AGC热控材料

AGC交底材料
目录
一、协调控制与AGC概述 (3)
1、协调控制系统 (3)
2、机组与电网需求协调中的自动发电控制（AGC） (3)
3、锅炉汽轮机协调控制系统 (4)
二、锅炉汽轮机协调控制----直接能量平衡法（DEB） (5)
1、直接能量平衡(DEB)的3个基本概念 (5)
2、能量需求信号（BD） (6)
3、热量信号(HR) (6)
4、直接能量平衡法机炉协调控制系统锅炉燃料调节器的结构 (7)
三、进一步了解基于DEB的锅炉汽轮机协调控制 (7)
1、锅炉主控调节器加入前馈控制 (7)
2、锅炉主控调节器变参数运行 (8)
3、汽轮机对机组负荷的调节，采用串级调节 (8)
4、汽机控制侧加入前馈控制 (9)
5、汽机主控调节器变参数运行 (10)
6、变负荷初期，提升机组负荷指令变化速率 (10)
四、从热控角度出发，通过改善运行调整水平，提升AGC控制指标的建议 (11)
1、合理安排启、停磨时机，做好启、停磨过程中的加（减）煤控制 (11)
2、合理设置定压模式下的机前压力设定值 (11)
3、合理设置给煤量偏置，合理调整手动模式下的给煤机给煤量 (11)
4、长期投入风量、风压自动 (12)
我司风量控制通常也在手动模式，尤其是一次风压自动。

这样协调控制系统就不能充分利用磨煤机的蓄粉能力，来克服制粉系统的迟延和惯性，造成AGC的调节品质下降。

建议长期投入一次风压自动。

(12)
5、尽量增加投入煤量自动的磨煤机数量 (12)
五、附图 (12)
图1-机组负荷指令 (13)
图2-锅炉热量信号和机组能量需求信号 (13)
图3-锅炉前馈信号 (14)
图4-锅炉主控调节 (14)
图5-汽轮机机组负荷调节前馈信号 (15)
图6-汽轮机机组负荷调节 (15)
AGC交底材料
一、协调控制与AGC概述
从发电厂方面要了解AGC，首先应了解协调控制系统。

1、协调控制系统
协调控制系统是是将锅炉和汽机作为一个整体，完成对机组负荷、锅炉主汽压力的控制，达到锅炉风、水、煤的协调动作。

协调控制系统包含三个层面：机组与电网需求的协调、锅炉汽轮机协调以及锅炉风、水、煤子系统的协调。

（1）机组与电网需求的协调（AGC和一次调频）
机组与电网需求的协调主要是机组最快的响应电网负荷的要求，包括了电网AGC控制和电网一次调频控制两个方面。

（2）锅炉汽轮机的协调（CCS）
锅炉汽轮机的协调被认为是机组的协调，主要是协调控制锅炉与汽轮机，提高机组对电网负荷调度的响应性和机组运行的稳定性。

（3）锅炉协调
锅炉协调主要是锅炉风、水、煤之间的协调。

2、机组与电网需求协调中的自动发电控制（AGC）
(1)AGC涉及的设备范围
AGC涉及到以下几部分设备：中调侧指令、电气侧RTU、锅炉和汽机DCS系统。

传递的信号包括：
中调负荷指令：由中调送至电厂机炉协调控制系统（CCS），ADS负荷指令4～20mA的模拟量。

中调允许投AGC(允许远方操作)：由中调送至电厂CCS，开关量。

CCS具备投入AGC状态信号：由电厂CCS送至中调，开关量。

CCS投入AGC状态信号：由电厂CCS送至中调，开关量。

(2)AGC与机炉协调控制系统的关系
AGC投运的前提条件是机组协调控制系统正常运行，这是AGC投入的关键因素。

AGC与机炉协调控制方式的主要差别：
1）负荷指令给定方式不同。

AGC方式：负荷指令由中调通过相应装置传递到机组DCS系统。

机炉协调控制方式：负荷指令主要由操作员给定。

2）机组负荷指令给定形式不同
AGC机组负荷指令给定受电网系统频率、联络线功率、并网受控机组的有功功率及控制信号等因素制约，是不受在线控制的，是实时的、不可预控的。

