某电厂协调控制系统优化
MW机组协调控制实例
控制设备升级
1 2
硬件升级
升级控制系统的硬件设备，提高设备处理能力和 可靠性。
软件升级
更新控制系统的软件版本，增强软件功能和安全 性。
3
通信网络升级
优化通信网络结构，提高数据传输速度和稳定性 。
06
结论与展望
结论
本文通过对MW机组协调 控制系统的研究，实现了 对多台机组的协调控制， 提高了机组的整体运行效 率和稳定性。
顺序控制策略
总结词
顺序控制策略是一种基于预定顺序的协调控 制策略，按照预定的顺序依次控制机组的启 停和出力。
详细描述
该策略根据电力系统的需求和机组的实际情 况，制定一个机组的启停和出力的预定顺序 。当电力系统的负荷发生变化时，按照预定 顺序依次控制机组的启停和出力，以满足电 力系统的需求。通过合理的顺序控制，可以
控制效果
该机组在协调控制模式下，能够快 速响应负荷变化，保持机组运行稳 定，同时具有较高的经济性和环保 性能。
某电厂2PLC）和工业控制计算机相结合 的方式，实现对机组的分散控制
。
协调控制策略
采用基于负荷指令的前馈-反馈 控制算法，通过预测未来负荷变 化趋势，提前调整机组参数，提
棒性，以适应不同工况和机组类型。
此外，可以考虑引入人工智能、机器学习等技术，实现更加智
03
能化的协调控制，提高机组的运行效率和稳定性。
谢谢您的聆听
THANKS
实现机组的协调运行和负荷的合理分配。
04
MW机组协调控制实例分析
某电厂100MW机组协调控制
控制系统结构
该机组采用分散控制系统（DCS ），实现对锅炉、汽机和辅助系
统的集中控制。
协调控制策略
300MW火电机组协调控制系统优化
电气工程与自动化♦Dianqi Gongcheng yu Zidonghua300 MW火电机组协调控制系统优化杨宏斌(山西临汾热电有限公司，山西临汾041000)摘要:分析了同煤集团山西临汾热电有限公司原协调控制系统存在的问题，找出了电厂机组AGC调节品质较差的本质原因，并 针对协调系统锅炉汽机主控以及调节过程中涉及的燃烧子系统的自动控制进行了优化。
优化后的机组双细则考核和补偿数据证明了 该方案的适用性和有效性。
关键词:AGC;协调;优化0引言同煤集团山西临汾热电两台30万kW机组的DCS系统采用 的是北京国电智深NT+控制系统,汽轮机电液调节系统DEH 采用美国ABB公司的Symphonyx系统。
控制功能方面，DCS系 统实现了MCS自动控制系统、顺序控制系统SCS、锅炉安全 监控系统FSSS、数据采集系统DAS及事故追忆SOE功能，而 DEH系统则对汽轮机启停、调门控制和重要参数进行监视和 保护。
机组协调控制方式为锅炉跟随汽机，即当机组在CCS控 制方式和AGC控制时，锅炉调节汽压，汽机髙压调汽门控制 功率，将汽压偏差引入汽轮机主控制器，让汽轮机在控制功 率的同时，配合锅炉共同控制主蒸汽压力，以改变汽压的控制 质量。
1现存问题分析及解决方案临汾热电两台机组设计接收来自中调AGC信号，由CCS 系统计算负荷偏差，并计算出机组目标负荷，由DEH系统进行 负荷调节。
临汾热电2014年双机运行以来，AGC调节品质差、一次调频动作不正确,造成机组整个协调控制系统品质差，影 响了机组的各项指标要求。
从现场来看，主要存在以下问题：锅炉侧惯性迟延较大、磨煤机制粉风量控制差，导致实发功率 不能及时跟随调度指令;高压阀门摆动,造成负荷不稳，恶化 了调节品质;一次调频动作不可靠。
以上问题的存在,造成临 汾热电两台机组不能达到两个细则对于机组稳定性、准确性、快速性的要求。
1.1磨煤机制粉风量控制差1.1.1原因分析AGC功能主要有三个闭环控制:机组控制环、区域调节控 制环和计划跟踪环,机组控制环由DCS自动实现;区域调节控 制的目的是使区域控制误差调到零，这是AGC的核心;区域计 划跟踪控制的目的是按计划提供发电基点功率。
基于宽负荷调节的协调控制优化
基于宽负荷调节的协调控制优化摘要：为确保电网对于火力发电机组宽负荷调峰响应的要求，并提高机组运行的灵活性、经济性和稳定性，结合我厂超临界燃煤机组实际情况，在不经过机务改造的前提下，通过对协调控制系统进行纯控制优化，达到提高协调控制品质，并且保障机组安全、稳定、经济运行。
通过对机组部分负荷变动数据分析，可以得结论：协调控制系统品质显著提升，能够满足电网深度调峰及日常调频调节要求，为电厂实现宽负荷调峰、灵活性运行提供了技术保障。
关键词：协调控制，火电厂，宽负荷调峰1协调及子功能控制优化内容1.1锅炉主控重新构造变负荷前馈：根据变负荷速率、负荷跨度及压力变化趋势动态确定前馈量，并根据压力偏差使该前馈量可提前刹车或延迟结束；当负荷开始变化时，该前馈量迅速变化，以快速补偿锅炉惯性；负荷变化结束时，前馈量缓慢结束，保证锅炉能量的稳定。
该前馈量作用至煤量、送风、引风机、一次风、减温水、脱硝等系统。
新建锅炉主控=压力闭环调节器+可变压差微分+超压踢煤+能量前馈+负荷指令前馈，提高锅炉针对各个工况下压力调节的快速性，提高响应能力。
将锅炉主控改为变参数调节，比例、积分、微分相互分离，以适应不同工况下调节需求；采用动态、静态不同参数，以适应锅炉运行情况。
表1锅炉主控参数表表2比例分段函数表表3积分分段函数表表4微分分段函数表主蒸汽压力是衡量机组锅炉蒸汽产量与负荷是否匹配的重要指标，主蒸汽压力在出现较大波动时，意味这锅炉和汽机能量不平衡，影响机组安全稳定运行。
通过优化增加压力偏差大、静态偏差大快速踢煤回路，从而保证主汽压力有效精准可控。
表5压差踢煤函数表主汽压力压差（SP-PV）锅炉负荷指令（MW）-100-13-2-13-1.5-10-0.8-60.861.51021310013表6踢煤分段函数表锅炉负荷指令（MW）踢煤系数00.2700.21050.31350.41500.81751215127513151350138014001锅炉主控传递函数见图1。
火力发电机组CCS协调控制系统的优化
火力发 电机 组 Ｃ ＧＳ协调控 制系统 的优化
文／ 王培成
机前 压 力 机 前压 力 设 定值
为满 足 电 网的调 频要 求， 大
型 火 电机 组投 运 Ａ Ｇ Ｃ功 能 ， 则 需
