等自动控制系统的控制策略和逻辑进行了优化。
1 控制系统概况 1.1 DCS简介丰镇发电厂200 MW空冷机组DCS采用北京国电智深控制技术有限公司的EDPF NT+分散控制系统，系统包含MCS、FSSS、SCS、DEH、MEH、DAS 6个子系统。机组协调控制系统（CCS）采用DEB（直接能量平衡）控制策略，空冷机组在正常运行状态下投入CCS。机组接收电网调控中心发出的AGC控制指令，通过负荷指令调节燃料、给水、送风量、氧量、炉膛负压、一次风压等协调动作[3]，机组的负荷指令同时送至锅炉侧和汽轮机侧，以协调锅炉和汽轮机的负荷响应。
1.2 CCS组成CCS主要由汽轮机主控（TM）、锅炉主控（BM）、负荷指令设定、压力设定、协调方式切换、频率校正等回路组成，协调控制系统结构如图 1所示。
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图 1 机组协调控制系统结构 |
（1） 增加中调负荷指令偏置。AGC方式下启停磨煤机时，可通过设定AGC指令偏置来修正调度AGC指令，确保AGC方式下磨煤机启停过程中机组能够稳定运行。该功能在机组负荷管理中心AGC指令偏置中进行设置，设置的上、下限值为±10 MW。
（2） 增加2台磨煤机运行时机组负荷上限闭锁功能。当2台磨煤机运行、机组负荷指令达到140MW时，增负荷功能闭锁。
2.2 锅炉主控参数整定原逻辑中，锅炉主控的PID控制为基于主汽压力及主汽压力设定值的调节方式，该设计思想与目前的主流设计理念不符。优化后，CCS方式下锅炉主控调节功能主要由以下3部分构成。
2.2.1 预增减煤动态前馈以调频前负荷指令、目标负荷、负荷速率等为基础构建预增减煤量动态前馈，目的是在机组增、减负荷时，能够快速超调增、减煤量，补偿锅炉蓄热的变化，改善动态控制效果，满足锅炉变负荷工况稳定运行的要求。动态超调前馈煤量逻辑结构如图 2所示。
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图 2 动态超调前馈煤量逻辑结构 |
当主汽压力低于压力设定值0.3 MPa时，触发压力超驰增煤回路；当主汽压力高于压力设定值0.3MPa时，触发压力超驰减煤回路。主汽压力与设定值偏差和给煤机指令的对应关系见表 1。
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表 1 主汽压力与设定值偏差和给煤机指令对应关系 |
通过智能化判断动态超调前馈煤量，确定超调量、超调持续时间、超调开始时间、超调结束时间等，压力保护超驰回路结构如图 3所示。压力保护超驰回路主要设定原则如下：
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图 3 压力保护超驰回路结构 |
（1） 超调量与变负荷速率、实际负荷指令相关联。变负荷速率越快，超调量也越大；负荷指令越高，超调量亦越大（但煤量接近高限增负荷及低限减负荷时除外）。
（2） 变负荷时的超调持续时间由负荷指令、目标负荷决定，当负荷指令（LDCOUT）接近目标负荷或实际负荷接近目标负荷时，超调提前结束。
（3） 遇到增负荷后随即又减负荷时，则增负荷超调立刻结束，同时触发减负荷超调；反之亦然。
（4） 变负荷时，超调量的上升速率、下降速率、投入时间、切除时间等可根据负荷、压力、汽温的变化进行灵活调整。
2.2.3 直接能量平衡（DEB）PID参数整定由调节级压力、主汽压力、主汽压力设定值生成汽轮机能量需求表征信号，由调节级压力、汽包压力微分生成锅炉能量输入表征信号，经过PID运算后的结果作为调节作用的第2项补充，其作用除了动态调节煤量外，还保证了主汽压力静差的消除。以上信号除了可以动态调节煤量，还可保证汽压静差的消除。直接能量平衡PID原理见图 4。
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图 4 直接能量平衡PID原理 |
参数整定过程需要综合考虑上述各信号在锅炉主控调节中所占的比例和时序，在最理想的整定情况下，锅炉能量输入能够完全满足汽轮机侧的能量需求，不发生欠调或超调，汽压、汽温能维持稳态（动态情况下的精确稳定）[3]。
直接能量平衡PID采用了变参数控制，在变负荷情况下，适当减弱了PID的比例、积分作用，避免了煤量超调；同时，在不同负荷区间段采用不同的比例、积分作用，增强了全负荷行程区间的适应性。
