330MW机组模拟量控制系统逻辑优化及试验分析

成维斌

摘 要： 本文分析了330MW机组协调控制系统锅炉自动调节控制结构和原理，CCS系统及各子系统控制策略进行优化完善，并对各系统参数进行调整，提高CCS系统控制品质和长期稳定投运。

关键词：协调控制 优化调整 试验分析

中图分类号：TK323 文献标识码：A 文章编号：1003-9082（2017）03-0307-02

前言

随着单元机组容量的增加和发电厂上网竞争的日益激烈，发电厂对机组的安全稳定运行和经济性要求越来越高，也为了进一步提高企业的竞争力，如何优化协调系统及各子系统调节品质，保证机组安全经济、稳定运行越来越受到人们重视，通过对机组的逻辑优化，完善机组协调控制系统，提高机组调节品质。

一、设备概述

某发电公司2×330MW燃煤发电机组采用东方锅炉厂制造的DG—1025/ 18.2 —Ⅱ13型亚临界参数、自然循环、单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、“∏”形布置汽包炉；汽轮机为哈尔滨汽轮机厂制造的N330-16.7/538/538型亚临界、一次中间再热、凝汽式汽轮机；发电机为哈尔滨电机厂制造的QFSN—300—2型卧式水氢氢冷却、全静态可控硅自并励励磁发电机。控制系统采用上海FOSBORO公司I/Aseries50系列；功能包括DAS、MCS、SCS、FSSS、MEH、DEH、BPS。

鉴于目前我公司3号机组DCS系统CCS系统已无法满足经济、环保、精细化管理需要，并严重威胁设备安全、经济运行，经电科院和相关专业和热控专业认真、仔细排查、分析、咨询、调研后确认，对公司3号机组DCS系统CCS逻辑及参数进行优化。

二、协调系统控制策略、参数优化

原协调控制策略，分为：BASE（基本控制方式）、BF（锅炉跟随方式）、TF（汽机跟随方式）、CCBF（以锅炉跟随为主的协调控制方式）。由于CCBF方式下的函数曲线、PID调节系数以及前馈回路都不是很理想，所以CCBF方式已经多年未投入，最常用的方式就是TF（汽机跟随方式），但是这种方式根本无法满足调度对机组负荷控制的要求。

1.测量及信号处理

1.1 主蒸汽流量计算

汽轮机改造后主蒸汽流量计算需要重新修改，根据2015年6月汽轮机性能试验给出公式，并进行密度补偿修正。

主蒸汽流量=（83.08367278×调节级压力-7.43889472）×

1.2主给水流量

DCS画面显示为未进行修正计算前值，实际逻辑组态中修正计算不正确（节流装置计算书设计温度为282.4℃，逻辑组态设置为20℃），需根据给水流量计算书进行修改，并修改画面为最终给水流量，同时送耗差系统测点应采用修正后给水流量。

2.运行操作设置

当前CCS画面变负荷速率设置没有统一要求，全由运行人员设置。存在升负荷速率设置较大，降负荷速率设置较小，目前设置为1～6MW/min。变负荷速率设置在5～6.6MW/min（1.5%-2%额定负荷）。满足两项细则和模拟量验收规程要求，避免负荷动态响应不及时导致电量考核。

CCS定滑压方式选择，目前长期设置为基本为定压方式，设定值由运行人员根据机组负荷设置，系统虽较为稳定，但经济性较差。设置为滑压方式，滑压速率需根据锅炉升压特性设置，设置范围0.1～0.3MPa/min。

3.模拟量逻辑优化

3.1主蒸汽压力设定值

主蒸汽压力设定值缺少与锅炉特性一致的惯性环节，需要在压力设定值速率限制块后（3CORP：PRATE.OUT）增加三个一阶惯性环节时间（1/（1+30S）。

3.2滑压曲线

可根据2015年6月份汽轮机定、滑压性能试验给出曲线设置，并采用背压进行修正。同时采用功率设定值修改为一次调频前负荷指令，避免调频动作带来扰动。详见下表：

3.3 炉跟机协调机主控

机主控前馈组态为压力偏差拉回函数，此函数设置偏大，影响AGC负荷响应。

结合锅炉压力控制特性，给予锅炉压力调节一定余量情况下，减小压力偏差拉回量，保证AGC负荷响应动态指标考核。

3.4 炉跟机协调锅炉主控

锅炉主控前馈现有组态设置仅为功率设定值基准函数，缺乏对机组负荷动态调整过程中锅炉蓄热提前补充。增加：能量需求信号函数，以及能量需求动态补偿函数。

能量需求：DEB= 暂定。

动态补偿：DEB1= ，加上下限±6t/h。

3.5 一次风压及磨一次风量控制

检查协调调节曲线，根据CCS调节情况可增加CCS负荷指令微分一次风压或一次风量增量。

三、试验内容及分析

自动扰动试验进行前，需对调节系统进行全面检查，主要包括：水位、流量等计算或校正回路，信号处理；手/自动跟踪和无扰切换逻辑；自动切除条件；PID死区、方向和参数设置；执行机构限幅等。通过观察机组检修启动后各個调节系统定值扰动或变负荷调节曲线，得出调节系统的调节品质，对于调节品质不达标的调节系统分析存在问题和原因，以及提出解决措施。

