摘要：介紹渭河發(fā)電有限公司二期2×300MW機(jī)組自動(dòng)發(fā)電控制(AGC)功能的設(shè)計(jì)、調(diào)試以及投運(yùn)情況。對(duì)投運(yùn)中出現(xiàn)的問(wèn)題提出相應(yīng)的改進(jìn)措施：(1)在DCS和遠(yuǎn)程終端控制系統(tǒng)(RTU)之間加裝24V DC信號(hào)隔離器；(2)由RTU提供的24V電源改為由TPS DCS提供；(3)在數(shù)字式電液控制系統(tǒng)(DEH)中增加在
渭河發(fā)電有限公司二期2×300MW機(jī)組建于上世紀(jì)90年代初期，2004年將原DCS改為美國(guó)Honeywell公司制造的TPS DCS，并對(duì)軟件邏輯進(jìn)行重新設(shè)計(jì)和完善；汽輪機(jī)調(diào)速系統(tǒng)由原來(lái)的純液壓控制系統(tǒng)改造為上海新華控制（集團(tuán)）有限公司制造的DEH-V型DEH。改造后實(shí)現(xiàn)了機(jī)、爐一體化控制，信息共享，系統(tǒng)結(jié)構(gòu)得到簡(jiǎn)化，減少了熱控系統(tǒng)維護(hù)量，可靠性和安全性提高，自動(dòng)投入率達(dá)到95％以上，保護(hù)投入率達(dá)100 % ，機(jī)組協(xié)調(diào)控制（UCC）和AGC 功能順利投入。
1 AGC 功能
大容量單元機(jī)組運(yùn)行時(shí)，一般將鍋爐和汽輪機(jī)作為整體進(jìn)行控制，但鍋爐和汽輪機(jī)的動(dòng)態(tài)特性存在很大差異（汽輪機(jī)的負(fù)荷響應(yīng)快，鍋爐負(fù)荷響應(yīng)慢），因此在控制負(fù)荷時(shí)，必須投入AGC 功能，以協(xié)調(diào)汽輪機(jī)和鍋爐兩側(cè)的控制，兼顧外部負(fù)荷響應(yīng)性能和內(nèi)部機(jī)組參數(shù)穩(wěn)定。
1.1 AGC投入條件
(1)汽輪機(jī)和鍋爐為協(xié)調(diào)控制方式；(2)中調(diào)指令、發(fā)電機(jī)功率等測(cè)點(diǎn)正常；(3)負(fù)荷跟蹤狀態(tài)良好。其中，中調(diào)指令是通過(guò)微波通訊方式傳送到RTU，然后再由RTU 送到DCS。
1.2 AGC邏輯設(shè)計(jì)
機(jī)組以UCC方式運(yùn)行時(shí)，負(fù)荷信號(hào)由人工設(shè)置；機(jī)組投入AGC功能后，接收電網(wǎng)自動(dòng)調(diào)度信號(hào)，此時(shí)負(fù)荷指令信號(hào)受到負(fù)荷（最大／最小值）及其變化率的限制。當(dāng)DCS投入一次調(diào)頻功能時(shí)，要疊加上頻差部分的負(fù)荷指令，形成負(fù)荷給定信號(hào)，分別送往鍋爐和汽輪機(jī)主控制器。
2 AGC功能調(diào)試
2.1 中調(diào)指令傳輸不暢
進(jìn)行傳動(dòng)試驗(yàn)時(shí)，發(fā)現(xiàn)從RTU到DCS之間的中調(diào)負(fù)荷指令信號(hào)(4-20mA)通訊不暢，原因?yàn)椋?1)RTU與集控室電子間距離約1km，信號(hào)衰減嚴(yán)重；(2)RTU輸出端與TPS DCS輸入端阻抗不匹配。
對(duì)此，實(shí)施以下改進(jìn)：(l)在DCS和RTU之間加裝24V DC信號(hào)隔離器；(2)由于TPS DCS對(duì)直流電源的共地要求較高，因此將由RTU提供的24V電源改為由TPS DCS提供。改進(jìn)后中調(diào)負(fù)荷指令信號(hào)傳輸正常。
2.2 UCC切換擾動(dòng)
初次試運(yùn)行投入U(xiǎn)CC時(shí)，DEH退出功率控制回路，由DCS對(duì)DEH進(jìn)行遠(yuǎn)方控制后會(huì)有15~20MW的負(fù)荷“動(dòng)”經(jīng)檢查與DEH遙控跟蹤切換控制邏輯有關(guān)。
