李朝涛（上海自动化仪表股份有限公司DCS公司，上海，200082）摘要：本文以某电厂2×300MW机组DEB设计和运行情况为背景，阐述并分析了采用直接能量平衡策略的协调控制系统技术原理、工程实现、过程实际响应以及运行效果。结果表明：DEB协调控制策略的控制目标直接、明确，使用方便、灵活，而且具有适应性强、稳定性好等特点。关键词：直接能量平衡；协调控制；火电机组0前言大型火力发电机组由于机组容量大、运行参数高，若运行操作不当将对机组本身甚至电网的安全带来很大的危害，故对自动控制的要求和依赖越来越高。发电机组自动控制的最终目标是安全快速地满足电网的负荷需求并保证电力品质，由于组成火力发电机组的锅炉和汽轮机对负荷响应特性的差异很大，所以在设计机组级控制时必须充分考虑这两个对象的不同特性，使锅炉和汽轮机协调地运转，以机组实际最大能力来满足电网的要求。协调控制系统CCS（CoordinatedControlSystem）的任务是协调锅炉和汽轮机两个不同的工艺系统共同来满足电力负荷需求。因此，协调控制系统的设计应将锅炉和汽轮机作为一个整体来考虑，使机组在实际能力下，能最大限度地满足电网要求的发电数量（功率）和质量（频率），确保发电机组安全、稳定、经济地运行，这是协调控制的基本要求。协调控制系统在理论上可以有许多方法来实现，但对于一个特定的发电机组来说，当主设备和工艺系统确定以后，应该选择一种最适合该机组特定条件的技术方案作为控制系统设计的基本策略。随着分散控制系统（DCS）应用的不断成熟，为火电机组实现复杂的协调控制创造了技术和物质的基础。本文阐述的是DEB直接能量平衡控制系统的设计思路、控制策略以及机组在协调控制方式下的实际负荷响应情况，采用的系统硬件是MAX1000分散控制系统。1DEB原理分析[1]直接能量平衡（DirectEnergyBalance；DEB）协调控制系统是由美国原Leeds&Northrup公司创立的专有技术（现由美国metsoMAX公司继承此项技术，上海自动化仪表股份有限公司通过技术引进获得使用许可）。其著名的表达式为[1]：(1)式中PTS为机前压力设定值；P1为汽机一级压力；PT为机前压力；PD为汽包压力；Cb为锅炉蓄热系数。在等式的左边是汽机的能量需求信号，等式的右边是锅炉的热量信号。DEB实质上是以锅炉跟随为基础的协调控制，汽机侧控制功率，同时以汽机的能量需求作为锅炉负荷指令，直接同锅炉的热量信号相平衡，而满足这种平衡的控制手段是调节输入锅炉的燃料量，因此在燃料调节器入口代表燃料量的热量信号直接同汽机能量需求信号相比较。在动态的调节过程中，比例积分作用的燃料调节器通过反馈调节总是要让入口偏差趋向于零，故此时燃料调节器入口的误差ef为： 由上述关系可知，能量需求信号与热量信号平衡的结果能使机前压力PT自然地维持在设定值PTS，从而证明了DEB控制策略确实能保持机炉的能量平衡。根据DEB固有的维持机前压力为定值的特性，可以取消机前压力校正调节器[2]。2DEB功能设计一个完整实用的协调控制系统，设计时必须考虑在各种工况下实现系统之间和设备之间的目标负荷与实际能力的匹配，具体包括：①电网要求负荷与机组出力的匹配；②汽机要求能量与锅炉出力的匹配；③锅炉要求出力与辅机能力的匹配。当上述“要求”和“能力”之间的关系匹配合适时，机组的运行是安全经济的，且控制系统是稳定的。图1所示为应用直接能量平衡原理的单元机组协调主控示意框图。
图1直接能量平衡协调主控示意框图整个协调主控系统是由机组指令处理回路、汽机主控回路和锅炉主控回路三个部分组成。下面分别阐述采用直接能量平衡策略的协调控制系统各个回路的工程实现。2.1机组指令处理机组指令处理回路负责实时地向机炉下达功率指令，最大限度地满足电网对机组的负荷要求，当机组运行异常时及时地对机组目标指令实施限制，避免异常工况进一步扩大，在保证安全的前提下以机组实际能力继续承担发电负荷。机组指令处理回路的具体任务是：(1)根据机组运行的状态及电网负荷控制的要求，选择适合机组当时条件的负荷控制指令方式。(2)对目标指令进行处理，使之与机炉的动态特性及负荷变化能力相适应，生成实际功率指令。机组负荷指令方式有二种，即运行员设定的手动负荷指令和电网AGC系统来的自动调度指令，由T1选择机组负荷指令的来源。T1提供了机组和电网AGC系统的接口，当机组运行于协调控制方式且AGC指令和运行员指令跟踪良好时，若电网调度所要求机组接受AGC控制，机组收到AGC请求命令后，运行人员在DCS的CRT“机组主控”画面上按下AGC按钮，T1就选择AGC指令。而在AGC方式时，运行员可随时将机组指令切换成人工手动指令。机组指令处理回路在完成指令选择的同时还承担向电网AGC系统发送机组实时能力和状态信息，配合网控中心对机组实现遥测、遥控。当T1选择了指令的来源和控制方式后，再综合进频差信号就形成了机组的目标负荷指令。机组指令处理回路的下一个任务是将目标指令处理成机组可接受的实际功率指令，使机组的实际出力在设备许可的能力下匹配电网要求。