3.1炉膛负压控制系统扰动试验

炉膛负压控制系统为两台引风机静叶调节炉膛负压，炉膛负压三取中后加惯性滞后环节处理，作为系统PID输入。系统采用送风机动叶反馈均值函数前馈控制，两台引风机一拖二控制，修改炉膛负压偏置量调整控制系统设定值。

参数修改如下：

优化前：PBAND：420；INT：2；HZONE：1.00；LZONE：1.00

优化后：PBAND：800；INT：2；HZONE：1.33；LZONE：1.33

优化前炉膛负压控制系统调节周期长，系统调节作用较强，易造成动态超调量大、衰减率不达标等问题。优化后炉膛负压控制调节效果得到明显改善，符合相关规程要求。同时将PID调节死区由6Pa增大到8Pa，提高系統稳定性。

3.2总风量控制系统扰动试验

总风量控制系统为两台送风机动叶调节锅炉二次风量，进而满足锅炉总风量需求，锅炉总风量信号为制粉系统五台磨煤机一次风量与左右侧二次风量总和，设计额定风量为1162t/h。总风量控制系统为随动控制系统，其设定值为总燃料量函数与负荷函数取大值，保证升负荷先加风再加煤，降负荷先减煤再减风，然后经氧量校正，运行人员可根据锅炉运行情况手动增加或减少总风量设定值偏置，控制系统采用单回路一拖二控制。

3.3汽包水位控制系统扰动试验

锅炉给水控制系统包括两台汽动给水泵一台电动给水泵，正常运行时电泵备用，通过汽动给水泵转速控制汽包水位，汽包水位信号三取中处理。控制系统采用单三冲量无扰切换控制，试验时机组负荷大于30%控制系统处于串级三冲量调节方式，主调采用主蒸汽流量前馈控制，三台给水泵一拖三控制。

参数修改如下：

优化前：主调PBAND：155；主调INT：5；副调PBAND：200；副调INT：1.1

优化后：主调PBAND：190；主调INT：8；副调PBAND：230；副调INT：2

优化前汽包水位控制系统调节周期长，系统调节作用较强，易造成动态超调量大、衰减率不达标等问题。优化后汽包水位控制调节效果得到明显改善，符合相关规程要求。

3.4 主蒸汽温度控制系统扰动试验

主蒸汽温度控制系统包括：一级减温水、AB侧二级减温水、AB侧三级减温水。均采用串级控制方式，主调为下一级减温器前温度，副调为减温器后温度。根据机组运行情况（机组稳态时二级A侧、三级AB侧调阀基本全关位），分别对一级减温水和二级B侧减温水进行了定值扰动，试验数据满足调节品质。

3.5 变负荷扰动试验

机组协调控制系统采用常规间接能量平衡控制方式，即锅炉调节主蒸汽压力，汽轮机调整机组功率，对协调控制系统逻辑进行以下优化工作：

（1） 在压力设定值速率限制块后（3CORP：PRATE.OUT）增加三个一阶惯性环节时间。RB时跟踪。

（2） 根据2015年6月份汽轮机定、滑压性能试验给出曲线设置，并采用背压进行修正。同时采用功率设定值应修改为一次调频前负荷指令，避免调频动作带来扰动。

（3）结合锅炉压力控制特性，给予锅炉压力调节一定余量情况下，减小压力偏差拉回量，保证AGC负荷响应动态指标考核。

四、结束语

通过系统优化后，在2015年11月26日至12月4日对3号机组进行了模拟量控制系统定值扰动及优化试验，试验项目主要包括：机组协调控制系统、炉膛负压控制系统、总风量控制系统、一次风压控制系统、汽包水位控制系统、主蒸汽减温水控制、滑压运行等系统等。通过对各主要模拟量控制系统的定值扰动和变负荷试验，对不合格的调节系统进行参数优化调整，保证调节品质达标。最终保证机组模拟量控制系统能够适应AGC工况下负荷快速变动的运行工况，为机组的安全经济运行提供保障。