调 节级 压 力
汽 包 压力
目标 负荷
实 际功 率
要Ｃ Ｃ Ｓ协 调 控 制 系统 长 周 期 经 济 稳定运行 ［ Ｉ 】 ，能 更 好 的适 应 蒸 汽
负荷 升 降 变化 。本 文 以某 火 电厂
１ ＃机 组 Ｃ Ｃ Ｓ协 调 控 制 系统 为 例 ，
分析 了该 系统 改造 前控 制 方案 的 缺 陷 ， 提 出 了 优 化 控 制 方 案 ， 经 次 调 频和 Ａ Ｇ Ｃ试 验 证 实 各 指 标 均优 于 网调规 定 ， 提 高 了 自动 控 制品质。
此时仅仅依靠汽机 能量需求信号和热量信号的 偏差来改变燃料量，导致压力响应速度慢 。特 １ ） 汽机 能量需求信 号Ｂ Ｄ ＝（ Ｐ １ ／ Ｐ Ｔ ） 别是在升降负荷结束后，稳态偏差迟迟不能消 ｘ ｐ Ｔ Ｏ ＋（ Ｐ １ ／ Ｐ Ｔ）ｘ ｐ Ｔ ０ Ｋｌ ｘ ｄ ｆ（ Ｐ Ｌ ＯＴ）￣ Ｐ Ｔ ０ ） ／ 除 ＸＤＰ Ｓ 一 ４ ０ ０ ，ｃ ＣＳ ｆ ｃ ｏ ｏ ｒ ｄ ｉ ｎ ａ ｔ ｅ ｄ Ｃｏ ｎ ｔ ｒ ｏ ｌ Ｓ ｙ ｓ ｔ ｅ ｍ） ｄ ｔ ＋ Ｋ２ ｘｄ ｐＴ０ ／ ｄ ｔ。 １ ． ２ ． ２ ＡＧ Ｃ投入后 ，汽机负荷 响应慢 ，不 能达 为Ｆ ｏ ｘ ｂ ｏ ｒ ｏ公 司 ， 并将 厂用 电、ＤＥ Ｈ、ＭＥ Ｈ、 ２ ） 锅炉 热量信 号 Ｑ＝Ｐ １ ｘ Ｋ＋ Ｃｋ ｘ ｄ （ Ｐ ｂ ） ／ ｄ ｔ 到 网 调 的 要 求 吹灰等 系统 纳入 到 ＤＣＳ系统 中。本 文将 介绍 其 原 理 图 如 图 ｌ所示 。 对火力发电机组来说 ，负荷的响应速度和 该厂 的 １ 撑机组 的 ＣＣ Ｓ控制策略优化 ，供其它 上述 汽机 能量 需求信 号和 热量 信号 组成 机前压力的波动量是一对矛盾的过程 。如升负 电厂借鉴 。 了燃料控制 的主要部分 。但是该方案对于锅炉 荷时 ，要保证负荷 的响应速度 ，就要迅速动作 热量信号的准确度要求较高 ，由于现场调试条 汽机调 门，充分利用锅炉蓄热 ，所 以会 导致主 １改造前协调控制系统 件的限制、 机组长期运行特性变化很大等原 因， 汽压力 的快速下降 要 保证主蒸汽压力 的平稳 ， ｉ ． ｉ改造前协调控制 系统控制策略分析 导致热量信号可能无法整定 的很精确 ，最终使 就 需要牺牲 负荷 的响应速度 ，等待锅炉燃烧产 得能量 需求信号和热量信号之间总是存在一定 生的新 蒸汽 。Ｃ ＣＳ投入 后，从 机组 运行 角度 某 电厂 １ 机 组 采 用 西 屋 早期 的控 制 策 偏差 ，影响主汽压力 的控制效果 。尤其是在投 来考虑 ，升 降负荷过程 中希望主蒸汽压 力波动 略一 能量平衡 。即稳态时汽机的能量需求信号 入 ＡＧ Ｃ的情况下，主汽压力超 调会 很大。 较小 ，所 以一般采取适 当牺牲负荷 的响应速度 和热量信号平 衡，保 持燃 料指令输 出为定值； 来 保证主 蒸汽压 力 的稳 定。但 是在投入 ＡＧＣ ． ２改造前协调控制 系统存 在问题 动态过程 中由于热量信号和汽机能量需求信号 １ 后，网调更关 心负荷 的响应速度 ，所以必须对 不 平衡 ，他 们 的偏差 通过 Ｐ Ｉ Ｄ运 算 输 出去改 原先的控制策 略进 行优化 ，不仅 要保证 主蒸汽 面对 网调对 电厂 ＡＧＣ、一次调频 等要求 变燃 料量，经过调整最终使热量信号和汽机能 压力 的波动 量而且还要 满足 Ａ ＧＣ对负荷 响应 机 组原控制方 案无法 量 需求 信 号 达 到 新 的 平 衡 ， 进 入 稳 态 工 况 。为 的 日益提 高，该 电厂 １ 速度 的要求。 了增 强 锅 炉 的 响 应 速 度 ， 原 控 制 策 略 中 还 有 负 满足要求 ，所 以必须对控制方案不 足之 处进行 优化 。改造前机组运行过程 中发现 ，升 降负荷 ２优化后协调控制 系统 荷指 令的微分前馈。这个前馈回路 的主要功能 是 ： 升 ／降 负 荷 时 ， 立刻 增 加 ／ 减 少 适 量 的 燃 存 在 以 下 问题 ： ２ ． １优化后 协调控 制系统控 制策略 １ ． ２ ． １ 机前主汽压力 响应慢 料 量：升 ／ 降负荷结 束后 ，减少 ／ 增加适 量的 升 负荷 时 ，汽 机通 过增 加调 门开 度来 增 燃料 量 ，以保证升 ／ 降负荷时 ，锅 炉能够迅速 针对 改造 前锅 炉、汽机 控 制策 略存 在 的 加 负荷 ，汽机 能量需求信号立刻增大，但是锅 增加 ／ 减 少 燃 料 ， 在 升 降 负 荷 结 束 时 ， 锅 炉 能 不足之处 ，我们对控制方案进行 了优化 。改进 炉燃 烧 是 一 个 大 惯 性 大 迟 延 的 过 程 ， 由于 热 量 够 减 去 或增 加 部 分 燃 料 量 从 而 保 证 主 汽 压 力 超 后控制策略原理图如图 ２所示。 信号整定不够精确或者锅炉长期运行特性有所 调量 较 小 。 变化 ，使得 热量信 号不能够完全正确反映锅炉 ２ ． ２优化后协调控 制系统分析 ＣＣ Ｓ投入 后 ，汽 机 主控 回路控 制 负荷 。 的燃烧 情况 。当升降负荷进行时，如果升速率 当实 际负荷和 负荷 设定值 存在偏差时，通过调 针对 原 来控 制方 案的 不足 之处 ，我 们对 定，那么负荷指令前馈微分输 出为恒定值 ，
660MW超超临界机组协调控制系统优化分析
学术论坛660MW超超临界机组协调控制系统优化分析张 鑫（京能（锡林郭勒）发电有限公司，内蒙古 锡林浩特 026000）摘要：本文主要对国内某发电公司的两台660MW超超临界机组协调控制系统进行分析，首先分析了机组的协调控制相关的策略特点与难点，然后对机组的运行期间出现的协调控制系统问题加以优化，最终为机组的运行安全和经济运行打下一定的基础。
关键词：660MW超超临界机组；控制策略；优化；大延迟；协调控制系统1 概述本次分析的机组为660MW超超临界褐煤间接空冷机组。
锅炉为高参数超超临界褐煤直流锅炉，并使用中速辊式正压直吹式的制粉系统，汽轮机为高背压九级回热高效汽轮机，发电机为双水内冷汽轮发电机，机组辅机配置为：空气预热器两台、磨煤机七台、送风机两台、引风机两台、一次风机两台、汽动给水泵一台，公用电泵一台。
