机组协调控制系统的优化设计与实现

330MW机组协调控制系统的优化设计与实现The Optimization Design and Implementation ofCoordinated Control System for 330MW Unit摘要：结合本单位实际应用，通过对DEB协调控制系统本质特征的深入分析，从指令信号间接平衡的角度，研究了DEB协调控制系统的优化 问题。系统投入运行后，机组协调控制系统的控制品质得到了明显的改善，机组能够较好地适应滑压方式运行及AGC控制。关键词：协调控制；优化；AGC控制ABSTRACT: To combine the reality of our company, through analysis the substantive characteristics of DEB coordination control system, from the standpoint of demand signal indirect balance researched the optimize of DEB coordination control system. When the system to put into use, the quality of coordination control system improved clearly, And electric generating set can be fit sliding press mode and AGC control better.KEYWORD: coordination control；optimize；AGC control1. 引言从电网的角度看，协调控制系统（CCS，Coordinated Control System）是联结发电机组与电网的纽带，是自动发电控制（AGC，Automatic Generation Control）在发电侧的执行者，是电网综合自动化的基础；从单元机组的角度看，协调控制系统是发电机组运行过程中能量供需矛盾的协调者，它能够综合运用多种控制手段，克服机炉间存在的动态特性差异，使锅炉-汽轮机系统成为一个有机的整体；从局部控制回路的角度看，协调控制系统是确保机组整体性能的指挥者，它历经电能产生的整个过程，能够从全局的高度审视机组的运行状况，指导燃烧控制、汽温控制、给水控制等子系统以更恰当的方式参与工作在提高经济效益和社会效益方面，协调控制系统也能起到积极的促进作用.首先，协调控制系统具有的负荷快速跟随能力和良好的低负荷运行性能为电力企业基于经济性的负荷调度提供了可能；其次，良好的控制品质能够提高机组运行的稳定性，减少运行事故的发生，为电网安全提供保障；再次，可以把主、辅机的健康状况融入到基于协调控制系统的优化中，用以延长机组的使用寿命，提高机组可用率；最后，以提高协调控制系统控制品质为目的的燃烧优化还能够减少污染物的排放，为电力生产带来一定的环保效益国电内蒙古东胜热电有限公司共有2台330MW单元制发电机组，控制系统采用国电智深公司的EDPF-NT控制系统，均设计了机组协调控制系统，运行方式主要为DEB协调控制系统和以锅炉基本（机跟炉）为基础的协调控制系统。2. 优化设计原则结合国电内蒙古东胜热电有限公司330MW机组的实际情况及运行需求，协调控制系统的优化设计应遵循如下原则： 多种运行方式。系统应具备机炉协调、锅炉跟随、汽机跟随等多种协调方式，以满足机组对不同工况的运行需求； 基本功能完备。改造后的系统应具备协调控制系统正常运行所需的所有功能，包括压力设定点生成、一次调频投切、变负荷速率设定、闭锁增/减、RB功能等； 确保系统安全。改造后的系统既要确保新增部分的逻辑关系、信号连接、参数设置准确无误，又要确保新增部分与原有部分的有效配合。最大限度地保证系统运行的安全性和可靠性； 提高运行水平。有针对性地采用适应滑压运行方式的控制结构和控制策略，在保证系统满足AGC负荷需求的同时，提高主蒸汽压力的设定点跟踪能力； 实现整体优化。