2.3 磨煤机启停控制策略优化磨煤机定加载运行时规定最小煤量≥15 t/h，手动方式启动磨煤机对负荷、主蒸汽压力的扰动较大，通常会造成负荷波动20~30 MW。为使CCS或AGC方式下磨煤机启动的扰动尽可能小，增加了与机组特点相适应的磨煤机启、停逻辑。
2.3.1 磨煤机启动准备启动磨煤机时，运行人员手动点击制粉系统画面上的“准备启磨”按钮、延时30 s后投入自动，给煤机转速自动减小6%；磨煤机启动信号返回后给煤机自动调节回路恢复正常调节。投自动给煤机指令达到36%时闭锁减。如运行人员判断该磨煤机有故障，可点击画面“取消启磨”按钮，恢复原保持指令并恢复自动调节。
2.3.2 磨煤机停运当机组负荷降至磨煤机停运点时（即3台磨煤机运行需停运1台），运行人员先把需停运磨煤机对应的给煤机切为手动控制，缓慢调整至给煤机允许的最小转速后停运磨煤机，然后再停运对应的给煤机。停运磨煤机的同时，逻辑自动将投入自动的给煤机指令在原有指令的基础上增加10%，待磨煤机停运信号返回后给煤机恢复自动调节。投入自动的给煤机指令上限为64%（转速约为920 r/min）。
在启、停磨煤机过程中，增加了汽轮机主汽压力拉回回路，当压力偏差＞0.79 MPa时，开始执行压力保护功能。主汽压力与设定值偏差和修正负荷指令的对应关系见表 2，优化后的锅炉主控比例系数及积分时间见表 3。
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表 2 主汽压力与设定值偏差和修正负荷指令的对应关系 |
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表 3 优化后锅炉主控比例系数及积分时间 |
通过设置BTU热值校正回路，用机组实发电功率与当前总给煤指令进行自动平衡计算，将得出的煤质校正系数加入锅炉主控回路中。校正系数的作用是调整锅炉主控自动回路的调节强度，使自动回路能适应不同煤质，达到最佳调节效果。
校正系数取值0.8~1.2，煤质最好时取0.8，最差时取1.2。煤质热值校正回路投入自动时，系统将根据稳态下负荷与总给煤量指令的关系自动计算校正系数；回路切手动时，运行人员可手动设置校正系数。校正系数不影响机组给煤量的统计数据。当机组负荷＞100 MW，CCS投入后热值校正回路自动投入。
2.5 一次风机变频控制系统参数整定如果一次风机变频控制系统参数设定不合适，进入炉膛煤量不能快速跟踪指令，即使锅炉主控参数整定适当，依然会造成供需能量不平衡，表现为汽温、汽压的大幅波动。经过修改一次风压力设定回路，优化了一次风机变频控制系统性能。
2.5.1 将煤量指令更换为负荷指令由于煤量信号不够准确，所以将原设计中煤量对应一次风压力设定值更改为负荷指令对应一次风压力设定值。
2.5.2 加入锅炉指令由于稳态过程中煤量指令会发生变化，根据给煤机指令适当调整一次风压力，有利于加快调节系统响应速率。
2.5.3 加入预增减给煤机指令信号变负荷时，增加一次风压力动态前馈（上下限±0.3kPa），有利于加快锅炉响应速度，减少煤量波动。
2.5.4 手动设定一次风压力设定偏置优化后运行人员可手动调整一次风压力设定偏置（上下限为±10 kPa）。负荷指令、锅炉指令、预增减给煤机指令与一次风压力设定基准值对应关系分别见表 4、表 5、表 6。
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表 4 负荷指令与一次风压力设定基准值对应关系 |
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表 5 锅炉指令与一次风压力设定基准值对应关系 |
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表 6 预增减给煤机指令与一次风压力设定基准值对应关系 |
对一次风机变频控制系统参数进行了优化，将PID参数中的比例系数由0.15调整为0.3，将积分时间常数由10 s调整为30 s。
2.6 送、引风机控制回路整定 2.6.1 送风机控制回路送风机控制回路失调会造成火焰中心扰动，影响锅炉汽温、氧量、负压的稳定性[4]。优化时将风量设定值由煤量对应风量改为负荷对应风量，PID参数也进行了相应的整定，将比例系数由0.27调整为0.42，积分时间由60 s调整为50 s。优化后总风量与负荷指令对应关系见表 7。
