淺談125MW火電機(jī)組自控系統(tǒng)狀況分析及策略優(yōu)化

白鵬

摘 要：通過對機(jī)組自動控制策略的優(yōu)化，提高機(jī)組AGC性能，從而滿足電網(wǎng)兩個細(xì)則的最新要求。針對華能新疆塔什店電廠自動控制系統(tǒng)的DCS邏輯組態(tài)優(yōu)化，從機(jī)組運(yùn)行狀況、分析控制策略的薄弱環(huán)節(jié)和對經(jīng)濟(jì)指標(biāo)的影響，提出各個控制回路具體優(yōu)化思路，優(yōu)化后機(jī)組AGC指標(biāo)得到明顯改善。

關(guān)鍵詞：兩個細(xì)則;協(xié)調(diào)控制系統(tǒng);AGC;響應(yīng)時間;調(diào)節(jié)精度

1.概述

為滿足西北電網(wǎng)“兩個細(xì)則”的考核要求，在保證機(jī)組安全經(jīng)濟(jì)指標(biāo)運(yùn)行的前提下，對機(jī)組協(xié)調(diào)控制（CCS）的AGC調(diào)節(jié)精度和調(diào)節(jié)速率等指標(biāo)進(jìn)行調(diào)高，通過對華能塔什店電廠機(jī)組現(xiàn)有自控系統(tǒng)狀況進(jìn)行分析，查找出存在的問題，最終從控制策略的優(yōu)化及參數(shù)的調(diào)整等手段進(jìn)行改進(jìn)，為電廠爭取最大的經(jīng)濟(jì)利益。

2.當(dāng)前機(jī)組運(yùn)行狀況

1）負(fù)荷響應(yīng)速度慢、調(diào)節(jié)精度差、主汽壓力、主汽溫度、汽包水位波動大;

實(shí)際變負(fù)荷過程，特別是負(fù)荷變化幅度較大時，調(diào)節(jié)品質(zhì)較差。指標(biāo)如下：

2007年8月23日，機(jī)組負(fù)荷變化58.8MW---125MW---60MW，壓力偏差達(dá)到0.8（升負(fù)荷），-0.8（降負(fù)荷），機(jī)組的負(fù)荷指令出現(xiàn)增減閉鎖的情況;機(jī)組的負(fù)荷偏差達(dá)到3.2MW，超過2%Pe;主汽溫度波動最大達(dá)到15℃;汽包水位變化達(dá)到±30mm。

2）部分控制策略不夠完善影響機(jī)組整體的控制品質(zhì)

氧量對總風(fēng)量設(shè)定的修正邏輯，控制策略跟蹤錯誤，無法實(shí)現(xiàn)手自動過程的無擾求換;

機(jī)組缺少相應(yīng)的煤質(zhì)校正回路，無法精準(zhǔn)控制單位負(fù)荷對應(yīng)的煤量變化;

機(jī)組負(fù)荷對應(yīng)的煤量前饋不準(zhǔn)確（偏低），無法直接保證負(fù)荷對應(yīng)的燃料量;

所有的串級控制回路：如鍋爐主控-燃料主控;給水;主汽溫度;送風(fēng)—氧量等控制回路缺少相應(yīng)的抗積分飽和功能;

缺少相應(yīng)的適應(yīng)AGC方式運(yùn)行的控制策略;

壓力對負(fù)荷的修正回路影響AGC控制及一次調(diào)頻的考核;

3.各個控制回路具體優(yōu)化思路如下

1、協(xié)調(diào)控制優(yōu)化思路---增加變負(fù)荷前饋控制邏輯

機(jī)爐協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)由機(jī)爐協(xié)調(diào)方式（CCS），汽機(jī)跟蹤方式（TF）及基本方式（MAN）構(gòu)成。機(jī)組正常運(yùn)行時，一般均采用機(jī)爐協(xié)調(diào)方式，按滑壓方式運(yùn)行。在CCS方式下，鍋爐主控以調(diào)節(jié)主汽壓力為主，以調(diào)節(jié)負(fù)荷為輔，保證主汽壓力穩(wěn)定，滿足汽機(jī)的能量需求。機(jī)組負(fù)荷指令和負(fù)荷變化微分作為鍋爐主控前饋，汽機(jī)調(diào)節(jié)器調(diào)節(jié)功率，以快速響應(yīng)電網(wǎng)負(fù)荷需求。