热工控制系统（DCS）使用OVATION分散控制系统，模拟量控制系统（MCS）能够对系统进行分散控制，并针对锅炉和汽轮机以及设备加以连续的闭环控制，确保机组稳定安全，符合安全启、安全停、定压、滑压的运行标准。
2 协调控制的策略分析超超临界机组使用的协调控制系统由汽轮机和锅炉的主控回路、负荷指令和主蒸汽压力的相关设定、协调方式的切换、辅机故障快速减负荷、频率和热值的校正等功能回路。
汽轮机和锅炉的主控回路一般情况下有四种不同的运行控制：汽轮机跟随控制方式（锅炉和汽轮机的主控系统分别是手动和自动），机炉协调控制方式（锅炉和汽轮机的主控系统均为自动），锅炉跟随控制方式（锅炉和汽轮机的主控系统分别为自动和手动），基本控制方式（锅炉和汽轮机的主控系统均为手动）。
协调控制系统通常使用锅炉跟随的方式。
炉跟机协调控制方式下，由锅炉主控系统来承担维持机前压力，而汽轮机主控则使用在对机组的负荷控制。
此种控制方式特点为机组负荷响应快，负荷控制精度要高，但机前压力波动大。
依据相关部门对机组的要求，使用此协调的方式可以更加符合要求，下图1显示为2.1 机组的负荷指令和蒸汽压力定值处理回路机组的负荷指令回路是负责机组接收外部负荷指令，然后再进行处理，最后再当作负荷的给定值发送至锅炉与汽轮机的主控系统，总共三个子回路：最大限制和最小限制回路，负荷控制站，变化率限制回路。
浅析某电厂330MW机组AGC方式下协调控制系统的优化
浅析某电厂330MW机组AGC方式下协调控制系统的优化发布时间：2021-06-25T03:02:20.651Z 来源：《中国电业》（发电）》2021年第6期作者：刘运兵沈妹[导读] 根据某省经信委会同电监办联合下发的《电网统调发电机组辅助服务管理实施办法》和《电网统调发电机组运行考核办法》（简称两个细则），对涉网调峰发电机组从运行管理到性能指标进行全面的考核，要求发电机组AGC方式下速率达到1.5%；一次调频全程投入，动作幅度达到3%，并且对响应时间做分段要求；江苏南热发电有限责任公司摘要：随着电网两个细则考核的实施，电网对机组的负荷快速响应及电能质量提出更高的要求。
涉网机组在AGC方式下，机组的AGC 调节速率、AGC 调节精度均要满足电网负荷需求。
我厂立足于现有系统，通过外挂PLC（AGC优化逻辑），解决控制系统快速性与稳定性的矛盾入手，在满足网调负荷变化速率的基础上，最大限度地提高调节精度，并保证机组压力及其他各运行参数的稳定。
本文主要介绍针对330MW 机组的特点，对协调控制策略作一些优化改进方案，和对部分子系统调节特性进一步优化措施，以及进一步提高协调控制调解品质、提高锅炉效率的设想。
关键词：AGC 协调控制前馈汽温优化0 引言根据某省经信委会同电监办联合下发的《电网统调发电机组辅助服务管理实施办法》和《电网统调发电机组运行考核办法》（简称两个细则），对涉网调峰发电机组从运行管理到性能指标进行全面的考核，要求发电机组AGC方式下速率达到1.5%；一次调频全程投入，动作幅度达到3%，并且对响应时间做分段要求；AGC精度达到0.5%。
AGC控制系统作为涉网发电机组DCS 功能中的核心控制部分，承担着单元机组协调锅炉、汽机侧各个闭环控制系统以响应调度负荷指令的重要任务，是连接电网与单元机组之间的桥梁，其性能直接影响着电网有功调节水平和机组运行的安全性、稳定性、经济性。
目前，330MW亚临界机组在运行过程中，随着机组工况和煤种的变化，尤其是燃煤掺配燃烧带来的燃料发热量频繁变动，机组被控对象的动态特性相对较差，过程的滞后和惯性也随之变大，系统的非线性和时变性的特征越来越显著，导致机组的稳定性差，在稳定的工况及升、降负荷过程中主汽压力、燃料量、各级汽温、风量等关键参数的波动明显，AGC 的投入、AGC 指令频繁波动以及AGC 负荷响应加快，这些因素又加剧了各调节系统的不稳定性，给机组安全和稳定带来隐患。
台山电厂600 MW机组低负荷经济运行协调控制系统优化研究
Ｏｐ ｉ ｉ ａ ｉ ｎ ｏ ｏ ｄ ｎ ｔ ｄ Ｃｏ ｆＣｏ ｒ ｉ ａ ｅ ｎ ｒ ｌＳ ｓ ｅ ｄｕ ｉ ｇ Ｌｏ ｌ ａ
Ｅｃ ｎ ｍ ｉ ｏ ｏ ｃ Ｏｐｅ ａ ｉ ｎ ｏ ０ Ｗ ｉｓ ｉ ｉ ｈ ｎ Ｐｏ ｒ Ｐｌ ｎ ｒ ｔｏ ｆ６ ０ Ｍ Ｕｎ ｔ ｎ Ｔａ ｓ ａ ｗｅ ａ ｔ
细 介 绍 了机 组 低 负荷 经济 运 行 控 制 系统 可 能 出现 的 问题 和 协 调 控 制 系统 需要 进 行 的 修 改 及 采 取 的 对 策 ，提 出 了
提 高机 组 快速 变 负荷 能 力和 协 调 控 制 系统 稳 定 性 的 方 法 。 关键 词 ：低 负荷 运 行 ：协 调 控 制 系统 ： 滑 压 曲 线 ； 变 负荷 速 率 ； 自动 发 电控 制 ； 滑 压斜 率 中 图 分 类 号 ： ＇３ ；Ｔ ２ １ ２ Ｍ６ １ Ｋ 文献 标 志 码 ：Ｂ
台 山 电厂 ６ ＭＷ 机 组 低 负 荷 经 济 运 行 ０ ０ 协 调 控 制 系 统 优 化 研 究
伍宇 忠
（ 东 电 网公 司 电 力科 学研 究院 ，广 东 广 州 ５ ０ ０ ） 广 １６ ０
摘 要 ：以 台 山 电 厂 （） ＭＷ 机 组 开展 低 负荷 经济 运 行 过 程 中对 协 调 控 制 系统 的 优 化 为 例 ．针 对 机 组 滑 压 曲 线优 ）【 （ｌ 化 后 斜 率 的 大 幅提 高 以及 电 网对 机 组 自动 发 电控 制 （ｕｏ ｔ ｅ ｅａｉｎｃ ｎｒｌ ａ ｔｍａｉ ｇ ｎ ｒｔ ｏ ｔｏ，ＡＧＣ 快 速 变 负荷 的要 求 ， 详 ｃ ｏ ）
ｇ ｎｅ ａｔｏｎ ｃ ｅ ｒ ｉ ｏｎｔｏｌ ＡＧ Ｃ ）： ｐ ｅ ｓ ｅ ｓｉ ｎ ｌ ｒ （ ｒ ｓｕｒ ｌ ｄｉ ｇ ｓｏｐｅ
北海电厂320MW机组控制系统优化
