火力发电厂协调控制系统策略研究
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摘 要：协调控制就是统一安排锅炉输入的燃料、空气、给水和汽轮发电机组的运行来满足出力与负荷的匹配。本文对火电发电厂协调控制系统策略进行了分析阐述，供电厂协调控制系统同行参考。
关键词：火力发电厂；协调控制；策略
中图分类号：TD64 文献标识码：B 文章编号：1009-9166（2010）026(C)-0087-02
火力发电机组都是以锅炉、汽轮机组成单元机组进行协调控制，它具有多变量、强耦合、时变、滞后大等特点，因此，其控制策略的设计直接决定了协调控制系统的控制品质。常规的协调控制方案主要是采取简单的串联解耦补偿措施，难以满足协调控制系统高质量的控制要求。本文通过对直接能量协调协调控制系统的工作原理进行深入分析，供电厂协调控制系统改造提供参考，这种方法将会显著地改进控制系统的控制品质，提高企业的生产率和经济效益。
一、协调控制原理
直接能量协调（DEB）的概念基础：是以统一操作锅炉的输入燃料、风量、给水量和汽轮机发电机组来满足电厂的首要任务――使出力与负荷相匹配，把对机组的需求信号作为对锅炉输入量和机组出力的要求信号。这即是著名的直接能量协调（DEB）概念。DEB方式除了能够维持锅炉和汽机稳定状态的协调外，还可以在紧急情况下和设计要求下，单独改变汽机的运行工况时继续维持锅炉汽机间的协调。
传统协调控制策略，对锅炉和汽机采用了一个公共的机组需求信号。该信号用于锅炉控制时，首要达到的目标是动态微分调节过程，当负荷增加时，按速率增强燃烧，当负荷将下降时，按速率减弱燃烧。
在DEB方式中，出力控制和锅炉需求两者间不是直接相关的，锅炉需求信号是基于汽机对能量的要求计算出来的，这个能量要求称为“能量代谢协调信号”，即采用能量协调信号P1/PT取代传统协调控制系统中功率给定信号。它代表了在任何工况下汽机对蒸汽的需求量。“能量协调信号”随着汽机阀门的开度变化而变化，即使在故障情况下或手动调节汽机阀门时，上述计算也能得出正确结果。其中P1为汽机第一级后的汽压，PT为机前压力，两者的比值P1/PT与汽机调节阀开度成正比，无论什么原因引起的调节阀开度变化，P1/PT都能对调节阀的开度的微小的变化作出灵敏的反应。所以，无论在动态还是在静态，P1/PT都反映了调节的开度，即汽机输入的能量。
二、直接能量协调策略
一个完整实用的协调控制系统，设计时必须考虑在各种工况下实现系统之间和设备之间的目标负荷与实际能力的匹配，具体包括：①电网要求负荷与机组出力的匹配；②汽机要求能量与锅炉出力的匹配；③锅炉要求出力与辅机能力的匹配。当上述“要求”和“能力”之间的关系匹配合适时，机组的运行是安全经济的，且控制系统是稳定的。
（一）负荷指令与压力定值处理回路
1、负荷指令处理回路
实现目标或就地负荷指令的选择设定、速率限制、闭锁增减和甩负荷处理。负荷设定回路接受运行人员手动设定的目标负荷或中调自动发电（AGC）指令，经速率限制，负荷上、下限限制和负荷指令闭锁增、减运算后分别送往机、炉主控等回路；频率校正回路把频差信号转换为负荷偏差信号，叠加到负荷指令上。
2、压力定值处理回路
设计了定压、滑压两种压力运行方式。在滑压方式时，确定机前压力定值。压力定值变化时，按给定的压力变化速率进行限速。压力定值和压力变化速率可以在OWS上进行设定。
（二）锅炉主控回路
CCS控制方式下，锅炉主指令由以下几部分组成：
1、基本部分
机组负荷指令加频率校正部分。该指令作为锅炉主指令的基本部分去控制燃料量，亦是锅炉主控制器的静态前馈部分。
2、机组负荷指令的动态补偿信号
主要是在机组负荷变动时补偿机组蓄热的减少。这部分动态前馈信号除了常规的负荷指令微分，还增加了一部分动态补偿环节。
3、机前压力调节器的输出部分
根据机前压力的变化相应改变燃料量以达到机炉新的能量平衡。在滑压运行方式下，压力定值取自经速率限制后的输入信号，作为机组负荷指令的滑压函数，该速率限制设为0.2MPa/min。
4、机前压力对锅炉的动态补偿信号