2、鍋爐主控調(diào)節(jié)系統(tǒng)

原鍋爐主控結(jié)構(gòu)=負(fù)荷指令前饋+直接能量平衡控制：此種方式，鍋爐無變負(fù)荷前饋預(yù)加煤回路，無法及時提高響應(yīng)速度;同時其壓力調(diào)節(jié)器為定參數(shù)，無法根據(jù)實(shí)際工況變化作出調(diào)整。根據(jù)以上情況，需要優(yōu)化如下內(nèi)容：

1）根據(jù)實(shí)際運(yùn)行情況，重新確定負(fù)荷—煤量函數(shù)，保證不同負(fù)荷工況下，煤量基準(zhǔn)值的準(zhǔn)確性;

2）重新構(gòu)造變負(fù)荷前饋，根據(jù)變負(fù)荷速率、變負(fù)荷跨度、變負(fù)荷段及壓力變化趨勢確定前饋量，并根據(jù)壓力偏差該功能可提前“剎車”或延遲結(jié)束，該前饋量增加至給煤量、送風(fēng)等回路;

3）重新構(gòu)造DEB及HR信號生成回路，增加慣性及負(fù)荷變增益;

4）將鍋爐主控改為改進(jìn)型DEB（直接能量平衡）控制方式，并增加IEB修正環(huán)節(jié)（壓力偏差微分環(huán)節(jié)），保證其對主汽壓力及能量變化的及時響應(yīng);

5）將鍋爐主控改為變參數(shù)調(diào)節(jié)，比例、積分、微分相互分離，以適應(yīng)不同工況下的調(diào)節(jié)需求（主要考慮動態(tài)、穩(wěn)態(tài)、一次調(diào)頻動作幅度來變參數(shù)）;

6）增加鍋爐主控閉鎖增減功能，避免水、煤、風(fēng)回路出力不夠或壓力偏差大時鍋爐主控出現(xiàn)積分飽和現(xiàn)象。

7）修改燃料主控指令閉鎖鍋爐主控回路，避免因給粉機(jī)偏置同向問題造成的積分飽和誤動作現(xiàn)象。

3、汽機(jī)主控制調(diào)節(jié)系統(tǒng)

原汽機(jī)主控的壓力拉回方式為定參數(shù)，當(dāng)一次調(diào)頻動作引起壓差變大時，會產(chǎn)生反調(diào)現(xiàn)象，引起調(diào)頻量不夠;

1）修改壓力拉回回路：當(dāng)壓力偏差大時，增加汽機(jī)對壓力控制的調(diào)節(jié)作用，避免壓力失調(diào);當(dāng)壓力偏差處于正常范圍內(nèi)，汽機(jī)調(diào)門直接響應(yīng)功率需求，保證負(fù)荷響應(yīng)的快速性及精確性。當(dāng)主汽壓力較低時，壓力拉回回路適當(dāng)減小，保證功率調(diào)節(jié);當(dāng)主汽壓力接近額定時，壓力拉回回路適當(dāng)放大，保證機(jī)組安全。

將考慮AGC方式和CCS方式下，兩個拉回回路切換，CCS方式作用較強(qiáng)，保證機(jī)組安全穩(wěn)定;AGC方式下，盡可能滿足負(fù)荷需求，僅作為超壓拉回;

2）取消壓差拉回回路對一次調(diào)頻的干擾。一次調(diào)頻時鎖死壓差拉回回路動作。

3）新增加AGC負(fù)荷快速動作回路，加強(qiáng)AGC方式下的啟動時間及調(diào)節(jié)速率。

4、一次調(diào)頻

1）增加一次調(diào)頻動作閉鎖壓力拉回回路，保證一次調(diào)頻動作時調(diào)功幅度的準(zhǔn)確性。

2）增加一次調(diào)頻累加邏輯，提高一次調(diào)頻累計(jì)電量。

5、主蒸汽壓力控制

原壓力生成回路無慣性時間補(bǔ)償，不能有效模擬鍋爐實(shí)際能量生成過程，因此無法與滑壓方式運(yùn)行相匹配。根據(jù)以上情況，進(jìn)行以下優(yōu)化內(nèi)容：

CCS方式下壓力設(shè)定生成回路增加慣性環(huán)節(jié)（1～3階），以補(bǔ)償鍋爐動態(tài)響應(yīng)，減少控制上的閉鎖;TF方式下此慣性不起作用（原邏輯無慣性）。