Ａｂｓｒ ｃ ： ｒ ｃ ｉ ｇａｎｓ ｈｅ ｐ ｏ ｅ ｓ ｅ ｉｔｎｇ ｉ ｏ ｒ ｙｓ ｅ ｏｆ３２ Ｗ ｎｉｓ ｉ ｉ ｉＰｏ ｒ ｔ ａ ｔ Ｄｉｅ ｔｎｇ ａ ｉ ｔ ｔ ｒ ｂｌｍ ｘ ｓ ｉ ｎ ｃ ｎｔｏｌｓ ｔ ｍ ０ Ｍ ｕ ｔ ｎ Ｂｅ ｈａ ｗｅ Ｐｌｎｔ ｓ ｃ ｓ ｔ ｏｏ ｄ ｎａ ｅ ｏｎｔｏｌｏ ｎｉｓ ａ ｕｔ ａ 。 ｕ ｈ ａ ｈｅ ｃ ｒ ｉ ｔ ｄ ｃ ｒ ｆｕ ｔ ｎｄ ａ ｏｍａ ｉ ｏ ｒ ｌｏ ｈ ｏｒ ｅ ｒ ｆ ａ （ ｅ ａ ｉ ｇ ｔ ｔｃ ｃ ｎｔ ｏ ｆｔ ｅ ｆ ｃ ｄ ｄ ａ ｔｆ ｎ ｒ ｌ ｔｎ ｏ
发电技术 坛 论
一 一 一
北 海 电 厂 ３ ０Ｍ Ｗ 机 组 控 制 系 统 优 化 ２
晓勇 ， 志新 ， 杜 夏俊 涛 ， 雷增 强
电投 北 海 发 电厂 ， 西 北 海 广 ５ ６ １ ３０ ７
［ 摘
要 ］ 针 对 中电投 北海 电厂 ３ ０Ｍｗ 机组控 制 系统存在 的磨 煤机起 、 和锅 炉蒸Ａ／ 波吹灰 ２ 停 激
ｏ ｙ ｅ ｕ ｎ ｉ ）ｗｅ ｅ ｕ ａ ｌ ｏ ｎ ｒ ｌ ｕ ｎ ｏ ｓ ｒ ｉｅ ｄ ｒｎ ｈ ｉ ｆ ｓ ａ ｔ ｐ ａ ｄ ｓ ｕ ｄ ｗｎ ｘ ｇ ｎｑ ａ ｌｙ ｔ ｒ ｎ ｂ ｅ ｔ ｏ ｍａ ｌ ｐ ｔｉ ｔ ｅ ｖ ｃ ｕ ｉ ｇ ｔ ｅ ｔｍｅ ｏ ｔ ｒ —ｕ ｎ ｈ ｔ ｏ ｙ
ｏＰＴＩ Ｉ Ｍ ＺＡＴＩ ｏＮ ｏＦ ＣｏＮＴＲｏＬ ＹＳ Ｓ ＴＥＭ ＦｏＲ ２ Ｗ ３ ０Ｍ ＵＮＩ ＴＳ Ｉ ＢＥＩ Ｎ ＨＡＩ ＰｏＷ ＥＲ ＰＬＡＮＴ
300MW火电厂发电机组协调控制系统优化
300MW火电厂发电机组协调控制系统优化摘要：在胜利发电厂协调控制系统投入的实践中，通过对自动控制系统控制策略进行优化，解决负荷控制响应缓慢和压力控制的波动问题，分析燃料量、风量对协调控制系统投入的影响和相应的试验结果。
同时，简要介绍协调控制系统投入过程中所做基本试验过程和结果。
关键词：协调、燃料、负荷、控制策略一、引言胜利发电厂2x300 MW机组作为大型燃煤电厂，参加电网自动发电控制(AGC)势在必行。
AGC对单元机组的基本要求就是机炉协调控制系统(CCS)要投入，并且要求具有较高的调节品质。
但是该机组的协调控制系统在投运期间，控制品质一直很差，主汽压力波动大（13.5---16.3Mpa）, 在变负荷运行时，负荷偏差大，系统不易稳定，严重影响了机组的安全稳定运行，这就需要对该系统进行优化。
二、现状调查与分析胜利发电厂二期300MW燃煤机组协调控制系统采用的是以炉跟机为基础的协调控制系统，即汽机调节器控制输出功率，锅炉调节器控制主汽压力。
其中，功率调节子系统为单回路自动调节系统；锅炉压力调节子系统采用以机前压力为主调、一次风流量为副调的串级调节系统，其基本工作原理是（如图1-1），当功率设定值变化时，汽机调节器改变调节阀开度，从而改变进汽量，使发电机输出功率迅速满足负荷要求；调节阀开度改变后机前压力随即改变，于是通过锅炉调节器改变燃料量。
该系统的优点是压力调节速度快，当压力一但有偏差，调节系统能迅速改变给粉量，缺点很明显：即无论是负荷扰动还是锅炉内部扰动，都会引起机前压力变化，当多个扰动发生时，就会引起压力不稳定。
另外，在实际应用中，发现一次风流量测量装置所安装的风粉管道直管段不够长，不能满足测量装置的技术要求，导致流量测量与实际有偏差，且由于测量的是风粉混合物，极易发生堵管现象，给粉量不稳定，导致主汽压力波动大。
在变负荷运行期间，虽然汽机侧调节器输出、汽机调门相应变化，但实际负荷的变化与指令偏差较大（如图1-2），这说明DEH逻辑定义的汽机阀门流量特性曲线与与实际流量特性曲线有偏差，导致阀门开度变化与功率变化不同步。
电力系统的协调控制与优化
电力系统的协调控制与优化电力系统是一个复杂的系统，由多个电源、负载、变电站和输电线路构成。
电力系统的稳定运行对于电力系统的设备和工作人员来说至关重要。
为了确保电力系统能够安全、稳定地运行，我们需要进行协调控制和优化。
电力系统的协调控制主要包括负载均衡、电压控制、频率控制和电网稳定性控制等。
其中，负载均衡是指在电力系统中对负载进行均衡分配，以确保每个电源单位的发电负荷都能够合理分配。
电压控制是指对电力系统中的电压进行控制和调节，以确保电压稳定在一定的范围内。
频率控制是指通过调节电力系统中的发电机负荷或库存来维持电力系统的频率稳定。
电网稳定性控制是指通过控制电力系统中的负载和发电机的输出，以确保电力系统能够稳定运行。
为了实现电力系统的协调控制，我们需要使用先进的电力系统监控和控制技术。
现代电力系统监控和控制技术主要包括智能变电站、数字化继电器、广域测量系统和自适应保护等。
这些先进技术可以帮助我们实现对电力系统的实时监测和控制，提高电力系统的稳定性和可靠性。
除了协调控制之外，电力系统还需要进行优化。
电力系统的优化是指通过合理的调度和规划来最大化电力系统的效率和经济性。
电力系统的优化主要包括发电机组的优化、电力系统调度的优化、能源市场的优化等。
发电机组的优化是指通过对发电机组的负荷进行调整，以确保发电机组能够最大限度地发挥效能，同时保证电力系统的稳定运行。
电力系统调度的优化是指通过合理调度和规划电力系统中的输电线路和变电站，以实现电力系统的高效且稳定运行。
能源市场的优化则是指通过市场机制来调节电力系统的供需，以提高电力系统的经济性和效率。
电力系统的协调控制和优化是现代电力系统稳定运行的关键。
通过采用先进的监控和控制技术，以及合理的调度和规划策略，我们可以提高电力系统的效率、经济性和可靠性，确保电力系统的稳定运行。
优化协调控制系统提高机组AGC响应速率
机 组 出力 调 整迟 延 时 间小 于 ３ ０ ｓ ， 机组 负 荷 调 节 速
率不 小 于机 组额 定 出力 的 １ ． ２ ％＿ ３ ］ 。 在机 组 协 调 控 制 系 统 的设 计 中应 尽 量 克 服 纯 时延 、 大滞 后 环 节 对 控制 系统 稳 定 性 的影 响 ， 尽 可 能加 快 锅炉 侧 的动 态 响应 ； 并且 要 保 持燃 料率 与给 水量 之 间 的平衡 等 。在 锅 炉跟 随 的协 调方 式 下 ， 锅 炉 主控 维持 机 前压 力 、汽 机 主控控 制 机组 负 荷 ， 这 种 控 制 方 式下 系统 具 有 较 高 的控 制 精 度 且 机 组 负 荷 响应 速度 较 快 。因此 采用 锅 炉跟 随 的控 制 方式 ，
