单元机组协调控制系统在电厂的应用

单元机组协调控制系统在电厂中的应用
梁爽
(宁夏中宁发电有限责任公司，宁夏中宁755100)
摘要：本文以中宁电厂协调控制系统为例，介绍了单元机组协调控制的系统的组成,作用及动作原理
关键词：
前言
随着大容量，高参数火力发电机组在电网中所占比重的不断扩大,对机组的自动调节系统提出了更高的要求，既要保持机组的运行参数恒定,又要使机组能够快速满足电网负荷变化需要，协调机组内、外能量平衡。

本文以宁夏某电厂330MW火力发电机组协调控制系统为例，来对单元机组的协调控制系统做简单介绍。

1机组情况介绍
宁夏某电厂为2×３30MW火力发电机组,2004年底投入商业运行。

锅炉为引进型亚临界自然循环汽包锅炉,中速磨直吹制粉系统,汽轮机为亚临界一次中间再热、单轴、双缸双排汽、凝汽式汽轮机，发电机为QFSN－330-2型水氢氢发电机。

DＣS系统为新华XDＰS 4０0+系统，包括了SCS、MCS、FSＳS、EＣＳ、DＡS、ＢPS、DEH等,是宁夏较早实现ＤCS一体化的火力发电机组,所有子系统均挂在同一实时数据高速公路上，实现了信息和资源的共享,这也为实现机组的协调控制增加了很多便利条件。

该电厂协调控制系统主要实现机组的AGC控制功能,机组控制方式在ＣC ＢF、CCTF、ＴF、ＢＦ间的无扰转换,下图1就是单元机组的负荷控制中心，位于两侧的分别是锅炉主控器和汽机主控器,ＡＧＣ控制部分是协调方式时机组负荷指令中心,根据锅炉主控和汽机主控投入自动的顺序,可以来实现机组是处于ＣCＢＦ还是CCＴF方式运行,AGC自动按钮按下后，可以实现电网自动发电控制，自动响应网调负荷指令。

新华ＤＣS组态软件简单易懂,逻辑关系清楚，在后面的
介绍中主要通过对主要的组态逻辑来进行。

图1
2单元机组的负荷控制方式
2.1锅炉跟随的负荷控制方式（BF)
当机组负荷要求发生变化时，先是汽轮机侧动作，开大调门，增加进气量，使发电机输出功率能快速满足要求,锅炉侧则要等到主汽压力发生变化时，通过主汽压力调节器来调整锅炉燃料量。

这样虽可使的机组能快速适应负荷,但由于本身机组的容量大，锅炉蓄热能力相对减小，负荷大幅波动时主汽压力变化也较大，不利于机组的稳定运行，下图2为该厂锅炉指令计算回路逻辑图。

图2
本质上是一个简单模式的直接能量平衡为基础的控制方式，以能量平衡信号Ｐ1*Ｐ0/PＴ（P1:调节级后蒸汽压力Ｐ0：主汽压力设定值PT:主汽压力)为锅炉主控负荷指令,以压力比Ｐ1/PＴ来表征汽轮机的有效阀位,从而可以使该种方式同时适应与定压和滑压运行方式。

锅炉跟随方式一般用在单元机组锅炉侧设备正常运行、但汽轮机侧出力受限时，或对于锅炉蓄热能力较大的机组。

2.2汽轮机跟随的负荷控制方式(ＴF)
当外界负荷需求发生变化时,锅炉侧首先动作，负荷控制器直接增加锅炉燃料量信号，增加锅炉热负荷。

当锅炉蒸发量增加,主汽压力开始上升并逐渐高于设定值时,压力调节回路动作,直接作用于DEH系统开大汽轮机进气调阀,增加汽轮机进气量,使汽轮发电机功率和外界负荷要求相匹配。

下图3为TF方式汽轮机指令控制逻辑。

这就相当于用锅炉控制机组负荷,汽轮机来控制主汽压力。

图3
这就使得汽轮发电机必须要等到主汽压力升高后出力才能增加,由于锅炉燃料在输送、燃烧及传热过程中有较大滞后,使机组的功率响应也相对有较大滞后，对单元机组稳定有利,但不利于整个电网的负荷控制及功率调节。

一般用在汽轮机设备正常，但锅炉设备受限制时或对承担基本负荷的单元机组。

2.3机炉协调控制方式
由于上述两种方法各自的优缺点，没有使经机组满足外部负荷要求与对内维
持机组稳定运行达成一致，需要采取另外的方法来使机、炉协调动作,及能快速响应负荷要求，又能维持压力稳定,以下是以该厂CＣBF(以锅炉跟随为基础的协调控制方式）控制方式为例进行介绍。

图４是CCBF方式下的锅炉主控指令逻辑图，由表中可知，锅炉指令计算回路中主调节器仍是以直接能量平衡DＥB为基础的,负责调压，来实现锅炉指令的精确调节，副调节器则加入了机组负荷指令前馈信号和校准后的燃料均值信号，主要来实现锅炉指令的快速调节。