并网电厂机炉协调控制负荷指令给定要求相对疏松，仅受发电计划的约束，是预知的，是手动的，是不受在线控制的。

3）控制侧重不同
AGC对机组负荷响应的时间、速度，负荷控制精度等有着严格的要求，受电网公司的制约，而电网方面并不关心发电设备的运行和控制指标。

但良好的AGC 控制水平应能做到两者兼顾。

机炉协调控制方式对机组负荷响应的时间、速度，负荷控制精度等并不十分关心，更注重发电设备的运行和控制指标。

但AGC投运的前提条件是机组协调控制的机组负荷响应时间、速度，负荷控制精度等应能够满足电网要求。

3、锅炉汽轮机协调控制系统
单元机组协调控制系统是把锅炉和汽轮发电机组作为一个整体进行控制，把自动调节、逻辑控制、联锁保护等功能有机地结合在一起，构成一种具有多种控制功能，满足不同运行方式和不同工况下控制要求的综合控制系统。

锅炉汽轮机协调控制系统主要解决的问题是---汽轮机和锅炉对于机组的负荷与压力具有完全不同的控制特性，汽轮机以控制调门开度实现对压力、负荷的调节，具有很快的调节特性，而锅炉利用燃料的燃烧产生的热量使给水变为蒸汽，其控负荷的调节具有很慢的调节特性。

锅炉汽轮机协调控制系统是一个具有强烈交叉影响的双输入双输出系统，负荷和主蒸汽压力控制相互依赖、相互制约。

锅炉汽轮机协调控制系统的任务----以优良的控制策略实现对锅炉-汽轮机的统一控制。

以达到锅炉-汽轮机组对负荷响应的快速性和对压力控制的稳定性。

锅炉汽轮机协调控制系统设计的基本思路---保持运行参数稳定是保证发电机组运行安全性和经济性的基本措施，采用能量(物质)平衡方法是设计控制系统
的主要途径。

实现整个能量生产体系的能量平衡自动控制，就要根据各环节的调控边界，进行解耦分析。

根据能量平衡关系，为了实现机组各生产环节的能量平衡调节控制，可以把整个机组的能量平衡控制体系分成两段既相对独立又相互关联的能量平衡控制系统：
(1) 锅炉的入炉燃料燃烧后所产生的热能，与锅炉输送给汽轮机的蒸汽能量之间的平衡，保证机前蒸汽压力稳定；
(2) 汽轮发电机接收到的蒸汽携带的能量，与用电负荷所需电能之间的平衡，维系电网频率的稳定；
上述两个能量平衡控制系统的关系是紧密衔接，相互影响、相互依托的。

