火电厂AGC及一次调频控制逻辑优化分析

罗建科 王军泓

（1．陕西能源电力运营有限公司渭河项目部，陕西 西安 712000；2．陕西渭河发电有限公司，陕西 西安 712000）

0 概述

陕西渭河二厂4 台机组装机容量为300 MW，分别于1992年、1995年投产，主机分散控制系统DCS（以下简称DCS）为上海新华XDC-800 一体化控制系统。#5 机组于1996年投入生产，2012年进行了DCS 整体改造升级，2014年8月进行了锅炉低氮燃烧器、脱硝等多项技术改造。机组投运后锅炉燃烧迟延较大，主蒸汽压力波动大，AGC 一次调频考核较多，一次调频合格率不足60%，不能满足西北电网《两个细则》的要求。2019年有关单位成立专门自动优化小组，有针对性地对#5 机组各系统进行了优化完善，取得一定效果。

1 AGC存在问题

1.1 汽机主控存在问题及解决方案

汽机主控原有逻辑设计在变负荷时叠加了负荷的双重前馈作用，且作用量较大，在机组变负荷初期，过大的前馈作用导致机组实际负荷快速超调，后又被汽机主控比例调节作用迅速拉回形成波动，影响了机组在变负荷初期动作的稳定性。

逻辑检查发现，原有负荷基准量对应的调门开度前馈以及负荷微分量对应的调门开度前馈，是导致变负荷初期机组实际负荷快速超调并回调的根本原因，针对汽机主控前馈部分进行了逻辑修改，删除负荷基准量对应的调门开度前馈以及负荷微分量对应的调门开度前馈。新加入变负荷阶段判断逻辑，用变负荷阶段触发固定分量（±2.5 MW），将作用量叠加至汽机主控PID 调节器入口，作为负荷快速响应的超前调节手段，逻辑修改后解决了以上问题。

1.2 锅炉主控存在的问题及解决方案

原有锅炉主控设计了过多的前馈条件，存在冗余，且锅炉主控的PID 参数较强，加之机组经过低氮燃烧改造后锅炉本身存在很大的滞后性，经常导致变负荷过程中燃料超调量太大，不仅经济性受到影响，还使得烟气氧量和炉膛负压波动剧烈，存在很大的安全隐患。

针对锅炉主控PID 参数过强问题，重新对参数进行了整定，降低了因动态下PID 参数调节过快带来的过调影响。对原有锅炉主控前馈部分进行了修改，修正了机组负荷对应锅炉主控的前馈函数，使其在负荷增减时不至于超调过大。增加了中调指令、实际负荷指令对于锅炉主控的前馈，使其在变负荷阶段可以保证提前加入足够的煤量，以应对锅炉响应滞后的特性。

1.3 燃料主控存在的问题、解决方案

原有燃料主控PID 调节器参数较弱，跟踪线性不好。机前压力微分对燃料主控PID 调节器的前馈作用较弱，在机组稳态下受锅炉吹灰、一次调频动作等因素影响，造成压力波动调节作用很小。

优化原有燃料主控PID 调节器参数，使其快速跟踪锅炉主控指令的变化。并对机前压力微分作用于燃料主控PID调节器的增益系数进行了放大，在机前发生压力微小变化之初提前动作加减燃料。

1.4 送风量控制及氧量校正问题、解决方案

送风调节系统中总风量的计算由主汽流量经过函数折算而成，在负荷变化期间因主汽流量变化较为迟缓，导致风量加减也较为迟缓，缺少变负荷时对应的前馈量，在变负荷期间总是体现出风量动作较慢，跟不上煤粉加减的速度，氧量波动较大。氧量PID 调节器调节参数较弱，燃烧发生变化时未能及时调节风量。

送风控制新加入负荷微分的前馈作用，在负荷发生变化的初期风和煤同时动作，保证炉膛内氧量充足。增加燃料主控微分的前馈作用，在给粉机启停瞬间，适当加减风量，保证氧量的基本稳定。氧量PID 调节器作用较弱，在烟气氧量发生变化时调节迟缓，重新整定氧量PID 调节器参数，使其能加快调节速度。

1.5 炉膛负压调节系统

炉膛负压控制系统PID 调节器作用比较强，在负压测量数据小幅抖动时，PID 调节器的比例作用也会使得输出在小范围内抖动，无形中增加了设备在系统稳态下的机械疲劳，长时间的机械疲劳可能会使设备的寿命缩短。

在炉膛负压测量中适当加入滤波功能，使其在小范围内的抖动趋势减缓，并对炉膛负压控制系统PID 调节器的参数重新进行了整定，减弱比例作用，抑制其在机组稳态下的抖动情况。

