张杰，张于平，郑渭建

（1.浙能嘉兴发电有限公司，浙江嘉兴314201；2.浙能能源技术有限公司，杭州310018）

1 000 MW超超临界燃煤机组协调控制策略优化

张杰1，张于平1，郑渭建2

（1.浙能嘉兴发电有限公司，浙江嘉兴314201；2.浙能能源技术有限公司，杭州310018）

对嘉兴发电厂三期工程2台1 000 MW超超临界直吹式燃煤汽轮发电机组基建调试及商业运行后协调控制系统的品质性能进行研究，分析原设计控制策略的不足；结合机组特性，提出优化与改进的措施，完善机组协调控制品质和性能。

超超临界；1 000 MW；五阶惯性；协调控制

以往机组投产后，都有很长一段时间来优化自动发电量控制（AGC）和一次调频效果，现在只要机组一投入商业运行，就开始AGC和一次调频的考核，用于优化协调品质的时间大为缩短，这对热控专业技术人员是一个很大的挑战。为了满足这两项考核要求，在较短的时间里对新机组进行了系列的控制策略优化，提高了机组AGC和一次调频性能和品质。

1 机组及协调控制策略设计概况

嘉兴发电厂三期工程2×1 000 MW超超临界燃煤机组采用哈尔滨锅炉厂生产的单炉膛、双切圆燃烧Π型变压直流炉和上海汽轮机厂生产的一次中间再热、单轴四缸四排汽、八级回热抽汽、双背压凝汽式汽轮机（简称汽机）。发电机采用上海电机厂生产的THDF125/67发电机组。分散控制系统（DCS）采用爱默生公司OVATION-400，工作站操作系统采用Win3.2.1，组态工具为Delecoper Studio。数字电液控制系统（DEH）采用西门子T-3000控制系统，控制对象为DEH、汽轮机危急遮断系统（ETS）、主机润滑油、EH油、主机轴封系统、主机盘车等。机组于2011年6月23日、10月18日相继投入商业运行。

三期机组协调控制采用基于锅炉跟随模式的协调控制方式，由汽机控制负荷，锅炉控制汽压。操作员手动设置或接收调度指令形成目标指令Loadtarget,经高、低限和速率运算形成经速率限制的目标负荷指令（MWD）。MWD送锅炉主控，同时经惯性环节后送DEH系统的汽机主控。MWD经锅炉主控运算回路后形成锅炉输入指令（BID），锅炉手动操作时BID指令由操作员手动输入。BID指令分别送至总风量控制、给水控制、燃料量控制。MWD指令和BID指令进行切换后形成负荷指令（LD）。DEH侧汽机主控接受DCS负荷指令，经过速率限制回路进入比例-积分-微分运算（PID），再经过OSB三选回路控制负荷。

2 原协调控制系统设计问题

2.1 协调品质不能满足要求

2.1.1 主汽压力控制滞后

升降负荷时，主汽压力初期总是慢于滑压曲线，后期由于惯性而过调严重，在整个过程中压力偏差始终较大，成为协调控制一个很大的内扰，调整压力控制参数效果不明显，如图1所示。

图1 优化前压力趋势

2.1.2 机组负荷前馈计算逻辑缺陷

机组负荷前馈计算回路原设计为负荷变化微分量乘以负荷变化范围来进行系数修正。逻辑设计过于简单，未考虑大范围变负荷和AGC小范围变负荷的不同特性。在大负荷变化时，汽机调门变化较快，主汽压力会朝反方向动作0.5 MPa左右；而变负荷初期，燃料前馈变化相对平缓，初期锅炉热负荷下降偏慢。

常规协调设计通常不考虑变负荷速率对前馈回路的修正，参数以机组最常用的变负荷速率来整定。当机组出现异常时，采用其他变负荷速率运行，原来的参数将不能满足要求，引起机组压力和负荷的较大波动。

2.1.3 汽机惯性回路考虑不周

机炉协调回路采用经速率限制后机组负荷指令MWD同步送锅炉主控和汽机主控。因锅炉热负荷具有较大惯性，而汽机调门响应快速，通常在MWD指令送汽机主控之间设置一惯性环节，考虑不同负荷段锅炉响应差异，惯性时间根据负荷指令对应函数设置，一般以大范围变负荷需要而决定。