第一个能量平衡环节与第二个能量平衡环节是供给与需求关系。

第一个能量平衡环节是整个能量生产体系的能量供给源头；其生产设备的主体，即控制对象是锅炉。

第二个能量平衡环节是整个能量生产体系的能量需求方，其生产设备的主体，即控制对象是汽轮发电机。

机前压力是表征能量平衡的一个重要参数，机前压力恒定是锅炉和汽轮机能量供需平衡的标志。

要维系整体生产系统的总体能量平衡，在系统的可调整范围内，各段能量平衡层面的调控原则是：
(1) 以用汽能量定燃料量：自动跟进补充系统的总热值。

确保输入锅炉的总热量与系统消耗的蒸汽能量相平衡。

锅炉输出的总热量=锅炉效率×输入总热量
(2) 以电定汽：锅炉所产生的蒸汽，要最大化的用于发电，确保机组的供电量与电网的需求电量相平衡。

二、 锅炉汽轮机协调控制----直接能量平衡法（DEB ）
DEB 采用的方法仍是能量平衡，它有较更深刻的能量平衡机理。

它是建立在下述三个基本概念基础之上的。

1、直接能量平衡(DEB)的3个基本概念
（1） T P P 1
汽轮机调节级汽压与机前主汽压力之比作为调速器阀门开度的
测量值。

它的量值直接取自汽轮机工艺机理本身，不会受到阀门本身的非线性和其他机械问题影响，也不会受锅炉侧扰动的影响。

（2） T P P
s P 1
汽压比值乘以机前主蒸汽压力设定值，表示汽轮机向锅炉索
求的能量需求信号。

这一信号建立了汽轮机负荷和调速门开度之间正确的比例关
系，不受锅炉侧扰动影响，不论在恒定负荷或负荷改变时，还是定压运行或滑压运行时都是正确的，它为锅炉和汽轮机之间的协调控制提供了一种有效手段。

在DEB 系统中，它用作锅炉控制器的给定值。

（3） dt b dP
b C P +1热量信号，它用调节级汽压P1加上锅炉蓄能变化(用汽包压力Pd 的微分表示)来测量，间接代表了进入锅炉的燃料量。

它既可反映燃料数量的改变，也可反映出燃料成份、发热量的改变。

同时热量信号也消除了汽轮机侧扰动的影响，能确切表述锅炉供应的能量。

2、能量需求信号（BD ）
T
P P
s P BD 1⋅= （式1） 考虑定压、滑压运行动态补偿因素后,式1的BD 演变为:
dt dP k dt T P P
s P d T
P P s P k T P P s P BD S ⋅+⋅⋅⋅⋅+⋅=21)1(11 （式2） 式2较式1，BD 中增加了作为定压动态补偿用的“能量需求”微分信号，它是。

锅炉储能随负荷增加而增加。

当负荷改变时，燃料率除适应负荷改变外，再增加锅炉储能改变所需的量，则锅炉蒸发量将更加适应机组的能量需求，而机前蒸汽压力将更加趋近其设定值，动态补偿提供了负荷变动过程中锅炉所需要的过燃量。

在定压运行时，动态补偿基于汽机能量需求的变化率；动态补偿使燃料率的改变量与锅炉储能的改变量相等。

这个锅炉储能的改变量是由于蒸汽流量变化引起的。

式2较式1，还增加了作为滑压动态补偿用的机前蒸汽压力设定值微分信号。

在滑压运行模式下，机前压力的设定值将随机组负荷而变；一个增加的压力斜坡信号需要较大的过燃量，对于一个下降的压力斜坡信号则相反。

过燃量的大小取决于要求的压力变化率以及过程时间常数。

3、热量信号(HR)
dt b dP
b C P HR +=1 （式2） 式中，P1反映了锅炉的能量输出；
dt dP C b b 反映了锅炉蓄能的动态变化；
Cb 是锅炉的蓄热系数，它表征了锅炉的蓄热能力，其与锅炉的容量、炉型和锅炉的负荷有关，但在一定负荷范围内可记为常数。

4、直接能量平衡法机炉协调控制系统锅炉燃料调节器的结构
“直接能量平衡”(DEB)指的是锅炉“热量”和机组的“能量需求”相平衡，直接能量平衡法机炉协调控制系统中锅炉燃料调节器的给定值是能量平衡信号(BD)，被调量是热量信号(HR)。

直接能量平衡法机炉协调控制系统因采用了热量信号而无需对燃料发热量进行动态补偿修正。

在调节过程结束，进入稳态工况后有:
能量需求信号（BD ）=热量信号(HR)；
0)1(=⋅dt T P P s P d ，0=dt dP S ，0=dt dP b ；则S T P P =。

机炉间的能量平衡,正是以机前压力(主汽压力) P T 的稳定为标志的。

见图2和图3所示，ALF 为限幅滤波器。

三、 进一步了解基于DEB 的锅炉汽轮机协调控制
1、锅炉主控调节器加入前馈控制
协调控制系统的关键，在于尽可能减少和消除锅炉、汽轮机调节之间的相互影响，应采用扰动补偿、自治或解耦的控制原则。