在对协调主控系统进行改造的同时，还要兼顾主要子系统的优化，包括燃烧系统、汽温系统等。通过采用一些切实有效的改进措施，从整体上优化机组的控制品质。2.1 协调控制系统的总体结构及功能针对上述的优化设计原则，确定协调控制系统的总体结构如图1所示。目标负荷运算回路运行人员手动指令频差指令负荷指令接口回路锅炉主控系统汽轮机主控系统燃料主控PT热值校正回路中调指令ADSB主蒸汽压力定值形成回路图1协调控制系统的总体结构该结构能够满足机组正常运行及事故状态中的各种功能需求，主要包括： 手动(BASE)，机基本(BF)，炉基本(TF)和机炉协调控制(CCS) 四种协调控制方式无扰切换。 压方式和滑压两种压力运行方式选择。 目标负荷运算。 锅炉主控系统。 汽机主控系统。下面就一些主要的功能设置进行简要介绍。2.2 协调控制系统的功能组成2.2.1 负荷指令处理回路机组的目标负荷可由运行人员设定，或接收电网调度系统（ADS）发来的中调指令，同时配合相应的频差信号校正。由目标负荷生成实际负荷指令通常受到四个方面的限制：机组最大可能出力限制；主要辅机故障限制；负荷变化速率限制；最大、最小允许出力限制。机组的最大可能出力主要考虑磨煤机的运行状况（对于直吹式制粉系统），由磨煤机的运行台数确定。以额定工况下三台磨运行、一台磨备用为例，每切除一台磨煤机，机组最大允许出力减少33%；少于两台磨煤机运行时，机组不能维持在自动状态，主要控制系统切为手动。机组的主要辅机发生故障时，协调控制系统进行快速减负荷操作，将机组负荷强制降低到尚在运行的辅机能够承担的负荷范围。由于辅机故障可以明确检测，各辅机所能承担的负荷也有对应的数值，因此，在允许出力计算回路和负荷变化率计算回路分别设置辅机故障快速减负荷的目标值及快速减负荷速率。与协调控制系统相关的过程参数（如机前压力、实发功率、燃料量、给水量、一次风压等）的调节品质与机组的负荷变化率及变化幅度有关。当某些参数偏差过大时，需要通过闭锁增/减或迫升/降等措施，限制实际负荷指令的变化或迫使负荷指令向相反的方向动作，从而避免机组调节品质的进一步恶化。为此，负荷指令处理过程也要进行相应的逻辑设置。在负荷指令的处理过程中，当多种出力限制情况同时发生的时候，要根据事件的迫切程度，按照一定的优先级，对负荷指令的幅值限制及变化速率限制进行快速修正，确保机组负荷向正确的方向变化。机组负荷指令处理过程如图2所示。频差信号运行人员指令中调指令辅机故障甩负荷速率磨煤机运行台数目标负荷运算回路实际负荷指令图2 机组负荷指令处理回路原理图ADS输入指令经限幅后，送入机组主控MA。机组主控具有两种状态：自动或手动。当主控处于自动状态时，机组处于AGC方式，此时机组目标负荷接受的是ADS的指令；反之，机组处于独立运行，在这种情况下，机组的目标负荷可以是运行人员设定的目标负荷(处于协调方式)。或跟踪实际机组负荷(非协调方式)。当发生RUNBACK工况时，需置机组主控为跟踪状态。AGC投入允许条件：(1)ADS信号有效(2)机组处于协调运行方式(3)不存在RUNBACK工况在以下情况切除校正回路：(1)不在协调控制方式(2)电网频率信号无效(3)机组处于RUNBACK工况下列情况机组指令闭锁增：(1) 汽包水位偏差超过正的允许值(2) 总风量燃料量(3) 机前压力偏差大（机前压力过低）2.2.2滑压运行方式及联合变压曲线设定滑压运行方式的优越性主要表现在汽轮机方面，对汽包锅炉来说，滑压运行有不利的一面。当负荷变化时，汽包内的饱和温度随汽包内压力的变化而变化，使汽包内、外壁温差变大，热应力增加，从而对汽包等厚壁设备产生不利影响。滑压运行时，随汽压变化锅炉的蓄能也在变化。当负荷指令增大时，控制作用（增加锅炉燃烧率）不仅要满足增大负荷的需要，还需满足升高汽压（增加锅炉蓄能）的需要，显然与定压运行相比，要求加强控制且控制时间增长。因此，机组在滑压运行时负荷响应的速度减慢。