AGC和一次调频考核要求机组负荷能快速响应AGC指令的变换，AGC模式下，汽机惯性时间由于还是大范围变负荷时的惯性时间，实际机组负荷就不能有效地跟随AGC指令的变化，AGC考核就不能满足要求。

另外由于锅炉不同负荷段响应特性的差异，汽机与之匹配的惯性也应有所不同，而原逻辑未考虑该因素相对应的响应。

2.1.4 给水流量指令响应慢

给水流量指令原设计由BID指令经线性转换的基准流量指令与手动偏置之和，经水煤交叉限制后再经过一阶惯性后形成。在机组刚转为干态运行时，过热度较难控制，经常容易超调，此时操作员以手动改变偏置来干预过热度，由于偏置经过了一阶惯性，给水流量响应缓慢。

另外，在加负荷过程中，手动偏置值如果较大，当燃料指令达到高限时，给水流量指令还在增加，此时过热度会大幅下降，而燃料已无调节裕量，锅炉管壁温度急剧下降，加大了管壁的热应力，影响锅炉寿命。

2.2 DEH与CCS间调节匹配不当

DEH控制回路中，汽轮机温度裕度通过计算得出一个速率，该速率与设定速率取小后用于机组实际变负荷速率，以防止汽机缸体、阀壳温度上升或下降过快。在机组运行中，多次出现大幅度降负荷过程中主汽温度下降过快，汽机温度裕度闭锁负荷现象。出现该情况后，DEH闭锁负荷指令，而DCS侧继续减风、煤、水，主汽压力下降，导致锅炉汽机能量不平衡，汽机为了维持负荷，不断开大调门直至全开，操作员只有将协调模式切为初压控制，汽机控制压力，锅炉控制负荷，机组才会稳定。

另外，当汽机调门指令和反馈出现一定偏差后，DEH会触发“CONTROLER NOT OK”报警，同时闭锁负荷指令，维持当前负荷。当机组变化负荷时，会出现锅炉风、煤、水在变化，而汽机维持当前负荷不变，形成主汽压力波动大，调门与主汽压力反向波动的情况。

2.3 一次调频单向调节不响应

一次调频投入后，发现实际动作效果较差，正确动作率经常低于0.8。查看趋势发现，一次调频和AGC同向动作时，一次调频均能正确动作，满足要求；一次调频和AGC反向动作时，一次调频动作效果很差，几乎不能动作。

3 控制系统优化措施

3.1 协调品质策略优化

3.1.1 主汽压力设定五阶惯性拟合

负荷变化初期虽然改变了燃料量，但由于锅炉热负荷惯性较大，主汽压力变化也存在较大的滞后性。同时高调门快速响应机组负荷指令，改变调门开度，进一步抑制了主汽压力的变化，导致在变负荷初期大约2 min左右的时间内，主汽压力未发生明显变化，而压力设定值随滑压曲线经一阶惯性先于主汽压力变化。负荷变化后期由于压力设定值变化平缓，而实际压力由于锅炉热负荷惯性大而未能及时回调，这些都会使主汽压力偏差大，形成内扰。

实际压力的变化非常接近于五阶惯性环节，初期变化较慢，中间过程变化较快，后期相对平缓。根据主汽压力变化这一特点，用滑压曲线经过五阶惯性环节后作为主汽压力设定值，尽量消除变负荷过程中的压力偏差，消除系统内扰。

3.1.2 机组负荷变化前馈计算回路优化

增加大范围变负荷和小范围变负荷两个回路切换，采用不同的参数，分别满足大负荷变化和AGC变负荷运行需要。考虑机组在不同负荷段，锅炉热负荷响应特性有所差异，增加不同负荷对前馈进行修正的回路。

在变负荷初期快速叠加一定值，然后该定值根据设定速率逐步变化为0，这样能使初期锅炉热负荷快速响应，主汽压力初期保持平稳，跟随滑压曲线运行。另外增加小负荷变化时对该回路切除的逻辑，防止AGC变负荷时燃料量大幅波动，影响机组经济性。

