摘要：本文介绍宁夏大坝发电有限责任公司#2机组实现机组协调控制及AGC功能，负荷扰动试验的调试过程。从单元机组控制系统设计的基本方法和思路出发，介绍基于直接指令平衡控制策略协调控制系统结构、基础概念和主要特性，可为其它火电机组提供参考。
引言
宁夏大坝发电有限责任公司#2机组单机容量为300MW，锅炉为北京巴威公司的前后墙对冲燃烧的自然循环锅炉，汽轮机是上海汽轮机厂生产的亚临界一次中间再热、单轴四缸四排汽冲动凝汽式汽轮机机组。DCS系统、DEH、ETS系统采用上海新华公司XDPS-400系统。TSI系统采用德国EPRO系列汽轮机监视仪表。
机组在2008年度*检修增容改造后，单机容量增为330MW,DCS系统改为杭州和利时公司MACX-V系统，协调控制系统由原直接能量平衡控制策略改为直接指令平衡。该系统改造后，控制设备的精度及可靠性大大提高。同时，网控RTU进行了改造后，对CCS与DEH信号、CCS与RTU信号进行了核对。在机组运行过程中对各调节子系统进行了扰动试验，又进行了内部变负荷试验，AGC联调试验，机组准确快速地响应中调负荷指令的变化，又保持主汽压力和机炉各主要运行参数在允许的范围内。改造后此控制系统一直运行良好，机组投入协调控制方式后，大大减经了运行人员的监视与调整的工作量，也提高了机组运行的经济性。
一、概述
单元机组运行时，锅炉和汽轮发电机共同维持外部负荷的要求，也共同保证内部运行参数（主要是主蒸汽压力）稳定。因此，单元机组的输出功率与负荷要求是否一致，反映了机组与外部电网之间能量供求的平衡关系;而主蒸汽压力则反映了机组内部锅炉和汽轮发电机之间能量供求的平衡关系。也就是说，功率和主汽压力是单元机组协调控制的主要参数。由于锅炉和汽轮发电机的运行过程各有特点，它们的动态特性存在很大差异，汽轮发电机的负荷响应快，锅炉负荷响应慢。因此，单元机组在进行负荷控制时，必须很好地协调机、炉两侧的控制操作，合理地保持好内外两个能量的供求平衡关系，以兼顾负荷响应性能和内部运行参数稳定。也就是说，要使单元机组对外有较快的功率响应和一定的调频能力，对内确保主蒸汽压力维持在允许范围内，这就是单元机组协调控制的任务。直接指令平衡（DIB）采用前馈指令加闭环校正方式，将负荷指令直接送至汽机主控和锅炉主控，使汽机和锅炉同时获得zui快的负荷响应。汽机侧重校正负荷，使实际负荷等于负荷指令。锅炉侧重校正压力，使主汽压力等于滑压曲线设定值。
二、直接指令平衡控制的应用
2.1锅炉主控及锅炉指令的组成
机侧主汽压力（三选平均）信号与主蒸汽压力指令二者经偏差运算,送入炉跟机方式PID回路,同时,调速级压力信号经修正后,作为前馈信号,zui终形成锅炉主控指令。
1）锅炉静态前馈
锅炉静态前馈是直接指令平衡协调控制的基本组成回路。通过记录不同负荷相应的燃料量，就得到了锅炉静态前馈的参数。由于不同负荷段的机组效率不同，负荷与燃料量不*是线性关系。
2）锅炉动态前馈
锅炉动态前馈是直接指令平衡协调控制的动态补偿回路，对快速响应调度负荷目标值具有根本性的作用，它是目标负荷的微分。
3）主汽压差微分回路
主汽压力的偏差反映了机炉能量平衡情况。主汽压差微分回路的作用就是对机炉能量不平衡工况提前对锅炉进行调节。主汽压差微分回路也能起到抑制锅炉内扰的作用。主汽压差微分作用不能过强，否则容易引起负荷振荡。相同的压差，负荷越高，汽机的能量需求越大，锅炉调节器中压差的比重越大。控制回路中还包括锅炉跟随方式（BF）控制部分。
2.2汽机主控以及汽机指令的组成
汽机指令由汽机主控制站输出，经闭锁增减限制之后，与实际负荷进行偏差比较，通过可自复位的积分器向DEH系统发出开/关调门的脉冲指令，控制调门，从而达到通过DEH系统调门控制机组负荷的目的。
为了加快负荷相应，不管负荷在定压段还是滑压段，汽机指令里都用前馈分量，只是定压段分量比滑压段的更大一些。控制回路中还包括汽机跟随方式（TF）控制部分。汽机主控在BF方式下控制功率，当机前压力偏差超出范围，进行方向闭锁，闭锁失败进行压力拉回。在TF方式下控制机前压力（RB过程采用TF方式）。
2.3燃料主控以及热值修正
由磨组一次风量及二次风量计算出的锅炉总风量,经函数运算后,与锅炉指令二者选小值,形成燃料量指令,与锅炉主控站产生的给煤量偏置相加后作为燃料主控站的设定值,而总燃料量作为过程变量,与设定值经偏差运算,形成燃料主控指令,作为每一台运行的给煤机指令,控制磨组给煤量。而根据给煤机指令折算出的总煤量信号与燃油流量信号相加后,与锅炉主控指令二者取大值,经函数运算后形成总风量指令,通过网络点送入送风机动叶执行器控制回路。