由机前压力设定值PT的微分和机前压力设定值PT减机前压力PT的微分组成，以保证机组在滑压时能有较好的机前压力跟随。
锅炉主控回路的输出作为锅炉主指令去燃水比控制回路，同时控制燃烧量和给水量，保证机组在负荷变化时始终具有合适的燃水比，从而保证主蒸汽温度的稳定性。由于要保证动态过程的燃水比，给水调节系统中设有给水量对燃料量的延迟环节，使给水流量要等燃料量变化一段时间后才开始变化，给水又不能快速变化，导致锅炉的变负荷性能比较差。
（三）汽机主控回路
汽机主控为CCS和DEH之间的接口，分为TF方式和CCS方式。TF方式汽机主控PID的逻辑相对比较简单，任务是控制机前压力。未在TF方式时，它跟踪汽机主控输出值，自动方式时，根据主汽压力及定值进行PID计算，计算结果送给汽机主控CCS方式汽机主控接受机组当前功率和机组负荷指令的偏差，进行PID计算，同时引入机前压力偏差和机组负荷指令作为前馈量。在非CCS方式下，跟踪汽机主控输出值。
机前压力和机前压力设定值的偏差乘以具有死区和限幅的压力修正函数（“压力拉回”回路）加上通过三阶惯性环节后负荷指令，最终产生汽机主控指令来控制机组负荷。在设计压力拉回回路上，主要是用机前压力偏差信号修正负荷指令信号。这样做的目的是当机前压力偏差较小时，由锅炉主控制系统控制机前压力，维持机前压力为定值；当机前压力偏差较大时，仅靠锅炉主控调节效果不是很好，稳定时间也较长，此时让汽机协助锅炉以共同稳定主汽压力，可短时间牺牲负荷而兼顾一下压力，这样在两者共同作用下使机前压力达到定值，加快整个响应的动态过程。
（四）锅炉扰动
从锅炉内扰来看，当燃烧率自发增加时，机前压力及第一级后压力均升高，因为P1对燃烧率变化的响应比实发功率灵敏，在汽机主回路中还未改变时，副回路已使汽机调节阀关小，促使P1复到与功率给定值相适应的水平。与此同时，锅炉主控接受两个减小燃烧率指令的信号，一个是由于P1恢复而使P1/PT减小的信号，另一个是负的压力偏差信号，所以锅炉侧消除内扰的能力较强。
（五）燃料量和给水量的比值控制回路
对于汽机调节阀扰，由于采用了第一级后压力P1信号，消除扰动也是比较快的。超临界机组的负荷控制与给水控制、燃料控制密切相关；而维持燃水比又是保证过热汽温的基本手段。本设计采用水跟煤的控制方式，当锅炉燃料量指令改变时，根据设计煤种的发热量自动改变给水流量设定值，如果煤种发热量变化或其他因素的影响，导致水煤比偏离设计值，再用给水流量对锅炉汽水分离器入口蒸汽温度进行校正。锅炉汽水分离器入口温度的设定值根据汽水分离器出口压力经函数发生器自动给出。
给水流量指令=惯性环节迟延后的锅炉主指令×燃水比函数+微过热点温度调节器的输出。由于制粉系统的大迟延特性，燃料量的变化相比给水量的变化对锅炉负荷的影响是一个慢速过程；另外，微过热点温度对燃水比失调反映迅速。
（六）现场效果
对协调控制系统的一个主要要求是在现场运行中能按照要求调节燃烧率维持炉机间的协调。即保持PT在设定值允许范围内变化。负荷改变时能在很短的时间内维持到新的定值上。经过长期的观察机组，DCS改造后，负荷可在较大范围内跟踪控制，机前压力变化范围±0.5MPa左右，就能使机组很快地进入稳态。
结束语：由现场记录的机组主要参数的响应曲线充分证明：直接能量协调控制策略的正确性和方案的可行性，在DEB控制下机组的调节品质是良好的，因此DEB是个优秀的协调控制策略。同时也证明了该发电厂DEB协调控制策略的设计是成功的。
作者单位：新疆和田电力有限责任公司拉斯奎火电厂
参考文献：
[1]杨亮,牛玉广,高志存.2×600MW超临界机组协调控制系统分析与优化[J].热电技术,2008,(03).
[2]林文孚.基于汽机跟随的超临界机组协调控制方案[J].武汉电力职业技术学院学报,2008,(02).
[3]韩忠旭,周传心,张伟,马焕军,张传江,李丹.超临界机组协调控制系统设计新方法及其工程应用[J].中国电机工程学报,2009,(08).
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