况． 在 系统 中增 加 变 负荷 指 令 前馈 ； 对 虚假 煤 位 使
燃 烧 调 节滞 后 ． 在 系统 中增 加 给煤 量 前 馈 ； 这 样 通 过 记 录不 同负荷 下 的燃 料量 ， 就 可得 到 锅炉 的静 态
ＡＧ Ｃ投 运 的要求 。调 度 中心对 Ａ ＧＣ的投 运要 求 为
优 化协调 控制 系统 提高 机组 Ａ Ｇ Ｃ响应 速率
Ｖ ｏ １ ． １ ８ Ｎ ｏ ． ２
优化协调控 制系统提高机组 Ａ ＧＣ响应速率
Ｏｐ ｔ ｉ ｍｉ ｚ ｅ ｔ ｈ ｅ Ｃｏ ｏ ｒ ｄｉ ｎ ａ ｔ ｅ Ｃｏ ｎ ｔ ｒ ｏ ｌ Ｓ ｙ ｓ ｔ ｅ ｍ ｔ ｏ Ｉ ｍｐ ｒ ｏ ｖ ｅ ｔ ｈ ｅ Ｒｅ ｓ ｐ ｏ ｎ ｓ ｅ Ｒａ ｔ ｅ ｏ ｆ Ｕｎ ｉ ｔ ’ Ｓ ＡＧＣ
赵 雷
大唐 黄 岛发 电有 限公 司 山东 黄 岛 ２ ６ ６ ０ ０ ０
【 摘 要】 本 文 对 火力发 电厂 自动发 电控 制 系统 （ Ａ Ｇ Ｃ ） 的结构 和机 理进 行 了简 单分 析 ， 根 据 大唐
135MW机组MCS系统的优化及应用
135MW机组MCS系统的优化及应用摘要：本文以某电厂135MW热电联产分散控制系统为对象，对机组长时间运行及改造后，机组DCS协调控制系统存在的问题进行分析，并根据机组实际情况提出了可行的优化措施。
通过优化后，MCS系统响应快速，自动投入率有到了相应的标准，具有一定的实用性。
关键词：MCS；系统优化；协调控制1 引言某电厂2台135MW热电联产机组，DCS采用新华Xdps400+新华控制系统、DEH采用新华DEH-Ⅲ及其组态软件。
机组汽轮机为上海汽轮机厂制造，型号为：N135-13.24-535/535；锅炉为DG420/13.7-Ⅱ2型，为东方锅炉厂制造。
2台机组于2004年先后投产，经对燃用煤的改变以及供热系统的改造的影响，MCS控制系统如燃料、给水、协调等控制系统效果越来越差，自动投入率低。
经对MCS系统进行优化，MCS系统运行有了明显的改善。
2 存在问题和现状该两台机组自投入商业运行以来，一直保持安全运行。
但后期一是燃用煤由无烟煤改造为烟煤，烟煤燃烧特性相对于无烟煤更容易着火，燃尽性好，结焦性更强，煤质变成了高挥发分，低热值的烟煤；二是汽轮机原设计为纯凝式机组，后进行供热改造。
由于这两个改造和长时间运行，机组自动投入率偏低，MCS系统运行效果差。
机组协调控制系统、燃烧调节系统、送风引风自动系统等未投入运行，且供热温度、压力控制系统、脱硝系统、MGGH控制系统、脱硫控制系统、主汽温度自动控制、再热汽温度自动控制品质较差。
自动投入率仅有50%左右，远远达不到热工技术监督指标中关于机组模拟量控制系统投入率≥95%的要求。
3 MCS系统优化策略随着大量火电机组、核电机组、风电及其它新能源机组的投产及电力行业的深化改革，机组可利用小时数逐年下降，火电机组长时间大范围调峰运行已成常态。
并且火电机组节能、减排标准不断提高，要求机组适应电网大范围调峰及安全、稳定、节能和环保运行。
同时，为配合锅炉变煤种掺配烧燃烧策略调整和供热改造，必须对机组的协调系统进行优化调整工作。
超超临界机组协调控制系统优化策略分析
超超临界机组协调控制系统优化策略分析摘要：目前，随着科学技术的不断发展，超超临界机组逐渐在我国的火力发电产业中得到了广泛使用。
然而，在机组使用的过程中，其协调控制系统中存在着一定的问题，为超超临界机组的运行带来风险。
基于此，本文首先分析超超临界机组协调控制系统中出现的问题，并制定对应的解决策略，以供参考。
关键词：超超临界机组；协调控制系统；系统优化引言超超临界机组的参数性能强、容量较大，但是，它的线性较弱，且难以控制。
近年来，国家为低碳环保理念的落实提出了更深层次的要求，使得大多数的火力发电厂对超超临界机组进行了改造，然而，改造之后的机组在性能方面出现了一定的变化，在发电企业成本方面造成了不利影响。
所以，有必要针对目前出现的问题，对超超临界机组的协调控制系统进行调整。
1.超超临界机组协调控制系统中出现的问题对超超临界机组的原协调控制系统的控制策略进行分析，其以锅炉的跟随作为基础，以达成间接性的能量平衡。
其中，主要的策略为前端反馈的控制，辅助的控制策略为主蒸汽PID调节的闭环校正。
锅炉的主控段主要对主蒸汽的压力进行保持，汽轮机主要对临界机组的负荷进行控制。
负荷的指令同步传输到锅炉一端的控制系统与汽轮机一端的控制系统，从而能够使输入与输出的能量互为对应，保证能够同步运行汽轮机的调节阀负荷指令的高速响应工作与锅炉负荷指令的高速改变工作，使主蒸汽的压力能够控制在设定的区间内。
按照临界机组运行的情况，组成机组与锅炉协调、锅炉跟随、锅炉输入等控制策略，在正常运行的情况下，机组与锅炉的协调控制为主要策略[1]。
随着临界机组情况的变化与燃料质量的改变，受控对象逐渐不具有较强的动态特征，同时，受控对象会具有非线性与落后性的特征。
具体来说，第一，主蒸汽具有较大的压力波动，以AGC为指令运行时，如果扰动的负荷为10MW，那么主蒸汽压力的偏差值最大将为2MPa，燃料的质量流量变化程度为每小时40t。
这种大幅度波动会使得主蒸汽压力在控制时具有较大的偏差，如果机组的负荷持续升到大于等于550MW的程度时，主蒸汽压力会超过30MPa，导致机组的运行不具有稳定性。
火电厂的协调控制及优化技术研究
火电厂的协调控制及优化技术研究近年来，火电厂的协调控制及优化技术一直是电力行业的重要研究领域。
随着能源消费的增长和环保要求的提高，火电厂在保证电力供应的同时也需要考虑对环境的影响，因此必须采取科学有效的控制和优化技术。
一、火电厂的协调控制火电厂是一个由多个参数构成的系统，其中包括燃料、风量、水分、温度、压力等多个参数。
在火力发电过程中，各参数之间的关系十分复杂，因此需要进行协调控制，以保证火力发电系统的正常运行。
火电厂的协调控制主要是指如何在多个参数之间进行协调，使得各参数的变化能够相互适应，并保持系统的稳定性和效率。
具体实现手段包括调节阀、加热器、风机等设备的自动控制，并通过监测系统对系统变化进行实时监控，及时进行调整和反馈。