在热值修正回路中，机组负荷指令经函数运算后，与主蒸汽流量信号经偏差运算后，产生热值修正值，送入协调方式锅炉PID以及锅炉主控回路，当系统处于协调控制方式时,该值与协调方式锅炉PID输出相乘后,作为锅炉主控的指令。
2.4机组指令处理回路
机组指令处理回路是机组控制的前置部分，它接受操作员指令、AGC指令、一次调频指令和机组运行状态信号。根据机组运行状态和调节任务，对负荷指令进行处理使之与运行状态和负荷能力相适应。AGC指令由省调远方给定，4～20mA对应240MW～320MW。当机组发生RUNUP/RUNDOWN、RUNBACK时，退出AGC控制。一次调频指令为转差对应功率关系，频率调节死区范围为±0.033HZ，即DEH一次调频调节死区范围为3000±2r/min。频率调节范围确定为50±0.2HZ，即49.8～50.2HZ（对应于汽轮机转速控制范围为3000±12r/min）12r/min对应±20MW。当负荷达到上限300MW或下限160MW对一次调频信号进行方向闭锁，.当机组发生RUNUP/RUNDOWN、RUNBACK时退出一次调频控制。
2.5机组指令的实际能力识别限幅功能
机组指令的实际能力识别限幅是根据机组运行参数的偏差、辅机运行状况，识别机组的实时能力，使机组在其辅机或子控制回路局部故障或受限制情况下的机组实际负荷指令与机组稳态、动态调节能力相符合。保持机组/电网，锅炉/汽机和机组各子控制回路间需要/可能的协调，及输入/输出的能量平衡。
机组指令的实际能力识别限幅功能，反映了协调控制系统一种重要设计思想——控制系统自适应能力：正常工况——“按需要控制”，实际负荷指令跟踪（等于）目标指令；异常工况——“按可能控制”，目标指令跟踪实际负荷指令。
本公司#2机组中机组指令的实时能力识别限幅功能主要有：
1）方向性闭锁
防止参数偏差继续扩大的可能；防止锅炉各子控制回路间及锅炉、汽机间的配合失调有继续扩大的可能。
2）迫升/迫降（RunUp/RunDown）
迫升/迫降作为CCS的一种安全保护，具备按实际可能自动修正机组指令功能。迫升/迫降主要作用是对有关运行参数（燃料量、送风量、给水流量、一次风压）的偏差大小和方向进行监视，如果它们超越限值，而且相应的指令已达极限位置，不再有调节余地，则根据偏差方向，对实际负荷指令实施迫升/迫降，迫使偏差回到允许范围内，从而达到缩小故障危害的目的。
3）RUNBACK:
当系统发生下列条件之一时，发生RUNBACK，机组降50%负荷：三台给水泵（包括电泵）中任两台给水泵发生跳闸；任意一台送风机跳闸；任意一台引风机跳闸；任意一台一次风机跳闸。
RUNBACK过程:
a）机组负荷大于RUNBACK触发负荷,A送风机出现跳闸，使机组出力低于负荷请求时，产生RUNBACK工况,
b）锅炉主控输出按一定的速率减少，直到锅炉主控输出等于相应设备RUNBACK目标的对应值150MW。
c）RUNBACK发生后，自动进入TF方式，机前压力采用滑压运行方式；滑压速率0.264MPa/min；
d）RUNBACK目标负荷小于锅炉不投油的zui低稳燃负荷时，RUNBACK触发后立即自动投入B、D、E磨组中当前运行的磨组的油枪，然后每间隔20秒，顺序自动投入A、C磨组中运行磨组的油枪。RUNBACK触发后根据相应的RUNBACK目标负荷切、投燃料。
三、机组投入协调控制方式的试验、厂内变负荷试验、与网调的联调试验
3.1投入协调控制方式的试验
#2机组协调控制投入前的设备运行基本情况是炉侧四台磨煤机运行，主要系统投入引风、一次风、给水系统自动、屏过汽温、主汽温度投入自动控制。送、引、一次风控制投自动，投入协调控制前先投入了四台给煤机自动，并根据每台磨煤机的带载能力设置了不同的指令偏置。DEH切换至CCS遥控方式。从各参数趋势曲线看，机组在274MW投入协调后，四台磨运行，各参数变化不大，在煤质无重大变化时，锅炉的锅炉主控指令信号不稳定，锅炉给煤量变化大，很快就切到手动。因此,修改参数后再次投入协调煤量很稳定。
3.2#2机组协调方式变负荷试验
试验时，在255MW稳定运行的工况下，做协调变负荷10MW试验，变负荷20MW试验。稳定后又做了连续降30MW负荷三次的试验，升30MW负荷两次的试验，07月20日16时51分53秒协调升负荷30MW达到目标值320MW。