增加机组变负荷速率对前馈回路的修正，其他变负荷速率在整定好的参数上进行修正，以满足各种变负荷速率工况需求，增强了机组调节的适应性。

3.1.3 汽机惯性回路优化

增加负荷变化锁定回路，根据变化负荷幅度设置惯性时间，同时增加不同负荷段对汽机惯性时间的修正回路。这样可有效区分大负荷变化和AGC小负荷变化的惯性时间，同时可根据不同负荷段机组响应特性而设置惯性时间修正，见图2。

3.1.4 给水流量指令回路优化

将给水流量手动偏置回路移至惯性环节之后，有效提高了锅炉管壁超温时通过手动偏置加入给水流量的快速响应性能。增加燃料指令到达高限后，同步闭锁增给水指令，这样可防止过多的给水进入锅炉，引起过热度大幅下降，见图3。

图2 优化后汽机惯性时间逻辑

图3 优化后给水流量指令逻辑

3.2 DEH与CCS间匹配回路优化

增加汽机温度裕度升、降速率至限速率负荷指令MWD回路，温度裕度升负荷速率与设定升负荷速率取小作为实际升负荷速率，温度裕度降负荷速率与设定降负荷速率取大后作为实际降负荷速率。这样，当汽机温度裕度闭锁汽机升、降负荷时，同步闭锁限速率负荷指令MWD，保持锅炉和汽机能量平衡，机组保持稳定。将“CONTROLER NOT OK”信号从DEH系统通过硬接线送至DCS系统，用来将机组升、降负荷速率切为0，保持MWD指令不变，维持锅炉和汽机能量平衡，见图4。

图4 优化后负荷速率回路

3.3 一次调频回路优化

检查发现虽然一次调频动作时，闭锁了AGC指令和MWD指令，但MWD指令至汽机主控负荷指令之间还有一个惯性环节，AGC和MWD闭锁时未发生变化，而汽机主控负荷指令还在变化。AGC指令和一次调频同向动作时，AGC指令加剧了一次调频的动作幅度，AGC指令和一次调频反向动作时，AGC指令削弱了一次调频变化量，甚至表现出来一次调频与需求变化相反的情况。

在汽机主控负荷指令惯性环节后增加一次调频闭锁回路，AGC与一次调频回路反向动作时闭锁该指令，一次调频动作小于30 s，闭锁时间为一次调频实际动作时间，一次调频动作大于30 s，闭锁时间为30 s。

4 实施效果

经过一系列优化措施的实施，2台1 000 MW机组协调品质、AGC及一次调频性能得到明显的提高（见图5）。大负荷变化时，负荷能按照预定速率变化，压力紧密跟随滑压曲线，压力波动在设定值±0.5 MPa范围内。机组处于AGC运行时，负荷跟随AGC指令变化，负荷偏差在允许范围内，压力波动在设定值±0.5 MPa范围内。一次调频正确动作率在0.8以上，满足AGC和一次调频的考核要求，为机组的安全、经济运行奠定基础。由于机组的协调控制品质与机组特性密切相关，因此协调系统的优化还须继续跟踪和完善。

图5 实施优化后协调趋势

[1]刘吉臻.协调控制与给水全程控制[M].北京：水利电力出版社，1995.

[2]朱北恒.火电厂热工自动化系统试验[M].北京：中国电力出版社，2006.

（本文编辑：陆莹）

Optimization of Coordinated Control Strategy for 1 000 MW Ultra Supercritical Coal-fired Units

ZHANG Jie1，ZHANG Yu-ping1，ZHENG Wei-jian2
（1.Jiaxing Power Generation Co.，Ltd，Jiaxing Zhejiang 314201，China；2.Zhejiang Energy Technology Co.，Ltd，Hangzhou 310018，China）

This paper studies the quality and performance of coordinated control system after the capital construction commissioning and commercial operation of 2×1 000 MW ultra supercritical direct-fired coal-fired turbine generator units in the PhaseⅢproject of Jiaxing Power Plant.It analyzes the shortcomings of the original control strategy in design and proposes the optimization solutions based on the characteristics of the units in order to enhance the coordinated control quality and performance.

ultra-supercritical；1 000 MW；five-order inertia；coordinated control

TK323

：A

：1007-1881（2012）09-0031-04

2012-07-09

张杰（1979-），男，浙江平湖人，工程师，长期从事发电厂自动控制系统技术管理工作。