2 一次调频问题

2.1 一次调频的反调问题

#5 机组一次调频积分电量合格率不足40%，经过数据分析，主要是受到AGC 反调的影响，如果一次调频受AGC的影响导致其调节效果达不到《两个细则》所要求的“贡献电量为正”的结果，就会被电网统计为“该机组一次调频不正确动作1 次”。解决方案是在逻辑中增加AGC 一次调频交叉闭锁功能，一次调频动作时延时闭锁AGC 功能。即当机组处于CCS 方式时，当汽机转速与额定转速（3 000 rpm）差≥3 rpm 时，自动将AGC 升负荷时的速率置为0 MW/min，闭锁AGC 加负荷。当汽机转速与额定转速差≤-3 rpm 时，再自动将AGC 降负荷时的速率置为0 MW/min，闭锁AGC减负荷。当汽机转速与额定转速差在±3 rpm 以内时，机组负荷指令速率恢复到正常值，解除闭锁[1]。

2.2 一次调频调节幅度不足问题

一次调频设计原理是根据机组实际转速与额定转速偏差值计算出的需要增加或减少的机组理论负荷值，理论负荷值再作用于负荷给定值，实现通过粗略调整机组负荷来稳定电网频率，但是理论负荷值和负荷给定值都是按照机组在额定工况下计算得出的。但是#5 机组作为调峰机组，负荷变动区间为150 MW～300 MW，主蒸汽压力变动区间为13.5 MPa～16.7 MPa，机组在低负荷时蓄热能力下降，造成一次调频负荷量不足，这也是各电厂普遍存在问题[2]。

对此，通过在DEH 侧增加机前压力补偿折线函数，设置压力补偿系数，区分单阀/多阀、负荷上行和下行不同工况，分别整定求取合理数值，确保在低负荷低汽压工况下高调门适当过开，以满足一次调频的电量要求。

2.3 其他方面的优化

2.3.1 DCS逻辑块序号影响

首先进行逻辑的筛查工作，在一次调频相关逻辑页中发现逻辑块序号先后顺序不统一，逻辑块的顺序决定着DCS 在计算中时序的先后，逻辑块必须按照先后顺序进行从小到大的排列，只有这样才能保证DCS 以最快的速度进行计算，所以首先需要对逻辑块的顺序进行修改。

2.3.2 DCS扫描周期影响

在DCS 系统中每张逻辑页都配有单独的扫描周期，扫描周期的长短也能决定DCS 在计算过程中所用的时长，新华DCS 在初始条件下，逻辑页的扫描周期均为200 ms，而一次调频所需的动作时间理论上应尽量快速计算，将与一次调频相关的逻辑页扫描周期全部由200 ms 修改为50 ms，这样可以使DCS 尽可能的快速计算，达到减少动作延迟的目的。

2.3.3 信号引用的影响

DCS 与DEH 同时具有一次调频功能，正常情况下两侧必须同时投入，而在逻辑中DCS 侧的转速是取自DEH 送来的信号，为了进一步减少因逻辑计算产生的理论延迟，将转差计算功能统一放在DEH 侧，并将DEH 侧计算的结果直接送到DCS 侧进行调节使用，取消在DCS 侧进行二次计算的功能，以减少理论计算时间，达到快速动作的目的。

3 遗留的几个问题

3.1 汽轮机调门流量特性不匹配问题

#5 机组汽轮机运行模式在单/多阀切换期间，在低负荷区间主汽压力参数偏高的情况下，阀门存在流量特性较为灵敏的区域，在机组负荷由200 MW 降至150 MW，主汽压力由14.5 MPa 向13.0 MPa 降低的过程中，阀门摆动较为剧烈，影响锅炉的稳定运行，运行人员被迫降压运行，以避开阀门重叠度较大的区域，低氮燃烧改造后，压力响应较为迟滞，在压力设定偏低的前提下，严重影响锅炉参数的爬坡能力，导致升负荷时汽机调门全部开启，机组丧失带负荷能力，需要进行阀门流量特性优化。

3.2 主再热汽温减温水阀门内漏问题

#5 机组在整个优化过程期间，主再热减温水长期处于关闭状态，这应该与低氮燃烧改造后锅炉燃烧发生了较大的变化有关，导致减温水阀门长期关闭。在优化过程中发现多个减温水阀门前后存在较大温降，阀门存在内漏情况，一次设备还需要进行完善。

4 结语

为了满足《两个细则》的要求，同时考虑兼顾机组的安全性和稳定性，我们采取了优化CCS 逻辑，放宽CCS 和AGC 的切除条件、取消风/煤交叉限制、设定较高的变负荷速率、削弱CCS 压力拉回的作用、减少负荷闭锁增/减的触发条件等多种措施，2019年5月以来，#5 机组《两个细则》月度考核效果显著，一次调频积分电量贡献率达到80%以上，指标大幅提升，AGC 考核次数下降到每月20 次以内，考核大幅降低，一次调频补偿得分大幅度提高，取得了良好的效果，机组各系统扰动试验指标满足考核要求[3]。