扰动应由扰动侧的控制回路自行快速消除，而非扰动侧的控制回路应少动或不动，以利于动态过程的稳定。

虽然DEB 在能量请求信号回路中做了动态校正，来克服锅炉对象的大迟延和惯性。

为了进一步提高协调控制系统的负荷响应能力，我们仍采用了加入前馈控制技术复的合控制策略，使锅炉输入能被控制得接近于需求的量，而不完全依赖于反馈控制的缓慢且往往会引起不稳定的积分过程。

影响负荷响应特性的主要因素是在锅炉侧，因此负荷前馈控制的重点也是在锅炉侧。

锅炉前馈通道主要由以下几部分组成:
(1)实际机组负荷指令ULD。

引入实际负荷指令作为前馈信号,可在变负荷过程中负荷过程中,根据机组负荷需求粗略提供燃料量,保证机组的输入能量与输出能量基本一致。

在变负荷过程中起到“粗调”的作用，实现主动调节,加快炉侧响应速度。

(2)能量需求信号BD。

引入能量需求信号BD作为前馈信号,可加快锅炉调节过程,提高负荷响应能力和机前压力调节能力。

(3)经限幅的机组负荷指令ULL与经速率限制后的机组负荷指令信号ULR之差。

其先经过非线性处理（客服小幅负荷指令扰动对系统稳定性的冲击），再经一阶和二阶惯性环节处理后（减小窄幅负荷指令对系统稳定性的冲击，并使前馈作用变柔接近实际需求）作为炉主控前馈信号。

引入该前馈信号可在变负荷初始阶段，预先加减燃料量，超前调节，有效克服锅炉对象的大迟延和惯性。

事实证明当燃料量的瞬时快速变化达到一定量时，炉内热量的改变超出了锅炉的热容蓄热，此时富余部分的变化量能较快地转变为蒸汽量的变化，加快了汽压的响应速度。

(4)机前压力设定值比例微分信号。

引入该前馈信号，可提高滑压方式负荷响应速度，并增强机前压力的动态可控性。

锅炉前馈间图3.
2、锅炉主控调节器变参数运行
按照机组实际负荷和机前压力控制水平，以及热量信号与能量需求信号的偏差来调整锅炉调节器的比例和积分增益，实现锅炉调节器的变参数运行。

按照代表机组实际负荷和压力控制水平的调节级压力，来调整控制参数的目的是提高对控制对象非线性特性的适应性，改善系统的调节性能。

按照热量信号与能量需求信号的偏差，来调整控制参数的目的是---在动态调整过程中，当热量信号与能量需求信号的偏差较大时，比例和积分增益取较大值,以加快调节速度，降低机前压力动态偏差；在稳态调节过程中，热量信号与能量需求信号的偏差较小, 比例和积分增益取较小值,避免过度积分造成超调，增强消除静差的能力，提高系统稳定性。

3、汽轮机对机组负荷的调节，采用串级调节
汽轮机对机组负荷的调节，如果仅采用单回路调节，即只按照机组负荷与指
令的偏差来调整汽轮机调阀的开度，进而控制机组实际负荷。

势必存在以下问题：
(1)受汽轮机调阀流通特性、机械特性的影响，汽轮机调阀实际开度与汽轮机流量指令的对应关系是与实际情况不完全相符的，造成按照汽轮机流量指令控制的负荷变化情况是无法预期的。

(2)汽轮机调阀的调节指令发出后，要等到跨过一定的延迟和惯性，机组负荷才能达到最终的稳定值。

机组负荷响应的延迟和惯性可能引起引起调节系统超调，从而把不稳定因素引入锅炉控制系统。

(3)在负荷变动时，当机前压力偏离设定值后的恢复过程中，会造成机组负荷过调。

机组实际负荷调节采用串级调节，将机组负荷控制器作为主调，并将调节级压力引入副调；由于调节级压力与机组负荷和机前压力控制水平成正比，且调节级压力较机组负荷信号能更快地反映出锅炉扰动和汽轮机内扰，使得调节级压力控制器可根据机组负荷控制器的指令来控制汽轮机调阀，获得更加快速准确的过程控制。