此外，协调控制还需要考虑如何优化发电效率和资源利用率，尤其在燃料和水资源稀缺的情况下更加显得重要。
一些先进的协调控制技术如模糊控制、神经网络控制等已经开始在火电厂中得到应用。
二、火电厂的优化技术除了协调控制外，火电厂还需要不断地进行优化，以提高效率和减少能源浪费。
火电厂的优化技术可以分为以下几个方面：1. 燃料优化：火电厂的燃料主要是煤炭，如何减少煤炭浪费和提高煤炭的燃烧效率是一个重要问题。
燃料优化技术主要包括煤粉分级、喷嘴调节、燃烧空气预热等，这些技术可以使得燃烧温度更加均匀，减少煤炭残留和环保减排。
2. 热力优化：火电厂在发电过程中会产生大量废热，如何充分利用废热提高效率是一个重要问题。
在此方面，可以采用余热回收技术，将废热转化为再生能源，从而提高电厂的能源利用率。
3. 环境优化：环境保护是当前社会关注的一个焦点问题，火电厂在优化中还需要考虑对环境的影响。
如何减少二氧化碳排放、降低氮氧化物和颗粒物排放等都是环保优化的重要方向。
这方面可以采用脱硫、脱氮、粉尘捕集等技术。
4. 运行优化：火电厂的运行优化主要是指如何最大限度地提高发电效率，减少损失和故障。
运行优化技术可以通过监测各项参数，对系统进行评估和分析，及时发现问题并进行处理。
大同二电厂7号机组协调控制系统优化
汽式 汽轮 机 ． 炉 为东 方锅 炉股 份有 限公 司 与三井 一 锅
０ 引言
华北 电 网公 司 为 了保 证 发 电 机组 的供 电质量 ． 根据 电监会 发布 的 《 电 厂 网 运 行 管 理 规 定 》 电 发 （
下 ． 出 了 机炉 主控 参 数 自适 应 及 凝 结 水 节 流降低 ， 网 考 核 指 提 电
标 值 有 效 提 高 ， 发 电企 业 减 少 了 考 核 损失 。 为 关 键 词 ：Ａ Ｃ：协调 控 制 ；凝 结 水 节 流 ；调 节 性 能 Ｇ
进 行 优 化 。采 取 的 优 化 控 制 策 略 主 要 有 ： 用 负 荷 指 令 使 动 态 前 馈 改 善 锅 炉 的 动 态 响 应 ．使 用 机 炉 主 控 参 数 自 适 应 加 快 机 组 的 负 荷 动 态 响 应 同 时 减 小 主 蒸 汽 压 力 稳 态 偏 差 ，并 对 凝 结 水 节 流 协 调 控 制 方 式 进 行 了 有
锅 炉 蓄 热 快 速 响 应 负 荷 和 机 、 主 控 制 器 的 动 态 调 炉
节 性 能 方 面 明 显 不 足 ， 要 对 原 协 调 控 制 系 统 进 行 需 优 化 。 图 １为 ７号 机 组 机 炉 主 控 优 化 原 理 锅 炉 主 控
制 器 Ｐ Ｄ１调 节 器 在 Ｃ Ｓ（ 调 控 制 系 统 ） 式 时 ． Ｉ Ｃ 协 方 根
提 下 。 了 减 少 考 核 损 失 ， 协 调 控 制 系 统 ＡＧＣ 指 为 对 令 的响应性 能 （ 括调 节速率 、 节精度 和响应时 间） 包 调
电力系统的优化配置与协调控制
电力系统的优化配置与协调控制一、引言电力系统是支撑现代社会功能的重要基础设施，它不仅涵盖了输电、配电等基础设施，还承担着电能质量监测、电力安全保障等职责。
为了让电力系统能够更好地服务于社会发展，在电力系统的建设、运营和管理过程中，不断进行优化配置和协调控制是必要的。
二、电力系统优化配置电力系统优化配置是指从整体角度出发，通过对电力系统内部资源的充分利用以及外部依托条件的合理利用，使得电力系统能够更好地发挥作用，达到最优状态。
1. 单元电源的合理搭配单元电源的合理搭配是电力系统配置的重要环节。
单元电源包括发电机、储能设备等，当它们能够互补协同工作时，可以形成更稳定的电力系统运行方案。
在搭配单元电源时，需要考虑发电机的品质、输出功率、控制系统、供电模式等方面的要求，以保证单元电源合理配比。
2. 输电线路的选择和搭配在输电线路的选择方面，需要考虑线路长度、电流强度、输电成本等因素。
同时要考虑线路的可靠性，尽可能选择高可靠性的线路。
在搭配输电线路时，需要考虑电力系统发电量的平衡，以及电力系统间的协调。
3. 变电站的规划与建设变电站是将电力系统输送到用户终端的关键装置。
在规划和建设变电站时，需要考虑变电站的容量、布局、供电方式等多个因素。
同时，还需要根据电力系统变化和升级的情况，适时进行升级改造。
三、电力系统协调控制电力系统协调控制是指在电力系统运行中，通过调节电力系统内部各个环节的合理协作，以提高电力系统运行效率。
1. 发电量调度控制发电量调度控制是显著提高电力系统效率的重要手段。
为了保证发电量控制的有效性，需要对发电机的运行情况以及整个系统的运行情况进行实时监测和分析，并采取有针对性的调度控制措施。
2. 负荷预测和调控负荷预测和调控是电力系统管理和优化的重要手段。
通过对负荷预测和调控的分析，可以实现负荷稳定和电力系统运行的合理分配，从而保证电力系统高效稳定运行。
3. 电力市场化运行电力市场化运行是对电力系统管理方式的重大改革，也是提高电力系统效率的有效手段。
广东某电厂2#机组DCS协调控制系统(CCS)优化工作总结
采用规则+差量控制(此方法我们已成功用于多台大型锅炉的控制)，规则+差量控制的 重点在控制对象的规则模型的建立，规则模型的建立主要应由过程控制专家或系统的设计 人员来提供，或由控制对象的历史运行数据分析得来；如锅炉的减温水流量与锅炉负荷的 函数关系应由锅炉的性能设计人员来提供。
规则+差量控制中的差量(设定值与测量值之差)控制，主要用于在系统运行时在线调 整规则模型内的参数(调整哪些参数由过程控制专家或系统的设计人员定)，使规则模型更 接近真实系统。
改变汽压设定值为 15MPa，观察 BF 方式下，汽压跟踪设定值的品质。此 时，汽机调门开度应保持不变。 7、 改变汽压设定值扰动，改变功率变化率为 5MW/Min，以提高汽压变化率， 改变汽压设定值为 14MPa，观察 BF 方式下，汽压跟踪设定值的品质。此 时，汽机调门开度应保持不变。
根据实验测试结果，分析数据，模拟锅炉燃烧数学模型，经过离线动态仿 真，优化热量信号数学模型如下：