机组负荷发生变化时，在汽轮机开大调门的同时,未等到反映锅炉热负荷的热量信号出现偏差前，锅炉侧通过对机组负荷指令的Ｆ（ｘ）分段函数关系提前动作,同时为加快这种动作幅度，还同时又加入了对机组负荷指令的微分作用，这两种作用叠加在副调节器之前，使得副调节器能快速做出反应改变指令输出。

随着时间的推移，微分作用逐渐停止，此时热量信号才出现偏差，主调节器再开始动作,既利用了锅炉蓄热储能来适应负荷的快速响应，又能提前改变了锅炉的燃料量指令,预见性的调整了锅炉燃烧状况,为后期机组的稳定创造了有利条件。

图4
相对而言此时的机侧指令回路就简单些,如图5所示,控制回路中只有一个调节器,直接根据机组实际负荷指令和机组负荷反馈信号来进行调节，另外就是将
压力偏差信号作为前馈信号引入到了汽机指令回路中。

机组负荷指令发生变化
图５
时，先通过负荷指令对机控的前馈作用在调节器输出后施以部分影响,最后主要还是通过负荷指令与反馈的偏差信号来实现负荷无差调节。

同时对压力偏差信号的引入,实际上是对汽轮机调门的限制作用,可以在一定承度上帮助炉侧减缓主汽压力饿急剧变化，但这也在机组已CCＢF方式运行时减缓了机组输出功率的响应速度,实际上是以降低电功率的响应性能为代价来换取了汽压控制质量的提高。

从上面对该厂协调控制系统的介绍,可以初步的对协调控制系统总结：将锅炉、汽轮机视为一个整体,将TF、BF两种控制方式向结合,一方面利用调节汽门动作,在锅炉允许的汽压变化范围内，利用锅炉的一部分蓄热能量,适应负荷变化的需要；另一方面又向锅炉迅速补充燃料。

通过这样的控制方式,单元机组的实际输出功率能迅速响应给定功率的变化,又能保持主汽压的相对稳定。

图6则给出了协调控制系统直观的结构，对于协调控制系统两个重要的被调量,功率和压力，任一调节量的动作都要同时考虑两个被调量的要求,协调操作加以控制，相应地,任一被调量的偏差都是通过机、炉两侧的两个调节量协调动作来消除,就是协调控制系统的本质。

图６
3 实际应用情况
该厂协调控制系统自２004年机组投运后一直正常投运，下面是20０９年４月对#１机组进行负荷扰动试验时的趋势图（图７），通过这个试验来具体分析协调控制系统的动作过程。

图7
机组试验前工况:机组处于AGＣ控制，以CCBF方式运行,试验前负荷指令２６0MW，机组实际负荷２59.59MW。

1２：09：06ｓ网调AGC负荷指令由260MW突升至2９0MW,AGC机组负荷指令的突变通过微分作用以前馈身份快
速作用在锅炉主控指令输出中，使锅炉主控煤量指令由135T/H快速升到158T ／Ｈ，但随着时间推移，微分作用开始逐渐减弱，锅炉主控煤量指令经过一个突起的尖峰后开始回落。

但由于此时主汽压力的偏差开始显现,锅炉先前的蓄热被逐渐开大的汽机调门所消耗，锅炉主控煤量指令回路中的主调节器开始计算输出，由开始增加锅炉主控煤量指令输出,来抑制主汽压力的不断下降。

对于汽机主控指令输出则显得较为平缓，这是由于虽然AＧＣ负荷指令突变3MW,但送到汽机主控回路中的机组实际负荷指令要受到机组实际设定的变负荷率限制，按照一定的速率进行，最后达到目标值。

这一方面是出于对机组稳定性的考虑，若过快的开启机侧进气阀门虽能使机组负荷快速响应，但将造成主汽压力的波动加剧,同时也看到锅炉主控指令回路中采用AＧＣ机组负荷指令而不用实际机组负荷的原因,锅炉本身热惯性大，要提前调整,若用实际负荷指令微分作用的效果将不能发挥。

经过4分钟的调整后机组负荷基本达到负荷要求，后面的曲线波动则主要反映了调压回路调整机组稳定的过程,动作方向与设计一致。

4结论
以上主要通过介绍中宁电厂协调控制系统的组态、以及负荷扰动试验的过程来简单介绍了协调控制系统主要的指令计算回路,实际上单元机组的负荷控制系统还包括很多功能，除了能对外满足负荷要求，对内维持机组运行稳定外，还要能在设备发生异常或事故时,按照实际工况进行调整，如发生RB时机组负荷指令如何计算,发生辅机达上、下限时协调控制系统要如何动作等。

希望通过这种理论和工作实践先结合的方法，能真正理解协调控制系统的实质，从而又能更好的服务于实践。

作者简介:梁爽（１９86—),女,从事电厂热工自动化检修工作。