因此，为加快机组负荷响应速度和具有一次调频能力，不宜采用纯滑压运行，而应采用节流变压运行方式，即汽轮机调节汽阀不是处于全开，而是处于接近全开的位置。具体的做法是：将调节汽阀均开至90%多的位置，留有一定的调节余地，当负荷要求增加时，首先开大汽轮机调节阀，利用锅炉蓄热，尽快适应负荷的变化；稳态时，调节汽阀开度回到起始状态。这种运行方式在上述适应负荷变化的控制中，汽压的波动比定压运行方式时要大。基于上述分析，机组的联合变压曲线的设定应如图3所示。PTTN1N2100NPTTPminPmax0T0图3 机组联合变压运行曲线当机组功率小于N1时，机组作定压运行，汽压给定值为Pmin，通过汽轮机调节汽门开度的变化改变机组的实发功率。当机组功率在N1与N2之间时，机组作滑压运行。在具体实现中，还要解决下面的一些技术问题：定压滑压方式选择(1)当机组未投协调控制时，为定压控制方式(2)当机组投入协调控制后，可由运行人员选择定压或滑压运行方式(3)发生RB工况时，切为滑压控制方式2.2.3 汽机主控系统汽机主控系统结构简图如图4所示。负荷指令来自操作员或自动调度系统ADS，并根据机组实际设有上下限及变化率限制。实发功率控制采用串级控制结构，副回路为快速回路，用来补偿控制阀开度、摩擦及滞后造成的非线性。汽机汽压调节器(TF方式)或功率调节器(DEB方式)的输出指令通过汽机主控发送到DEH系统。DCS与DEH的控制接口采用增减脉冲方式。DCS通过比较汽机主控指令与DEH负荷参考信号的偏差决定是否发出DEH负荷增或DEH负荷降DO信号。当两者的偏差在调节的死区范围内时，不再发出增减信号，DEH侧采用计脉宽的方式增减目标负荷。图4 汽机主控系统汽机主控增减闭锁：(1) 当主汽压低于设定值一定值或DEH目标负荷已达高限时，汽机主控指令闭锁增(2) 当主汽压高于设定值一定值或DEH目标负荷已达低限时，汽机主控指令闭锁减汽机主控自动允许条件：(1) 选择TF方式且主汽压信号有效或者选择DEB方式且功率信号有效、功率偏差不大(2) 汽机主控指令与DEH负荷参考信号偏差不大(3) DEH投入CCS遥控(4) DEH负荷参考信号有效2.2.4锅炉主控系统锅炉主控系统相当于负荷指令处理回路与锅炉燃烧控制系统之间的接口。它既可以工作在自动方式，也可以工作在手动方式，能够完成单元机组在各种工况下的控制功能，协调锅炉出力与负荷指令之间的匹配关系。锅炉主控系统简图如图5所示。图5 锅炉主控系统上图中，负荷指令经动态前馈环节Kff作为锅炉指令的前馈信号，在变负荷的动态过程中，在输入和输出能量平衡关系将要失去或不平衡刚刚发生的时候，使能量的失衡限制在较小的范围内，可以起到“粗调的作用”。能量指令计算模块根据P1、PT、Ps计算出每一时刻汽机侧对锅炉侧的能量需求，这个能量需求进入锅炉指令限制模块后，根据操作员预先设定的参数计算出在正常工况下的锅炉指令。它的输出再进入RUNBACK模块，RUNBACK的输出是在重要辅机故障条件下的事故锅炉指令。最后一个伺服模块对前三个模块计算出的锅炉指令根据实际工艺参数的偏差，通过方向闭锁和迫升迫降进行最后的调整，用它去控制燃料量和风量。锅炉主控MA用于给定整个机组的总燃料量定值，锅炉指令同时作用到燃料主控及送风控制回路。在锅炉主控未投自动时，其输出指令跟踪机组的当前负荷。正常工况下，锅炉主控MA的输出总是小于机组的最大允许负荷。当发生RB工况时，锅炉主控输出指令切换到RB指令，按一定的RB速率快速降负荷。此时，锅炉主控MA及调节器跟踪RB指令。锅炉主控自动允许投入条件：(1) 任一给煤机投入自动(2) 送风投入自动(3) 给水投入自动(4) 汽包压力信号有效(5) 汽机一级压力信号有效(6) 主汽压力信号有效锅炉主控切手动条件：(1)锅炉主控允许投入条件不满足(2) 主汽压力与设定值偏差大(3) MFT2.2.5燃料及送风控制锅炉主控指令同时作用到燃料主控及送风控制回路，进行增减燃料及配风。