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差量控制方法的选择：对大滞后系统用模糊控制法，一般系统可采用常规PID方法。 规则+差量控制方法可用于多输入多输出复杂系统。 规则+差量控制的特点：有自学习功能(对被调整参数的记忆)，对操作人员的经验依 赖性不强，控制精度高，响应快，抗干扰能力强。 成熟的复杂回路智能控制策略: 能提高用户系统的控制精度，从而提高产品质量；提 高(被控对象)系统的运行的稳定性和安全性，真正实现减人降耗；提高系统的反应速度， 避免人工控制的超调或滞后，避免(被控对象)系统运行的大起大落。
·如可避免锅炉的汽包的干烧或满水，汽包水位的投自动大大减轻操作工的劳动 强度；锅炉氧量的自动可使风煤比处于最佳值，提高锅炉效率；锅炉负荷的投自动可使锅 炉能迅速响应热（电）用户负荷的变化。 2005年 应用于福建安溪发电有限公司 2X50MWCFB分散控制系统, 主汽温和床温及主汽压 力控制。 2004年 应用于浙江红宝热电厂 2X130T/h CFB 分散控制系统, 主汽温和床温及主汽压力 控制。 2003年 应用于山西永济热电厂 一炉(武汉凯迪410T/H CFB锅炉), 主汽温和床温及主汽压 力控制 。 2002年7月 应用于广东东莞德永佳纺织制衣有限公司（港商独资）新厂热电联产工程 4炉 (75T/H CFB)2机(15MW)DCS,针对德永佳热电站为 孤网、母管制、CFB的特点，采用最新控 制方法，完成 炉膛压力、汽包水位、主汽温度、床层厚度、床温、氧量、负荷(主汽压力) 控制投自动，完成对原老厂10多台柴油发电机组的自启停，领CFB投自动化全国之先。 2002年4月 应用于山东华泰纸业(上市公司）二炉（WGZ170/9.8-1型170 煤粉炉）二机（25MW
神华国华太电600MW机组协调控制系统的优化改进
因此 锅炉 给水 量 、 燃料 量 、 汽温 控制 等都 是 相对 独立 的， 即： 亦 给水 一水 位 ； 燃料 一产 汽 量及 汽压 ； 喷水
汽温。
在 直流锅 炉 中 ， 由于 没有 汽包 ， 蒸发 与 过热 受热 面之 问没有 固定 的分界 线 ，当 给水 量或 燃料 量 变化 时都 会 引起 蒸发 量 、 汽温 和 汽压 的 同步变 化 ， 互有 相
（Ｅ ） 给水泵 汽轮 机 电液控 制 系统 （ Ｈ等 ； Ｄ Ｈ和 ＭＥ ） 脱硫 、 脱硝控 制系统也 采用 Ｉ ／ Ａ系统 实现 。
２ 技 术 特 点
２ １ 参数 特性 ．
超 临界机 组 与亚 临界 超 临界 机组 在 自动控 制方
给水 、 汽轮 机 调 门三控 制量 中任 一项 变 化 ， 都会 对被
（ Ｓ、炉 膛 安 全 监 测 系 统 （Ｓ Ｓ、顺 序 控 制 系 统 ＭＣ ） Ｆ Ｓ） （Ｃ ）电气 控制 系统（Ｃ ）汽轮机 数字 电液控 制 系统 Ｓ ｓ、 Ｅ Ｓ、
牵 制 ， 系 密切 。随着超 临界 机组 蒸 汽压 力 的升 高 ， 关 直流 锅 炉 中间点 汽温 （ 常取 启动 分 离器 出 口汽 温 ） 通
和过 热器 出 口汽 温控 制点 的温 度 变 动惯 性增 加 （ 亦
即 比热增 加 ）时 间 常数 和 延 迟 时 间相 应 增 大 ， 燃 ， 在
料 或 给水 量扰 动 时 ，超 临界或 超 临界 锅炉 的蒸 汽温 度 变化 具有更 大惯性 。 所 以超 临界 机组 的锅 炉 一汽 轮机 的关 系 ，基本 可 以看 成是 三输入 三输 出的多变量 控制 系统 。燃料 、
石电330MW机组协调控制系统优化
ｉ ｈ ｓｐ ｐ ｒ ｎ ｔ ｉ ａ ｅ 。Ｔｈ ｉｅ ｔｅ ｅｇ ａａ ｃ ＤＥＢ ｏ ｒ ｉ ａｅ ｏ ｔｏ ｓａ ａ ｔ ｄ ｔ ｄｕ ｔｔ ｅｓ ｓ ｅｄｒｃ ｎ ｒ ｙｂ ｌｎ ｅ（ ）ｃ ｏ ｄｎ ｔ ｄ ｃ ｎ ｒ ｌｉ ｄ ｐ ｅ Ｏ ａ ｊ ｓ ｈ ｙ —
ｔ ｒ ｔ ｕｃ ｕｒ ｎｄ ｐ ｒ ｍ ｅ ｅ ｓ Ｔｈｅ ａ ａ ｅ ｌ ｇ ｄｙ ａ ｉ ｏ ｅ ｓｒ ｔ ｅａ ａ ａ ｔｒ ． ｎ ｄｖ ｎｃ —ａ ｎ ｍ ｃ ｃ ｍｐｅ ｓ ｔ ｒ ｉ ｐｐ ｉｄ ｔ ｅ ｄ ｆ ｒ ｒ ｎ ａ ｏ ｓ ａ ｌｅ ｏ ｆ ｅ — ｏ ｗａ ｄ ｃ ｎｔｏ１ Ａｎｄ ｔ ｙ ｍｉ ｏ ｐ ｎ ａ ｉ ｎ ｌｎ ｏａ ｎｓ ｒ ｔｏｎ ｗｉｈ ｔ ｅ ｌ ａ ｈａ ｇｉ ｇ ｉ ｄ ｄ． ｏ ｒ ． ｈｅ ｄ ｎａ ｃ ｃ ｍ ｅ ｓ ｔｏ ｉ ｋ ｏｆｌ ｄ ｉ ｔ ｕｃ ｉ ｔ ｈ ｏ ｄ ｃ ｎ ｎ ｓａ ｄｅ Ｔｅ ｔｒ ｓ ｌｓ ｓ ｗ ｈ ｔｔ ｎ ｒ ｙ ｐｒ ｃ ｓ ｓｆ ｓ ｌｎｃ ｄ ｉ ｈｅｉ ｔａ ｔ ｇｅｏｆｌ ａ ｈ ｎｇ ｎ ｓ ｅ ｕ ｔ ｈｏ ｔ ａ ｈｅｅ ｅ ｇ ｏ ｅ ｓｉ ａ ｔｂａａ ｅ ｎ ｔ ｎｉｉ ｌｓ ａ ｏ ｄ ｃ ａ ｉ ｇ，ｔ ｅ ｈ ｒ ｌ ｔｖ ｔ ｂｉ ｔ ｆｍａ ｎ ｓ ｅ ｍ ｒ ｓ ｕ ｅ ｉ ｎ ｕ ｅ ｅ ａ ｉ ｅ ｓ ａ ｌ ｙ ｏ ｉ ｔ ａ ｐ ｅ ｓ ｒ Ｓｅ ｓ ｒ ｄ，ｔ ｔｍｉａ ｉ ｎ ｃ ｎｔｏ１ｓ ｈ ｍ ｅｉ ｅ ｓ ｎａ ｅ ｉ ｈｅｏｐ ｉ ｚ ｔｏ ｏ ｒ ｃ ｅ ｓｒ ａ ｏ ｂｌ ａ ｄ ｆ ａ ｉ ｅ，ｔ ｅ ｕ ｉ ｏ ｄ ｒ ｓ ｎｓ ｂｉ ｔ ｓ ｅ ｆ ｃ ｉ ｅ ｙ ｅ ａ ｃ ｄ，ａ ｈｅ ｕ ｔｏｐ ｒ ｔｏ ｔ 一 ｎ ｅ ｓｂｌ ｈ ｎ ｔＳ ｌ ａ ｅ ｐｏ ｅ ａ ｌ ｙ ｉ ｆｅ ｔｖ ｌ ｎｈ ｎ ｅ ｉ ｎｄ ｔ ｎｉ ｅ ａ ｉ ｎ ｓ ａ
关于1000MW超超临界燃煤机组协调控制策略优化分析
关于1000MW超超临界燃煤机组协调控制策略优化分析发布时间：2022-07-01T05:36:01.061Z 来源：《中国科技信息》2022年3月5期作者：王庆[导读] 本文以某电厂两台1000MW超超临界燃煤机组为例，探讨了其协调控制系统的调节品质问题，并就其控制策略方面的缺陷进行了分析；然后结合机组的相关特性，提出了一些相应的优化和整改措施，以供借鉴和参考。
