热电厂机组协调控制系统优化方案

*****热电厂#2机组协调优化试验方案1.概述1.1 项目名称：**********热电厂#2机组协调优化试验。

1.2 项目简介：*******#2汽轮机采用上海电气集团股份有限公司生产的CZK300-16.67/0.4/538/538双缸双排气直接空冷汽轮机，******热电厂锅炉为单汽包、自然循环、循环流化床燃烧方式，DCS分散控制系统（含DEH）采用杭州和利时MACSV系统。

本项目对#2机组进行负荷升降扰动试验，并依次作为试验依据对协调控制系统提出优化策略，并利用试验数据对DCS组态参数进行优化和整定，保证机组调节性能满足电网AGC考核要求。

1.3 项目地点：*****热电厂1.4 项目工期：2016年月日-2016年月日2.依据及标准1）DL/T 656—2006，火力发电厂汽轮机控制系统验收测试规程；2）DL/T 711－1999，汽轮机调节控制系统试验导则；3）DL/T 824-2002，汽轮机电液调节系统性能验收导则；4）DL/T 774-2004，火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程；5）西北区域发电厂并网运行管理实施细则（试行）；6）西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则(试行)；7）国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》。

3.试验内容为了保证协调控制系统调试工作顺利进行，需对#2机组进行升降负荷扰动试验。

为了保证试验和调试的顺利进行，在此过程中需尽量保持煤质参数的稳定。

试验内容主要包括：大范围快速升降负荷试验；典型工况点负荷锯齿波试验；典型工作点阀门扰动试验。

1）大范围快速升降负荷试验在大范围升降负荷试验中，对机组进行从150MW至250MW之间的负荷段进行分段试验，由运行人员进行手动调节，保证机组的升降负荷速率不低于1%Pe/min，最高达到1.5%Pe/min；在升降负荷过程中，给煤量和汽轮机阀门开度由运行人员手动调节，给煤量调节部分由清能院进行指导操作。

在此试验过程中，测试流化床锅炉的大惯性特性和蓄热利用特性，分析给煤量前馈作用对快速变负荷和参数的影响；其次，在此快速变负荷过程中，观察给水自动调节系统和风量调节自动控制系统性能是否能够得到保证，是否能够满足机组快速变负荷需求。

2）典型工况点负荷锯齿波试验分别在典型工况点55%、65%、75%、85%负荷点附近进行机组负荷快速来回扰动试验，该试验过程中均由运行人员手动操作。

以55%运行工况为例，在55%运行工况下以1%~1.5%的升负荷速率快速提升30MW机组负荷，待机组负荷达到目标值后，往反方向快速降低40MW，给煤量调节由清能院进行指导操作。

该试验主要分析锅炉大惯性和给煤大范围波动对控制性能和品质的影响。

3）典型工作点阀门/燃料量扰动试验在顺序阀运行方式下，对不同负荷点进行阀门扰动试验，测试不同负荷工况下阀门开度对机组负荷的影响，测试燃料量扰动对主蒸汽压力的影响，并记录试验数据。

4.试验条件4.1 电网调度允许#2发电机组退出AGC，允许退出一次调频。

4.2 允许机组在150MW—250MW进行双向负荷扰动试验。

4.3 允许#2机组本地进行缓慢的负荷变化，负荷整体变化幅度约为90MW左右（单个阀门最大的可调负荷幅度±10%Pe）。

4.4 允许进行8~10小时的连续测试试验。

4.5 汽轮机调节切为手动模式，有运行人员按照1.5%每分钟负荷变化速率操作；4.6 锅炉切为手动运行方式，进行给煤量的增减操作，初期进行过量增减煤操作，保持机组负荷能够持续变化，压力波动范围小于0.8Mpa。

5.试验方法及步骤5.1试验优化基本方法现有机组AGC特性研究→进行机组拉负荷试验→制定AGC优化方案→AGC组态方案下装及参数调试→试运行。

1)施工前做好相应的准备工作，熟悉机组现有DCS组态控制方案，对DCS组态进行备份；2)与班组技术人员及运行人员进行技术交流，制定初步的优化方案和措施；3)编制DCS组态优化设计方案，与电厂技术人员进行交流通过后，对现有机组DCS组态方案进行调整；4)根据DCS组态设计要求，对机组进行相关的性能试验，对DCS组态参数进行在线优化和调整；5)对优化调整后的控制效果进行观察，适当时候进行在线微调，待机组各项指标满足控制要求后方可进行验收。

5.2大范围快速升降负荷试验1）预备条件：AGC解除、一次调频解除、协调控制系统解除自动状态；送风系统自动投入，给水系统自动投入；增大脱硫和脱硝系统反应剂的使用量，将二氧化硫和氮氧化合物控制在较低水平；对机组负荷从150MW至250MW进行升降快速升降负荷试验，此试验可以分段进行；2）在试验开始过程中，以每分钟1.5%的阀门开度逐步开发阀门开度，此阀门开度的开启速率根据负荷变化率的实际情况而定，保持机组负荷的变化率不低于1%Pe/min；3）随着汽轮机阀门开度的增大，运行人员手动进行给煤量操作，为了保证汽轮机在快速升降负荷过程中锅炉发热量能及时跟上，在升负荷前期增加给煤量的投入，由*****院人员进行指导；在降负荷过程中前期大幅度减少给煤量；尽量保持机组压力的平稳，且给煤量输出需保持平稳；4）机组升降负荷过程中，关注锅炉燃烧情况以及汽包水位等情况，观察锅炉给水系统以及风量调节系统是否可以及时跟踪上负荷的变化速率，保证压力的波动值低于1Mpa，当发现异常时候即使终止实验。