如圖1所示，UCC未投入時(shí)，汽輪機(jī)功率操作器為手動(dòng)控制，此時(shí)負(fù)荷指令跟蹤負(fù)荷給定值，由于DEH速率限制器的遲延作用，使得跟蹤值總是滯后于負(fù)荷給定值。因此，一旦投入遙控，就會(huì)產(chǎn)生負(fù)荷擾動(dòng)。對(duì)此，在DEH中增加在投入DEH 遙控前暫時(shí)屏蔽速率限制功能，在DEH投入遙控后速率限制功能才有效。經(jīng)過(guò)改進(jìn)后，切換擾動(dòng)現(xiàn)象消除。
2.3 不同負(fù)荷段采用變參數(shù)控制
渭河發(fā)電有限公司二期2×300MW機(jī)組的負(fù)荷變化范圍在180-300MW之間，主蒸汽壓力給定值范圍在13.5~16.2MPa之間，給粉機(jī)投運(yùn)數(shù)量在10~16臺(tái)之間變化。這是由于煤質(zhì)變化大，低負(fù)荷段運(yùn)行不穩(wěn)定，因此在主蒸汽壓力、除氧器水位等基礎(chǔ)自動(dòng)控制中多處采用變參數(shù)控制，以加強(qiáng)子系統(tǒng)對(duì)變負(fù)荷的適應(yīng)性。
2.4 抗積分飽和技術(shù)
抗積分飽和技術(shù)主要用于主蒸汽溫度和壓力自動(dòng)控制中，以克服串級(jí)控制系統(tǒng)過(guò)度積分，減少系統(tǒng)超調(diào)。主蒸汽溫度調(diào)節(jié)系統(tǒng)延遲較大，易形成調(diào)節(jié)器過(guò)度積分，可利用減溫控制閥開(kāi)、關(guān)上下限抑制主蒸汽溫度調(diào)節(jié)過(guò)度積分，避免調(diào)節(jié)惡化。改進(jìn)后，主蒸汽溫度調(diào)節(jié)基本滿足AGC變負(fù)荷工況要求。
以TPS DCS調(diào)節(jié)器的特性為基礎(chǔ)，對(duì)主、副調(diào)節(jié)器輸出適當(dāng)限幅，解決了積分飽和問(wèn)題。
2.5 前饋控制技術(shù)
針對(duì)鍋爐慣性大、汽輪機(jī)慣性小的特點(diǎn)，為提高負(fù)荷響應(yīng)，實(shí)現(xiàn)平衡控制，設(shè)計(jì)中采用了前饋控制技術(shù)。這樣，超調(diào)鍋爐輸入可補(bǔ)償負(fù)荷變化過(guò)程中鍋爐蓄熱的改變，盡量減少反饋回路校正作用，提高了控制的快速性和穩(wěn)定性。
3 系統(tǒng)投運(yùn)
2005年8月對(duì)2臺(tái)機(jī)組的AGC進(jìn)行了動(dòng)態(tài)試驗(yàn)，在AGC方式下，中調(diào)系統(tǒng)將負(fù)荷從 230MW降至200MW，待機(jī)組功率及各主要參數(shù)穩(wěn)定運(yùn)行10min后，機(jī)組負(fù)荷又從200MW 回升至230MW，負(fù)荷指令變化速率為15MW/min，變化幅度為30MW。擾動(dòng)試驗(yàn)結(jié)果表明，負(fù)荷響應(yīng)時(shí)間較快，滯后量較小，主蒸汽壓力、主蒸汽溫度、汽包水位等參數(shù)均未超標(biāo)，符合指標(biāo)要求（表1）。
4 結(jié)語(yǔ)
經(jīng)過(guò)DCS改造以及AGC功能的投運(yùn)，使機(jī)組的自動(dòng)化水平得到提高，但 AGC 功能的投人還存在以下問(wèn)題：(l)由于主蒸汽溫度自動(dòng)調(diào)節(jié)遲延大，以及送風(fēng)自動(dòng)控制受煤質(zhì)變化的影響，配風(fēng)曲線固定，致使AGC功能不能投入。(2)AGC對(duì)異常工況的適應(yīng)性有待提高，例如輔機(jī)故障減負(fù)荷RB功能等有待進(jìn)一步完善。(3)給粉機(jī)的投切仍然采用手動(dòng)方式，在AGC方式下，負(fù)荷指令變化大時(shí)，若手動(dòng)投切給粉機(jī)不及時(shí)，會(huì)形成負(fù)荷斷點(diǎn)。
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本文摘自《熱力發(fā)電》第5期
作者：羅建科
（轉(zhuǎn)載）
