托发电厂一期建设工程协调

内蒙古大唐托克托发电厂一期建设工程为两台600MW亚临界参数燃煤发电机组。汽机岛由日本伊藤忠商社(联合日立公司、东方电站集团)供货，锅炉岛由哈尔滨电站成套公司供货。

汽机为亚临界参数﹑一次中间再热﹑四缸﹑四排汽﹑单轴反动式凝汽机组。机组设有八级回热抽汽系统，即3级高加﹑4级低加和1级除氧器。机组采用30%BMCR容量的高﹑低压两级串联旁路系统。机组配备两台60%量的汽泵给水泵和一台30%容量的电动给水泵。额定功率为600MW，机前主汽压力为16.7MPa,机前主汽温度和再热器温度为540℃。

锅炉岛为引进美国ABB-CE燃烧工程公司技术设计制造的HG-2008/17.4-YM4型亚临界、一次中间再热、单炉膛、Π型布置、四角切圆燃烧、平衡通风、全封闭、固态排渣、强制循环汽包型燃煤锅炉，燃料为烟煤。锅炉配备六台各60%容量的送、引风机和一次风机。六台磨煤机设计为五台可带额定负荷运行，另外一台备用。在额定工况下，过热器出口温度为540℃，再热器的进/出口温度为323℃/540℃。

控制系统主要采用美国西屋公司制造的OVATION分散控制系统，该系统主要完成CCS、MCS、FSSS、SCS、DAS系统等功能。 2 协调控制系统简介

托电公司机组的协调控制系统主要采用由美国西屋公司过程控制部设计的控制策略，最初的逻辑除了在负荷指令运算回路作了相应的改进，其他部分与西屋公司投入的其他协调系统相同。该控制系统根据负荷运算可分为以下7种方式：

2.1 基本方式（base）：锅炉主控和汽机主控均在手动方式运行，这种情况大多是在机组启动不久或在一些特殊工况下。

2.2 锅炉跟随方式1（BF1）：锅炉主控投入自动调节机前压力，汽机主控在手动方式，在这种方式下电调可以处于local方式，也可以处于remote方式，由运行人员在机主控面板上手动操作。

2.3 汽机跟随1（TF1）：汽机主控投入自动调节机前压力，锅炉主控手动调节功率，在这种方式下，燃料主控可处于手动方式，也可处于自动方式，由运行人员在炉主控面板上手动操作。

2.4 锅炉跟随2（BF2）：锅炉主控投入自动调节调节机前压力，汽机主控投入自动，根据LDC指令的前馈调节燃料来维持功率。在应用中这种方式只是一个过渡过程，在其他许多电厂已将此功能取消。 2.5 汽机跟随2（TF2）：汽机主控投入自动调节机前压力，锅炉主控投入自动，根据LDC指令的前馈调节燃料来维持功率。

2.6 以锅炉跟随为基础的协调控制系统（CCBF）：汽机主控投入自动维持功率平衡，锅炉主控投入自动主要维持压力平衡，同时两者协调配合动作用以维持机炉间的能量平衡。

2.7 以汽机跟随为基础的协调控制系统（CCTF）：汽机主控投入自动用于维持压力平衡，锅炉主控投入自动维持功率平衡，同时两者协调配合动作用以维持机炉间的能量平衡。

在以上其中方式中，BF2、TF2、CCTF、CCBF任意一种方式投入运行，都称LDC（LOAD DEMAND COMPUTER）处于自动方式。

3 协调控制系统的组态结构、特点分析 3.1 系统组态结构

机炉协调控制系统的组态结构见图1

3.2 协调系统的主要模式及其特点分析

（1）TF2是一种基本的协调运行方式，它的主要作用是指在机组在发生主要辅机跳闸（RUNBACK）或是机组处于异常需要降出力（RUNDOWN）情况下所采用的一种运行方式，这时协调控制系统的主要任务一方面是根据LDC的前馈输出（一定的负荷对应一定的燃料量）来调节煤量，将负荷快速的降到目标值，另一方面就是保证机前压力的稳定。由于它的负荷控制回路没有形成闭环，所以在这种方式下机组实际达到的负荷和LDC计算的目标负荷不一定相同，但对于处于异常情况下的机组来说却不失为一种既简单，又有效的控制策略。

(2) BF2仅仅是一种过渡的协调控制方式，机组不要长期的运行在这种方式下，应尽快地投入协调方式或者退出这种方式。

(3) CCTF 是以汽机跟随为基础的协调方式,即机主控按DCS 压力指令自动调节主汽压力(有最低压力限制) ,锅炉按LDC 负荷指令自动调节发电机功率,炉侧主控有LDC指令前馈。CCTF 的特点:1) 压力功率能准确调节,功率、压力稳态曲线平稳;2)负荷变动时,燃料、汽温波动相对较大,功率曲线波动,压力曲线平稳;3) 机侧受电网周波干扰大;4) 因功率波动对给水影响大。