5.3典型工况点负荷锯齿波试验该试验步骤与5.2试验步骤一致，只是在进行锅炉升负荷过程中达到目标值后，紧接进行锅炉降负荷扰动试验，观察机组各状态参数变化情况。

分别对55%、65%、75%、85%等典型工况下进行负荷锯齿波扰动试验。

5.4典型工作点阀门/燃料量扰动试验1）当机组负荷稳定在试验工况点后，增加阀门2的开度，观察主蒸汽变化情况和负荷变化情况；2）待阀门开启参数稳定后，增大锅炉给煤量，将主蒸汽压力调节至试验前水平，观察给煤量变化情况和机组负荷变化情况。

3）待上一步完成调节后，阶跃增大燃料量，观察机组负荷和主蒸汽压力的变化情况；4）分别对55%、65%、75%、85%等典型工况下进行阀门和燃料量扰动试验。

6.组态策略本方案的主要目的提升机组的变负荷速率和调节品质，满足电网AGC两个细则的要求，并在此过程中避免蒸汽参数在大范围内波动。

试验方式主要针对汽机主控、锅炉主控、风量控制、给水控制等系统。

其中，给水控制系统依据试验情况决定是否进行修正。

汽机主控方面：增加汽轮机主控中前馈环节，按照机组实际目标负荷指令，按照1%变化速率进行折算成目标阀门开度指令前馈信号；其次，对汽机测PID 参数进行整定，现有汽机测PID参数调节过慢，调节速率在0.4%左右，需对汽机侧PID参数进行重新整定。

锅炉主控方面：依据试验结果，对锅炉给煤量前馈信号指令根据当前煤质情况进行重新拟合和标定；添加锅炉给煤量预增/减环节，在机组变负荷初期，根据AGC原始信号指令与机组实际负荷见的差值，对锅炉给煤量进行预增/减，实现在机组增负荷初始阶段预增煤，当负荷接近目标负荷时进行反向调整；增加压力前馈补偿回路，尽量保持机组压力参数的稳定；增加煤质短期矫正回路，判断机组是否处于稳定工况，当机组在10分钟范围内属于稳定工况时，对该阶段的负荷和给煤量进行积分求比，进而对锅炉前馈换件各部分进行在线校正，不使用长积分BTU校正，避免长积分校正对锅炉产生干扰，在此过程中必须保证调试期间的煤质稳定，否则无参考标准进行标定。

风量调节方面：考虑到床温和床压分布不均的问题，为了保证机组的安全运行，在风量调节中，在机组快速变负荷阶段快速提升一次风流量，增强床料中即燃碳的燃烧作用，快速提升锅炉热量；而在降负荷过程中，不对一次风量进行前馈补偿作用，避免床压失衡和局部超温。

7.注意事项1）应成立专门的试验小组，调度、组织、试验、安全等任务由小组成员各司其职。

2）试验期间，锅炉负荷需快速跟踪汽轮机阀门的变化情况，在保证机组运行安全的条件下对机组燃料量进行快速的增减操作。

3）试验期间，要密切监视汽包水位、主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、床温、床压等等，尤其是涉及汽机和锅炉保护的参数。

如发生关键参数运行品质恶化、或者继续试验可能引起关键参数运行品质恶化的情况时，应立刻终止试验。

4）如出现其它异常工况，应立刻终止试验，并由运行人员积极干预，保证机组运行的安全。

5）试验过程中，如果污染物排放超标需立即终止试验进行恢复，在试验准备前期提前将污染物排放量控制在较低水平。

8.质量标准及保证措施8.1质量标准在2016年8月10日前完成#2机组负荷扰动试验工作，包括过程试验、优化方案、优化内容实施，2016年8月15日前完成试运、验收。

当遇到因电厂方与电网协调或机组其他原因导致试验条件受限时，应根据受限情况进行延后工期。

项目完成后应达到以下质量标准：1）主蒸汽压力在变负荷过程中，压力波动范围±0.8MPa之内，稳态波动±0.3MPa；2）主蒸汽温度动态过程中波动范围±6℃，稳态±2℃；3）机组负荷调节速率最低满足1%Pe/min，并满足两个细则要求。

8.2质量保证措施1）项目负责任人是本工程质量第一负责人，下设专职质量负责人,负责对工程全过程的质量监督、检查及验收，以做到全过程质量管理与控制。

2）严格执行各项技术标准、规范和国家、行业及国家电力公司制定的技术规范、质量检验和评定标准以及业主方提出的特殊要求。

3）开工前，组织作业人员学习作业技术规范、质量标准，熟悉作业图纸及有关资料、操作规程等。

4）工程项目开工前按照规定备齐各类文件、资料，杜绝违反作业技术规范及技术文件盲目作业。

5）在试验过程中保持与业主沟通，及时掌握业主对作业质量的要求与建议，严格按照业主的要求开展质量工作。