组态中对机组主控指令的设置是机组主控指令变化1%，负荷变化3MW，从各参数趋势曲线看，主控指令变化3%（10.2MW）和变化6%时，机组实际负荷都可以在5分钟以内达到目标值。负荷由270MW升至295MW目标值时，存在负荷达不到目标值的情况，主要是由于在机前压力在没有稳定的情况下，增加20MW负荷的机组指令，此时迅速增加的给煤量，造成煤量达到zui大上限。另外，当机组主控指令改变后，指令变化的前馈信号同时改变了锅炉的给煤量，给煤量变化，锅炉主控指令信号大约在30秒后开始变化，以平衡机侧负荷的变化。当锅炉主控指令信号与锅炉指令保持一致时，给煤量变化很小。试验过程中，炉膛负压、汽包水位、主汽温度均可以稳定在允许范围内。此次试验未切除一次调频回路。
3.3#2机组AGC变负荷试验
厂内变负荷试验完成后，各参数变化都可在允许范围内变化，具备与调度联调的条件。联调试验分两步进行，*步先做负荷变化试验，验证ADS指令的准确性。由网调发升25MW负荷的指令信号，机组响应正常后，再由网调将负荷275MW升到303MW调回到295MW。第二步做变负荷试验：在270MW稳定运行的工况下，试验两次进行了连续升10MW负荷，机组负荷由270MW升至290MW，再连续降10MW负荷三次，机组负荷由290MW降至260MW试验。通过不同负荷下的变负荷试验发现，在协调方式并且机组负荷小于250MW时，锅炉参数随负荷的变化而变化，变化方向与负荷需求方向相同。表现出当ADS指令增加时，锅炉负荷增加速度缓慢，首先需要增加给煤量来提高参数，增加锅炉的蓄热；反之当ADS指令减小时，锅炉要减少给煤量来降低参数，减少锅炉的蓄热。并且这种过程的变化是很慢的，机组对外界负荷的响应速度有很大的迟延。此次AGC试验证明了在240MW—320MW负荷范围内，机组一直处于滑压运行方式下，可以达到与满足AGC的负荷响应速度要求。
四、存在的问题及解决办法
本次#2机组AGC试验，按工作计划已全部完成，具备投入AGC的条件。目前，这台机组自投入协调控制方式后，机组在各负荷工况下，协调方式可稳定运行。汽包水位、主汽压力、主汽温度、炉膛负压等参数均在允许的调整范围内稳定可控。正常运行中，只要协调方式投入，就会向网调发出CCS允许信号，网调可随时投入AGC功能。
但本次AGC试验，也存在以下几方面的问题需要在今后的工作中继续加以解决：
a）虽然在负荷响应的初期，快速增加或减少了给煤量，并且在煤量改变时增加或减少炉膛的送风量（含氧量校正），但是存在炉膛负压、汽包水位切手动的情况。同时快速的变化给煤量造成屏过、二过减温水由自动切为手动控制。同时烟气挡板由于手动调节，没有自动，出现数次再热器出口汽温超温现象。
b）在煤质好的情况下，加负荷容易，5分钟就可以得到目标值，但在煤质差，煤量160吨以上时，减负荷很困难，需要8分钟以上才达到目标值。这与和利时采用直接指令平衡理论的控制有关，过去AGC采用热量平衡原理，对煤质的适应性强，但负荷的响应慢，难以适应调度的需要。
c）投入协调控制后，将机组一次调频的功能改由CCS系统来实现，在做试验过程中，发现叠加在锅炉指令上的频差信号，在网频信号突变时，对锅炉指令不时的存在干扰，影响给煤量的变化，这种突变的网频信号多数情况下持续时间只有2-5秒，并且，当锅炉指令的总趋势是上升或下降时，频差信号与锅炉指令的变化并不一致，导致锅炉指令总趋势在上升（下降）时，频差信号反而造成锅炉指令瞬间的下降（上升）。CCS与DEH共同完成一次调频功能试验还有待进一步完善。
五、结束语
大坝发电有限责任公司#2机组通过协调控制方式的改进，通过不同负荷下的变参数试验，结合机组的特性，整定出适合本机组的控制参数，现已长期投入协调控制方式。该机组投入协调控制方式后，大大减轻了运行人员的监视与调整的工作量，也提高了机组运行的经济性。
电厂自动化关于如何更好的进行机炉之间的协调控制，如何实现AGC功能以实现现代电网调峰调频要求，各个研究院各个控制公司都在不断的探索不停的创新，力求节能的完成发电任务。我们热控维护人员更要在这些控制理论的基础上本厂实际，创造出适合本厂特点适应本机组特性的优化策略来，我们都需努力！
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