(4) CCBF 是以锅炉跟随为基础的协调方式,即机主控按功率目标单元(LDC) 的负荷指令自动调节发电机功率 ,锅炉按LDC 主汽压力设定要求自动维持主汽压力的稳定,炉侧主控有LDC前馈。CCBF 的特点:1) 压力功率能准确调节,可按设计压力曲线滑压运行,功率、压力稳态曲线平稳;2) 负荷变动较大时,燃料、汽温波动相对较大,压力曲线波动,功率曲线平稳;3) 机侧受电网周波干扰小。托克托电厂作为华北电网的主力电厂，由于AGC的投入，为了 使机组能够按照电网的要求达到较快的功率响应（负荷变化率为12MW/min），就把CCBF作为日常运行的主要控制方式。 4 协调控制系统的技术改进 4.1 完善了一次调频的功能

在西屋公司的设计中协调系统具有一定的一次调频的功能，但一次调频只有在汽轮机转速低于2970rpm和3030转的情况下才起作用，所以在一般情况下看不到频率的修正作用。这样的设计满足不了国内电网周波对机组调节的要求。因此我们对一次调频的功能作了如下的部分改进，即将频率变送器采集的频率信号通过一函数发生器（根据汽轮机的转速不等率计算得出）计算出的负荷偏差与LDC的目标负荷相加，通过改变机组的负荷指令去纠正电网的频率变差，使机组具有一次调频能力。函数发生器设定有一定的死区，只有当频率偏差超出死区（一般定位±2rpm）时才起作用，这个设计是为了在网上周波在正常范围内波动时，不至于对机组的功率造成扰动。 4.2 负荷指令前馈的技术改进 4.2.1 改进后的原理

原设计机组协调在CCBF、CCTF方式下,锅炉燃料量的前馈只有LDC 负荷指令,机组投CCBF、CCTF协调方式时,由于制粉及锅炉燃烧纯时延时间较长,进行负荷变动时燃料量、汽温、汽压波动较大,负荷变动较大时不能正常调节。负荷指令前馈回路技术改进的方案: (1)对原有的LDC前馈进行函数处理，基本控制在在0.7～0.9之间，调试中按照试验结果对函数的参数进行修正， (2) 增加LDC TARGET和实际负荷指令的正偏差前馈,在负荷变化过程中适当的对燃料和风量进行一定的过调，用以弥补制粉系统的和锅炉的纯延迟导致的压力的大范围波动，当然要注意风量和燃料的交叉控制 (2)在负荷指令出现三角波或者负荷指令突然回调的的情况下，LDC TARGET和实际负荷指令的正偏差前馈会过调，出现机前压力的大范围波动，导致负荷也大范围波动的现象，为了克服这种情况，设计了hold/run回路，后来在现场试验中证实,这个改进对于闭锁增/减的功能也有非常好改善。(3)在正偏差前馈回路出口增加了几个惯性环节。现场的实验证明, 改进后的协调控制系统的动态调节性能及静态特性明显改善,改进后的锅炉负荷前馈回路原理见图2。

4.2.2 前馈回路修改后参数调整试验

1)在图2中的∑的参数为左管脚为+1，右管脚为-1； 2)HOLD/RUN（N 路）的条件如下： a.当协调闭锁负荷增/减的条件具备时；

b.负荷指令出现三角波或者负荷指令突然回调的的情况下

3)图2中惯性环节的参数Ti值的确定与锅炉的热力惯性有关，具体的参数应通过试验来获得，这种设计的思想是想通过惯性环节来增强前馈对负荷调节后期的燃料量的作用，用以克服大负荷变动时后期加煤不足的问题。在托电的项目中第一个惯性环节的Ti的值为20s，第二个惯性环节的Ti值为240s。 4)图2中函数F(x)的参数的范围应该在0.05～0.15之间确定，具体的数值要通过试验取得。

5)前馈回路改进后的前馈比例简化计算。在LDC 机组负荷指令变动动态过程开始时,功率和燃料同时增加,炉主控前馈比例为原设计中的参数0.9 加上增加的前馈值在0.05～0.15之间，即动态过程开始阶段所需的燃料量和风量,90 %～105%由前馈完成。在动态过程结束后，增加的前馈值趋于0（何时趋于0取决于惯性环节参数的设置），在炉主控的输出中，前馈比例为0.9，而剩下的10%和超调部分由调节器来完成。 通过计算分析和试验曲线验证,协调系统CCBF方式下的动态过程的曲线见图3

从曲线的情况可以看出，CCBF的系统动态特性得到了有效的提高。 4.3 机主控的DCS 功率指令和压力指令回路的改进

针对炉侧系统响应较慢及机侧压力和功率调节响应很快的特点,对机主控侧的压力、功率调节的指令回路进行了修正。基本思路是将炉侧的压力偏差负向加到机主控的功率指令回路中,将炉侧的功率偏差负向加到机主控的压力指令回路中,充分利用机侧快速消除压力、功率偏差的特性,让汽机调门辅助锅炉参与调压(在主调功率的同时) 和调功率(在主调压力的同时) 。修改后基本消除了CCTF、CCBF 方式下压力(功率) 波动较大造成燃料量、汽温波动过大的现象,有效地改善了机炉协调的整体性能。 4.3.1 机主控功率指令修正