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表 7 负荷指令与总风量对应关系 |
引风机控制回路原有参数调节性能偏弱，造成送风量、负荷变化引起的炉膛负压波动不能被及时消除，炉膛负压波动较大，极端情况下会造成引风自动功能退出，进而引发协调、AGC退出。优化时将调节功能适当加强，比例系数由0.043 调整为0.05，积分时间由540 s调整为560 s，提高了负压稳定性。
2.7 汽轮机主控参数整定由于汽轮机对象的反应速度很快，PID参数中时间常数很小，所以优化时用积分来承担主要调节作用，从而避免强比例造成的振荡，使被调量紧跟设定值[5]。优化时将比例系数由0.15调整为0.28，积分时间由30 s调整为15 s。汽轮机主控参数优化后，减弱了比例作用，大大增强了积分作用，利用强积分使负荷快速跟踪设定值而又不会振荡。在基础协调方式下，对负荷响应速率的要求不高，而AGC方式对负荷响应速率的要求很高，所以去除了三阶惯性环节以提高负荷响应速率，优化时将LDC输出三阶惯性环节时间由20 s改为0s。
2.8 汽轮机调节阀特性曲线及重叠度优化根据实际情况对汽轮机调节阀控制参数进行了优化整定，对1号、2号调节阀与3号调节阀的重叠度进行了调整，同时优化了汽轮机调节阀特性曲线，提高了机组的控制品质和调节性能。
3 优化效果 3.1 优化后AGC动态性能优化后机组投入AGC时的负荷扰动曲线如图 5所示。机组在AGC方式下滑压运行，AGC指令变化范围：120~180 MW，负荷变化率3~4 MW/（r·min-1），期间经历了磨煤机启动、停止过程，主要参数的变化情况如下：
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图 5 优化后AGC负荷扰动曲线 |
（1） 主蒸汽温度最高值538 ℃，最低值528 ℃；
（2） 炉膛压力最高值-15 Pa，最低值-65 Pa；
（3） 汽包水位最高值37 mm，最低值-6 mm；
（4） 主汽压力与压力设定值偏差最大为0.58MPa（大部分时间＜0.4 MPa）。
（5） 负荷指令与机组负荷偏差最大为1.4 MW。
3.2 优化后AGC稳态性能优化后机组稳态曲线如图 6所示。机组AGC方式下滑压运行，负荷变化率3~4 MW/（r·min-1），主要参数的变化情况如下：
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图 6 优化后机组稳态曲线 |
（1） 主蒸汽温度最高值537 ℃，最低值536 ℃；
（2） 炉膛压力最高值-24 Pa，最低值-70 Pa；
（3） 汽包水位最高值18 mm，最低值1.2 mm；
（4） 主汽压力与压力设定值的偏差最大为0.04 MPa；
（5） 负荷指令与机组负荷偏差最大为0.4 MW。
3.3 优化后AGC三角波扰动性能优化后三角波扰动指标曲线如图 7所示。机组在AGC方式下滑压运行，负荷变化率3~4 MW/（r·min-1），主要参数的变化情况如下：
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图 7 优化后三角波扰动指标曲线 |
（1） 主蒸汽温度最高值539 ℃，最低值为531 ℃；
（2） 炉膛压力最高值20 Pa，最低值-64 Pa；
（3） 汽包水位最高值35 mm，最低值-9 mm；
（4） 主汽压力与压力设定值偏差最大为0.6MPa（大部分时间＜0.4 MPa）；
（5） 负荷指令与机组负荷偏差最大为0.4 MW。
3.4 AGC自动控制系统优化效果优化前机组变负荷扰动时，主汽温度、主汽压力波动大，基本不具备AGC功能投入条件，通过优化控制策略和参数，机组具备了抵抗负荷大范围变动及三角波频繁扰动（包含磨煤机启动、停止过程）的功能。优化后机组各项控制指标如下：
（1） 机组负荷升降速率：3~4 MW/min；
（2） 负荷调整范围：120~200 MW（60%~100%）；
（3） 负荷调整响应时间：＜20 s；
（4） 负荷静态偏差：一般＜1 MW；
（5） 负荷动态偏差：一般＜2 MW。
4 结语优化后机组各项控制指标良好，机组的抗扰性能增强，满足了CCS 及AGC运行要求，丰镇发电厂200 MW 空冷机组具备了AGC 投入条件。
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