王庆浙江浙能台州第二发电有限责任公司浙江省台州市 317109摘要：本文以某电厂两台1000MW超超临界燃煤机组为例，探讨了其协调控制系统的调节品质问题，并就其控制策略方面的缺陷进行了分析；然后结合机组的相关特性，提出了一些相应的优化和整改措施，以供借鉴和参考。
关键词：1000MW;超超临界；燃煤机组；协调控制起初，投产使用后的机组，对于其自动发电量控制（AGC）及一次调试效果，均可通过较长的时间进行优化，而今，机组一经投入使用，就要考核AGC及一次调频，无法在足够的时间内对协调品质进行升级和优化，从而增加了热控专业技术人员的挑战。
因此，为了对机组AGC及一次调频性能进行改善，本文主要分析了新机组的控制策略优化问题，内容如下。
1.燃煤机组协调控制策略设计思路本案例中的两台1000MW超超临界燃煤机组，选用的变压直流炉和汽轮机分别为产于东方锅炉厂的单炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、前后墙对冲燃烧方式、半露天布置燃煤Π型锅炉和产于上海汽轮机厂的双背压凝汽式汽轮机。
发电机为THDF125/67型号的发电机组，产于上海。
分散控制系统采用艾默生公司OV ATION系统，数字电液控制系统为西门子T-3000，控制对象包含EH油、主机盘车、DEH等。
采取的协调控制方式为锅炉跟随模式，目标指令根据接收的调度指令或者由操作员进行手动设置，并经过特定的运算形式，形成目标负荷指令（MWD），在惯性环节的带动下，进入DEH系统，并在锅炉主控运算回路中，形成锅炉输入指令（BID）。
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某电厂协调控制系统优化
发表时间：2019-04-22T17:10:30.390Z 来源：《电力设备》2018年第31期作者：马杰洋
[导读] 摘要：机组协调控制系统把锅炉、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结合在一起，满足不同运行方式和工况下的控制要求。
（华电江苏能源有限公司句容发电分公司生产技术部江苏镇江 212413）
摘要：机组协调控制系统把锅炉、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结合在一起，满足不同运行方式和工况下的控制要求。
随着电网运行自动化水平的提高，单元机组对协调控制系统的性能提出了更高的要求，探索协调优化控制系统，以更优的控制品质稳定运行，全面提高机组自动控制水平。
关键词：协调控制；DCS
单元机组现普遍采用分送控制系统DCS作为主控制系统，协调控制是建立在汽轮机控制子系统和锅炉控制子系统基础上的主控系统和机、炉子控制系统二级递阶控制系统。
处于调节级的主控系统是协调控制系统的核心，它对负荷指令进行运算处理形成控制决策，给出汽机负荷指令和锅炉负荷指令。
1机组热态调试前准备工作
（1）检查分散控制系统受电情况，电源冗余切换试验正常。
（2）检查优化控制系统与DCS数据交换情况，控制参数正常。
（3）检查DCS画面上优化控制系统投/切按钮的有效性。
（4）检查优化控制系统控制逻辑，并初设相关控制参数。
（5）检查在DCS控制模式下，优化控制系统的各优化控制指令（燃料指令、汽机指令、给水指令、减温水调门指令等）完全跟踪当前DCS指令，保证优化控制系统投/切无扰。
2协调优化控制系统初次投入
2.1投入前机组状态
机组负荷：稳定负荷运行于400MW～600MW
变负荷率：6MW/min
机组状态：机组设备状况良好，各控制子系统运行正常
协调控制方式：投入CCS方式，AGC退出
2.2协调优化控制系统投入
在机组工况稳定的条件下，在主控画面上将机组协调控制系统的控制权切换至优化控制系统。
自动投用前需做好事故预想，投用时通过限制调节器输出范围等手段防止出现大幅动作，投用过程中密切注意控制情况，发现异常立即解除自动。
2.3协调优化控制系统投入/切除扰动试验
将优化控制按钮反复投入、切除几次，并检查：
（1）投/切画面操作及显示是否正常，设定值、偏置等运行人员操作接口是否正常；
（2）投/切前各控制指令是否完全跟踪，投/切过程中各控制指令有无突变情况；
（3）优化控制退出时，DCS协调控制模式自动切换至BI运行方式。
2.4稳态运行观察
优化控制系统初次投入完成后，让机组在稳定工况下运行2～4小时，观察新系统在稳态下的控制品质，并根据情况初步整定控制系统参数以获得满意的调节品质。
2.5注意事项
优化控制系统投入时，系统接管的控制量有：
（1）燃料量指令：完全由优化控制系统计算给出；
（2）给水流量指令：完全由优化控制系统计算给出；
（3）汽机流量指令：完全由优化控制系统计算给出；
（4）中间点温度设定值：中间点温度设定值由优化控制系统计算给出，原DCS的中间点温度偏置操作接口同样有效；
（5）主汽压力设定值：机组的原有的静态滑压曲线不变（即负荷对应压力设定的关系不变），但优化控制系统会对主汽压力设定值的动态变化过程做一定优化处理；
运行人员在优化控制系统初次投入过程中密切注意上述控制量的变化情况，出现异常调节时立即解除，此时DCS协调控制模式将自动切换至BI运行方式，运行人员可根据当前情况手动干预，稳定机组。
3协调优化控制系统变负荷试验
优化控制系统初次投用正常后，需进行变负荷试验，以检验优化控制系统在变负荷工况下的性能。
3.1试验机组状态
机组负荷：稳定负荷运行于400MW～600MW
变负荷率：6～12MW/min
机组状态：机组设备状况良好，各控制子系统运行正常
协调控制方式：CCS方式，AGC、一次调频退出
3.2试验内容
由于机组在协调方式运行段存在启/停磨煤机操作，因此变负荷试验需分别在180MW～300MW（3台磨煤机运行）、300MW～500MW （4台磨煤机运行）和500MW～660MW（5台磨煤机运行）三个负荷段分别进行（根据试验时的燃煤情况负荷段需作相应变动），试验前需向调度申请负荷。
变负荷速率和幅度由（6MW/min速率、30MW单向幅度）开始，并根据试验情况逐步加大，直至最终的（12MW/min速
3.3试验注意事项。