6、增加鍋爐熱量校正回路（BTU）

為保證煤質(zhì)頻繁變化情況下機(jī)組協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)的正常投入，增加鍋爐熱值校正回路（BTU），以實(shí)現(xiàn)鍋爐主控的自適應(yīng)調(diào)節(jié)。

1）BTU的物理意義為燃料熱值比：BTU=設(shè)計(jì)煤量/實(shí)際煤量。

2）BTU設(shè)定為電功率對應(yīng)的理論燃料量。該回路處于自動狀態(tài)時，由機(jī)組實(shí)際功率得出的設(shè)計(jì)煤量作為設(shè)定值與實(shí)際煤量相比較后進(jìn)入BTU調(diào)節(jié)器，從而得出BTU值。

3）燃料主控處于手動時，BTU回路自動切至手動跟蹤方式。

4）BTU回路處于手動方式時，可手動改變該值增減煤量：增加（減小）BTU，會減少（增加）實(shí)際給煤量。

5）變負(fù)荷、投油、RB、壓力偏差大過程中，閉鎖BTU回路自動調(diào)節(jié)。當(dāng)負(fù)荷低于50MW時，BTU的輸出置為1;

7、汽包水位調(diào)節(jié)

1）修正主汽流量和給水流量的靜態(tài)偏差，確定具體增益系數(shù);

2）原給水流量需修改=過熱器減溫水+給水;如果減溫水測量不準(zhǔn)確，需要修正相應(yīng)的給水流量。當(dāng)前機(jī)組測量的蒸汽流量小于給水流量（不正確）？

3）主、副調(diào)節(jié)器參數(shù)優(yōu)化;

4）增加抗積分飽和回路（主回路）。

4.優(yōu)化后指標(biāo)情況

通過近一個月機(jī)組AGC運(yùn)行情況，檢驗(yàn)機(jī)組協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)及各項(xiàng)子系統(tǒng)的調(diào)節(jié)品質(zhì)，在滿足機(jī)組安全條件、入爐煤熱值達(dá)標(biāo)及穩(wěn)定、且就地設(shè)備、一次元件滿足要求的前提下，AGC可用率達(dá)到98.45%，AGC實(shí)際調(diào)節(jié)速率平均2.92MW/min達(dá)到不小于機(jī)組額定有功功率的2%Pe（2.5MW/min）的要求，響應(yīng)時間平均42秒，各負(fù)荷段主蒸汽壓力設(shè)定值/實(shí)際值偏差峰值為023MPa（穩(wěn)態(tài)），AGC方式下動態(tài)最大為0.4MPa;汽包水位設(shè)定值/實(shí)際值偏差最大為25mm（動態(tài)），穩(wěn)態(tài)峰值為16mm;主汽溫設(shè)定值/實(shí)際偏差最大為3.7℃（動態(tài)），穩(wěn)態(tài)峰值為2.4℃;再熱汽溫設(shè)定值/實(shí)際偏差最大為8.7℃（動態(tài)），穩(wěn)態(tài)峰值為4.2℃。以上指標(biāo)均已滿足西北電網(wǎng)“兩個細(xì)則”要求，一次調(diào)頻及AGC考核階段性實(shí)現(xiàn)“零”的目標(biāo)。

結(jié)語

通過對控制系統(tǒng)進(jìn)行的一系列的優(yōu)化調(diào)整后，機(jī)組的AGC投入率、AGC調(diào)節(jié)速率和響應(yīng)時間得到了明顯的提高，保證兩臺機(jī)組一直投入CCS控制方式下，在西北電網(wǎng)的兩個細(xì)則執(zhí)行以來，為公司贏得的800多萬元的經(jīng)濟(jì)做益，

在兼顧機(jī)組安全性和經(jīng)濟(jì)性的同時，通過對《兩個細(xì)則析》分析與探討，并對協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)的部分參數(shù)及控制邏輯優(yōu)化，提高機(jī)組的調(diào)節(jié)品質(zhì)，為電廠爭取到較好的經(jīng)濟(jì)利益

參考文獻(xiàn)：

[1]西北區(qū)域發(fā)電廠并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理實(shí)施細(xì)則，國家能源局西北監(jiān)局，2015年

[2]西北區(qū)域發(fā)電廠并網(wǎng)管理實(shí)施細(xì)則，國家能源局西北監(jiān)督局，2015年