同时也有效地克服了汽轮机调阀的非线性，使汽轮发电机组负荷可直接达到预期的负荷。

4、汽机控制侧加入前馈控制
由于机组负荷控制器的设定值是经过速率限制的机组实际负荷指令，在机组实际负荷指令变化的初始阶段，其对机组负荷的调节作用相对较弱，加之汽轮机调阀存在的死去和惯性，使得汽轮机调阀的动作幅度和速度难以保证机组负荷的快速响应，因此需要较强的前馈信号来确保由汽轮机调阀控制的机组负荷快速响应。

此外，我司机组采用的是电液调节加协调控制，即DEH+CCS方式来实现一次调频功能的。

DEH的一次调频功能按照汽轮机的转速差、转速不等率直接作用于汽轮机调阀；CCS的一次调频功能对一次调频机组负荷动作幅度进行修正和补偿。

利用DEH的一次调频作用的快速性和CCS的准确性，来保障机组一次调频动作的快速性、持续性和准确性，以满足电网要求。

如前述，我司机组协调控制侧的机组负荷控制采用了串级控制方式，其内回路是调节级压力控制回路，外回路是机组负荷控制回路，且内回路动作迅速。

当一次调频动作时，DEH的一次调频功能立即动作，使得汽轮机调阀发生阶跃变化，
进而引起调节级压力快速变化，而机组协调控制侧的调节级控制回路将会对调节级压力偏差进行快速调节，这将使其输出的汽轮机流量指令方向与DEH的一次调频动作方向相反，形成CCS侧调节级压力控制回路对汽轮机调阀的反调作用，致使机组一次调频响应缓慢、并出现反调现象。

因此，我们在汽机控制侧采用了如下几种前馈信号，直接作用于其内回路：
(1)经限幅和限速后的机组负荷指令ULR。

引入该前馈信号,可在变负荷过程中,实现主动调节,加快机组负荷响应速度。

(2)一次调频矫正信号UFQ。

引入该前馈信号，可消除一次调频动作后调节级压力控制回路对汽轮机调阀的反调作用，提高一次调频的动作水平。

之所以，将ULR和UFQ分开引入作为前馈信号,目的是可按照两者不同的作用需求来分开整定其作用强度。

(3)当机组负荷指令改变时，将经限幅的机组负荷指令信号ULL与经速率限制后的机组负荷指令信号ULR之差，经过非线性处理后，作为前馈信号，在机组负荷指令发生变化30sec后，或ULL与ULR之差小于1.5MW时，该前馈信号将按一定速率切换为0。

引入该前馈信号，可充分利用锅炉的蓄热，有效地增大变负荷过程初期的汽轮机调阀动作幅度，确保机组负荷尽快跃出其调节死区，提升机组负荷响应速度。

5、汽机主控调节器变参数运行
按照机组实际负荷和机前压力控制水平，调整锅炉调节器的比例和积分增益，实现锅炉调节器的变参数运行。

按照代表机组实际负荷和压力控制水平的调节级压力，来调整控制参数的目的是提高对控制对象非线性特性的适应性，改善系统的调节性能。

6、变负荷初期，提升机组负荷指令变化速率
为了缩短AGC调节响应时间，同时减弱机组负荷控制回路的前馈作用，在变负荷初期使汽轮机调阀快速开启的幅度，削弱前馈作用对控制系统稳定性带来的冲击。

我们设置了当机组负荷指令改变时，机组实际负荷指令变化速率迅速增加到9MW/min，在机组负荷指令发生变化60sec后，或ULL与ULR之差小于2MW时，机组实际负荷指令变化速率按一定速率切换为正常设定值（6MW/min～7MW/min）的功能。

四、从热控角度出发，通过改善运行调整水平，提升AGC控制指标的建议
从优化完善后的#2机组AGC投运情况来看，目前主要有以下几个运行调整问题需要给予关注
1、合理安排启、停磨时机，做好启、停磨过程中的加（减）煤控制
目前在运行调整方面，个别存在启、停磨不及时，以及启、停磨过程中对启动磨（或停运磨）煤量调整不当的现象。