在CCBF 方式下,改进思路是将炉侧主汽压力偏差按一定比例负向加到汽机功率指令回路中。当压力偏离设定值达到一定范围时,压力的负向偏差将按一定系数(或分段函数) 修正机主控的功率指令。由于机侧的电调响应较快,实发功率很快按要求改变,从而反向抑制压力偏差的增大,起到辅助锅炉调压的作用。改进后的信号回路见图5。

4.3.2 机主控压力指令修正

在CCTF 方式下,改进的思路是将炉侧调节功率偏差按一定比例负向加到机主控压力指令回路中。当功偏离设定值达到一定范围时,功率的负向偏差将一定系数(或分段函数) 修正机主控的压力指令。由于机侧的电调响应较快,实际功率偏差很快减少,从而反向抑制炉侧功率偏差的增大,起到辅助锅炉调功率的作用。

对压力、功率指令回路改进后, 通过试验调整F( X) 函数参数,选择适当的修正比例和死区,通过多次大负荷变动试验测定,该回路可以有效而快速地消除炉侧的压力偏差和功率偏差。它充分利用了汽机能快速消除压力、功率偏差的特性,但功率响应有所减慢。通过适当折衷,可以明显改善机组协调控制系统的调节性能,在主设备和控制系统设备运行正常的情况下,协调控制系统的调节性能基本达到了规程要求。 5 协调控制系统调试投运

(1) 重点解决协调控制系统的调节性能问题。CCS 系统的调节性能是协调控制投入的基础,协调控制处于机组自动控制系统的最上层,锅炉给水、汽温、炉膛压力、制粉系统是CCS 系统中的关键,直接关系到协调控制系统的成败,其调节性能指标必须达到规程要求。通过CCS 系统扰动试验,发现和解决了调节系统的诸多问题，对各个子系统作了相应的优化。在1 台磨煤机跳闸时,给水、炉膛压力控制回路仍保持自动调节。给水、炉膛压力、氧量、汽温调节在负荷变动时,能满足规范要求。有关的CCS 调节系统,通过定检和试验保证其调节性能。

(2) 通过负荷变动试验,优化了系统,并根据电网要求确定了合适的协调方式。在CCS 系统调节性能满足规范的条件下,再进行锅炉汽温调节特性试验、机炉侧压力惯性试验、投协调负荷变动试验。通过试验,进一步清楚了机组的、尤其是锅炉的热力特性,对参数作了进一步优化调整，找到适合机组当前技术状况的最佳设定参数,使协调控制的投入能带来经济效益。 6 试验结果及系统性能评价

托克托电厂于2003年57月完成了机炉协调控制系统的调整试验,CCBF 方式下负荷变动试验有关试验结果见表1

表1 注：负荷变化率为 12MW/min

100MW的变动 200MW的变动

稳态最大误差 主汽压力(MPa) 汽包水位(mmH2O) 炉膛负压(Pa) 过热汽稳(℃) 再热汽温(℃) ±0.2 ±30 ±150 ±2 ±2 动态最大误差 ±0.45 ±50 ±180 ±5 ±6 稳态最大误差 ±0.2 ±30 ±150 ±3 ±3 动态最大误差 ±0.5 ±50 ±195 ±6 ±7 现在对以上各个项目的变化情况进行逐一分析：

（1）在进行扰动试验中，主汽压力在全程中的表现较好，这主要得益于协调控制的前馈控制，尤其是做了技术改进的LDC TARGET和实际负荷指令的正偏差前馈参数的整定比较符合锅炉的热力特性。

（2）由于设计了炉水循环泵，锅炉的循环属于强制循环，所以在燃烧状况发生较大变化时，对汽包水位的影响不是很大，水位波动较小。

（3）负压的调节不是太理想，一个原因是执行器的死区太大（2%～3%），满足不了调节的要求；另外就是由于燃料的变动量太大，多负压的影响较强所致。

（4）温度的控制基本是正常的，其中再热汽温的主要调节手段是燃烧器摆角，这种调节方式的滞后很大，所以在负荷的大范围变动中再热汽温的波动较大。

从以上试验数据和过程分析可以看出,托克托电厂的协调控制的稳态性能和扰动的动态性能比较好,完全达到热工监督规程的技术规范要求。就机炉协调控制系统的性能情况看,正常运行时,只要运行人员根据机组负荷情况选定合适的协调方式,协调投运可以覆盖300～600 MW 机组负荷,机组自动化控制达到了比较高的水平,对机组的优化调整、经济稳定运行有着重要的意义,为托克托电厂AGC 功能投入创造了条件。自协调控制投运以来,只要主、辅设备没有大缺陷,2 台机组协调控制能长期投入,负荷变动速率选用2% 。2003年6 月在华北电力科学院的协助下完成了机组AGC 功能调试、验收。在投入AGC 功能时,增减负荷范围最大达200 MW,实际负荷变动速率为12MW/ min 时,机组调节参数偏差能控制在部颁规范对2%机组变负荷率要求的参数偏差范围内。