根据“增负荷时先加风、后加煤，减负荷时先减煤后减风”的原则，采用一阶惯性环节和大选及小选等行之有效的方法进行风煤交叉联锁。另外，可以通过限制最低风量设定值确保不会出现风量低跳炉的情况。能量平衡信号经过动态校正与机前压力修正后，形成燃烧率指令。燃烧率指令与实测燃料输入的偏差进入燃料调节器作比例积分运算。同时，指令信号作为前馈引入燃料调节器，以改善系统的动态特性。燃料控制框图如图6所示。经过风煤交叉联锁后的燃料指令作为燃料量调节器的设定值。机组实际的总燃料量作为被调量，通过燃料调节器进行闭环调节。燃料主控调节器的输出作为各给煤机的要求指令进行煤量的调整。任意一台给煤机投入自动后，燃料主控即投入自动调节，保证在个别给煤机转速手动时对系统变量不产生扰动。当所有给煤机都在手动控制时，燃料主控调节器跟踪所有给煤机的平均指令。图6 燃料控制框图(1)总燃料量计算总燃料量=经热量校正后的各磨煤机总给煤量+燃油流量，所有的量按机组的额定负荷折算成百分数。单台磨煤机的给煤量：磨运行时按给煤机的实际给煤量计算；磨停运时，计为零。热量校正：煤种变化时，煤的发热量会发生变化。此时需对实际的燃料量进行修正，补偿因煤种变化而引起的锅炉调节器参数的变化。(2) 燃料调节器比例系数修正随着投入自动的给煤机数量的增加减少，燃料调节器的调节能力相应减少增加，此时需对调节器的比例系数作一定量的修正，使得燃料调节器的参数能适应任何工况。目前，这种修正是通过调整燃料调节器的输入偏差实现的。(3)燃料调节器增减闭锁：当总风量总燃料量时，闭锁燃料调节器指令继续减小；当总风量总燃料量时，闭锁燃料调节器指令继续增加。锅炉指令同时被送往燃料控制回路与送风控制回路。在送风控制回路中，该信号经过煤/风比校正后作为送风量指令去控制两台送风机入口档板开度。送风控制回路框图如图7所示。图7送风控制回路框图2.2.6子系统的优化设计作为机组的主控系统，协调控制系统能否正常投运取决于其相关的各个子系统（过热汽温控制系统、再热汽温控制系统、炉膛负压控制系统、水位控制系统、一次风量控制系统等）工作是否正常、性能是否良好，任何一个子系统的故障都会导致协调控制系统的品质下降甚至解裂。因此，相关子系统的调试是协调控制系统投运的关键环节。本项目中，需要重点关注和解决的子系统是主汽温度控制系统。滑压运行时，主汽温度的控制将变得更加困难。由于负荷指令前馈造成过量燃烧，主汽温度开始时急剧增加；但当蒸汽流量随之增加后，主汽温度又开始下降。另外，由于机组自身设备存在缺陷，经常出现减温水压力低，减温水流量不足的情况。因此，从克服扰动影响、提高过热汽温的负荷适应能力、优化过热汽温控制品质的角度，我们在原汽温控制系统的基础上加入了下述的前馈作用：(1) 燃料指令的前馈。优点：该前馈能快速体现机组负荷的变化；缺点：受煤质影响较大。(2) 热量信号的前馈。优点：能较准确地体现锅炉能量供需关系的变化情况，比燃料量指令更准确地体现了锅内吸热情况；缺点：相对于燃料量指令信号反应较慢。(3) 排烟温度的前馈。该前馈的响应速度应介于燃料量指令和热量信号之间。但排烟温度与蒸汽温度的对应关系还需要通过试验进一步明确。(4) 给水泵出口差压前馈。在给水泵出口压力足够大的情况下，通过给水泵出口差压信号的加入，能够对减温水流量起到一定的动态修正作用。具体实施时将四个信号采用加权求和的方式加入到减温水内回路控制器的输出端，通过调节权系数来调整各前馈作用是否加入及加入的强度。另外，每一个前馈信号后都设置了一个超前滞后环节，即可通过动态前馈的形式加入上述前馈作用。3. 330MW机组协调控制系统调试及投运3.1控制系统静态测试对所有系统回路进行模拟操作，以求完全达到远方操作的目的。在这过程中，我们根据实际情况，重新整理协调系统与中心调度系统、AGC系统和DEH的接口关系，使其设计更为合理。3.1.1控制策略调试（1）算法检查对所有控制策略回路的算法参数进行检查，特别是对各调节系统内算法跟踪关系仔细核对，并及时进行修改，保证各部分功能之间的无扰切换。