启、停磨不及时，就会造成燃料控制指令闭锁，进而导致锅炉控制指令和机组负荷指令闭锁，这样一方面会造成主汽压力、主汽温度等波动较大，甚至超温、超压，另一方面还会降低AGC的响应时间和调节速率等性能指标。

从热控方面，目前正在考虑加入在磨煤机启动过程中预减锅炉主控输出指令，在磨煤机停运过程中预增锅炉主控输出指令的控制功能。

在运行调整方面，建议应根据给煤机给煤量的控制水平合理安排启、停磨时间。

在升负荷时段，当所有运行给煤机的平均给煤量均高于35t/h时，应及时启动磨煤机；在降负荷时段，当所有运行给煤机的平均给煤量均小于25t/h时，应及时停运磨煤机。

当然具体值还需运行人员斟酌。

在热控方面将会据此增加相应的启、停磨告警提示。

启、停磨过程中的加（减）煤量的幅度、速度应控制好，不应大幅地突增、突减启动磨（或停运磨）的煤量，以减小启、停磨过程中对自动调节系统的冲击。

2、合理设置定压模式下的机前压力设定值
目前在运行调整方面，个别存在大幅改变机前压力设定值，以及不顾机组负荷水平和机前压力的变化方向、速度来反向调整机前压力设定值的现象。

由于我司还未对机炉协调控制系统的滑压模式进行细致、全面的调试，大幅改变机前压力设定值，其等同于没有可靠控制手段的滑压控制；不顾机组负荷水平和机前压力的变化方向、速度来反向调整机前压力设定值，会使机前压力偏差加大，这都有可能会造成AGC调节品质恶化，致使主汽压力、主汽温度等波动较大，甚至超温、超压，同时引起主汽压力闭锁机组负荷指令。

因此，建议----在运行调整过程中，应根据机组负荷水平来设置机前压力设定值。

3、合理设置给煤量偏置，合理调整手动模式下的给煤机给煤量
目前在运行调整方面，极个别存在对手动模式下给煤机给煤量的调整不当，
以及给煤量偏置设置不当的现象。

对手动模式下给煤机给煤量的调整不当，以及给煤量偏置设置不当，会造成自调系统对煤量的控制裕度不足，在负荷变动时，引起燃料控制指令闭锁，进而导致锅炉控制指令和机组负荷指令闭锁，这样一方面会造成主汽压力、主汽温度等波动较大，甚至超温、超压，另一方面还会降低AGC的响应时间和调节速率等性能指标。

因此，建议----在运行调整过程中，通过设置给煤量偏置，调整手动模式下的给煤机给煤量，在高负荷段，使所有投自动给煤机的给煤量均高于32t/h，小于36t/h；在中负荷段，使所有投自动给煤机的给煤量均在30t/h左右；在低负荷段，使所有投自动给煤机的给煤量均高于
24t/h，小于28t/h。

当然具体值还需运行人员斟酌。

4、长期投入风量、风压自动
我司风量控制通常也在手动模式，尤其是一次风压自动。

这样协调控制系统就不能充分利用磨煤机的蓄粉能力，来克服制粉系统的迟延和惯性，造成AGC 的调节品质下降。

建议长期投入一次风压自动。

5、尽量增加投入煤量自动的磨煤机数量
投入煤量自动的磨越少，燃料自动调整范围越窄，造成燃料调节余量不足，在负荷指令连续变化幅度较大时，易出现燃料调节器输出超限，PID运算积分饱和，造成机组负荷指令闭锁、控制运算失常、系统稳定性降低。

投入煤量自动的磨越少，投入煤量自动的磨煤机的煤量调整幅度越大，越频繁，这样一方面会影响协调控制系统的调节品质；一方面会造成煤量控制不稳定，影响燃烧的稳定性和可靠性；此外还会使磨及其相关脂粉设备使用寿命降低。

投入煤量自动的磨越多，煤量控制越稳定，燃烧的约稳定性，并有利于改善自动控制系统的调节品质。

建议只保留1台磨的煤量控制在手动模式，投入其它磨煤机的煤量自调
五、附图。