（2）静态试验对系统输入模拟信号，对各部分功能进行静态试验，主要检查调节系统的方向性，各超弛控制功能的实现等，并确定各切换、跟踪算法的参数。3.1.2机组动态特性试验锅炉-汽轮机系统的动态特性试验主要包括：燃料量阶跃扰动试验和主汽调门阶跃扰动试验两部分。其试验方案如表3-1。表3-1 机组动态特性试验方案项目内 容燃料量阶跃扰动试验试验条件：机组带负荷并稳定运行，在180-200MW（50%额定负荷左右）、240-250MW（70%额定负荷左右），280-310MW（90%额定负荷左右）负荷段进行试验。试验方法：A 在某一确定工况下，保持各主要子系统运行稳定，将燃料调节器和汽机调节器设置为手动方式，保持主蒸汽调节阀开度指令不变，总燃料量指令不变，记录此时主蒸汽压力、实际输出功率、汽包压力、汽机调速级压力、一次风量、各台磨煤机的运行状态、主汽调节阀实际开度以及燃料总操的输出值；B 保持主蒸汽调节阀开度不变，总燃料调节器的输出阶跃增加5%，记录上述参数；C 在各参数稳定后，保持主蒸汽调节阀开度不变，总燃料调节器的输出阶跃减小5%，记录上述参数；D 在高负荷、中负荷、低负荷三个不同的运行区域分别按照AC的步骤进行至少两次试验。主蒸汽调节阀阶跃扰动试验试验条件：机组带负荷并稳定运行，在180-200MW（50%额定负荷左右）、240-250MW（70%额定负荷左右），280-310MW（90%额定负荷左右）负荷段进行试验。试验方法：A 在某一确定工况下，保持各主要子系统运行稳定，将燃料调节器和汽机调节器设置为手动方式，汽机按DEH基本方式运行，将压力反校正系数置为1，保持主蒸汽调节阀开度不变，总燃料量指令不变，记录此时主蒸汽压力、实际输出功率、汽包压力、汽机调速级压力、一次风量、各台磨煤机的运行状态、主汽调节阀实际开度以及燃料总操的输出值；B 保持总燃料量指令不变，在DEH基本级下，使主蒸汽调节阀开度阶跃增加5%，记录上述参数；C 在各参数稳定后，保持总燃料量指令不变，在DEH基本级下，使主蒸汽调节阀开度阶跃减小5%，记录上述参数；D 在高负荷、中负荷、低负荷三个不同的运行区域分别按照AC的步骤进行至少两次试验。在上述试验方案的指导下，我们顺利地完成了大修前后机组的两次动态特性试验，为控制系统的调试打下了良好的基础。3.1.3协调控制系统调试（1）相关子系统调试如前所述，我们在协调控制系统设计的同时对汽温系统做了一些必要的优化，用于提高汽温系统的负荷适应能力。这些优化主要体现在综合了多方面、不同性质的相关信号构成动态前馈作用。每个信号对汽温的影响情况在动态试验过程中都进行了充分的测试和数据记录，从中可以分析出各信号的作用强度及在整个前馈作用中所占的比重。经优化后的系统在负荷适应性方面较原系统有了较大改善。另外，对于燃烧过程的配风情况我们也做了相应的调整，使燃烧过程的快速性有了一定程度的提高。（2）锅炉蓄热系数计算根据汽机调节阀门扰动试验（试验中将阀门开度从78%增加到83%，），按照公式(3-3)可以求取锅炉的蓄热系数C约为2.2，量纲为。（3）控制器参数的整定主要是对PID算法，F(X)函数算法参数进行现场设定，我们通过做各种扰动试验，在协调系统对各参数历史曲线进行复现，找出各对象动态响应曲线，求取各算法的初设定值，置入后把系统投上自动，逐步调整，并反复进行扰动试验，以求达到最佳调节品质。3.2协调控制系统运行检验3.2.1负荷跟随能力检验负荷跟随能力是衡量协调控制系统动态性能的一个重要指标。正常情况下，要求机组能够达到2%3%MCR/min的升降负荷速率，对于330MW机组，升降负荷速率一般控制在69MW/min。从控制系统的角度看，制约负荷变化速率的主要因素是压力偏差，负荷变化越快，主蒸汽调节阀的动作也越快，对主蒸汽压力的影响也越明显。尤其在滑压运行方式下，若负荷指令下降，主蒸汽调节阀关小，主蒸汽压力有一个动态的上升过程，而此时的压力定值跟随滑压曲线下降，这就进一步加大了测量值与给定值之间的偏差，增加了协调控制系统压力侧的控制