当连续运行的机组某些设备或系统发生异常，出力或稳定出了问题，机组就不可能达到初始的负荷变化幅度，此时设备及过程限制逻辑计算出机组的实时负荷能力，通过指令闭锁逻辑回路对目标指令进行实时的方向闭锁，将指令限制在机组能力允许的范围内，同时根据不同情况修正指令的变化率限制值。当设备故障或过程出现问题，发生机组侧强制增/减负荷时，此时机组指令处理回路将使指令跟踪实发功率，使得强制增/减负荷过程结束后不发生指令扰动。2.2汽机主控制从图1中汽机主控回路可以看出，这是个功率-压力串级加指令前馈控制回路。汽机直接控制功率，故系统对功率指令的响应速度快，而功率指令的前馈控制所起的加速调节作用，有利于系统克服中间再热机组的再热器容积滞后，更进一步提高了响应速度。在功率串级回路的输出通过T2并列了一个机前压力调节器，当T2选择了机前压力调节器时，系统就由汽机调功率转成汽机调压力，当汽机控制汽压时机组的功率由锅炉决定。T2的切换在正常工况时由协调方式控制逻辑决定。汽机主控回路和汽机的控制接口是汽机数字电液控制器（DEH），因DEH具有良好的汽机阀门管理功能（阀门特性线性化处理），所以机组的功率控制回路可获得良好的调节品质。汽机主控回路与DEH的控制接口采用脉冲调频的方式，用硬接线连接。采用脉冲调频的方式接口具有很高的安全性，即使在控制信号连接线短路的情况下，汽机控制也不会误动作。2.3锅炉主控制由图1可见，在锅炉主控回路没有机前压力调节器，汽机的能量需求信号直接作为锅炉指令以前馈的方式加入锅炉控制。当汽机的功率控制作用到汽机调门后，能量需求信号立刻要求燃料调节器调整锅炉的燃料输入，使锅炉的输入与当时的汽机需求相匹配。这个匹配（平衡）过程虽然直接又迅速，然而锅炉的能量转换过程存在较大的滞后，为了克服这个滞后加快锅炉的响应速度，在DEB的工程设计中对能量指令（需求）进行动态补偿 |
[3]，通过燃料的动态超调来加强锅炉燃烧率的变化幅度，促使锅炉加快响应。图2为工程实用的汽机能量指令功能框图。经动态补偿后形成的锅炉指令信号，能大大地改善机组在定压或滑压运行时汽机和锅炉动态过程的能量匹配。
图2能量指令功能框图在DEB控制中，压力比信号能灵敏地反映汽机的调门开度，在这同时压力比对信号噪声的反应也非常灵敏，在经过超前补偿后信号的噪声将进一步放大，所以必须对能量指令进行有效的滤波。工程中常规的滤波方法一般采用惯性滤波，惯性滤波在克服噪声的同时也牺牲了信号的灵敏性。为了既能有效地滤去噪声又不延滞信号，我们在设计中采用了限幅滤波ALF（AmplitudeLimitingFilter）法[1]。对于压力比信号其噪声的幅度是比较均匀的，ALF通过设定一个基于信号均值的滤波幅值，形成一条浮动于信号的噪声滤波带，使在滤波带幅度内的噪声得到有效克服，而大于滤波带幅度的有用信号变化量获得真实反映。ALF的滤波幅值整定在工程上是非常容易的，只要记录并测量出信号噪声的平均幅度就可以确定该整定值。电站锅炉是个非常复杂的工艺系统，锅炉的煤、风、水等系统的组成设备和过程协调地运行维持着锅炉的正常运转，确保出力满足汽机的要求。当锅炉的局部设备或过程系统发生问题，将影响锅炉的整体能力。如果在局部子系统带“病”运行时，必须对锅炉指令进行限制，使锅炉所带负荷水平不超出带病运行的子系统所具有的能力。如果锅炉的局部系统或设备发生故障，不能满足锅炉当前的负荷水平，则必须强制改变锅炉出力至局部系统的实际能力，避免局部故障的扩大。锅炉实时能力处理回路根据锅炉子系统调节偏差、设备运行极限状态、辅机跳闸情况对锅炉指令实施以下三种处理：增/减方向闭锁；迫升/迫降（RUNUP/RUNDOWN）；快速减负荷（RUNBACK）。当锅炉发生指令方向闭锁时，锅炉实时能力处理回路同时以相同方向闭锁机组指令，使得机组的实际负荷指令不超出锅炉的实时能力。当迫升/迫降或快速减负荷发生时，在锅炉侧减负荷的同时，实时能力处理回路将汽机侧的T2切换到汽机调压方式，由汽机控制主汽压力，使机-炉协调同步地到达机组实时负荷能力，而不破坏系统的平衡。3DEB协调方式下机组实际响应分析采用DEB策略的协调控制系统在某电厂2×300MW机组已获得了成功的运行，并完成了所设计的各种跳闸条件下的RUNBACK试验，AGC控制投入。以下通过分析某电厂#1机组在协调方式下功率响应实时曲线和RUNBACK试验曲线，来验证DEB策略的实际应用效果。3.1DEB方式机组实际响应分析
图3机组在DEB方式下实际响应曲线机组满负荷（300MW）时，在机组主控站设定目标负荷为250MW瞬间向CCS发出，阶跃扰动达16.7，指令变化率限制在约4/min（见曲线4）。机组实际响应情况为，实发功率（曲线3）在DEB控制下非常好地跟踪了功率指令，仅仅滞后于指令30秒，当实发功率到达目标值以后无超调和振荡。在锅炉侧，为了保证动态过程机-炉的能量平衡，锅炉主控对能量指令信号实施了有力的动态补偿，其结果反映在煤量的变化上（见曲线7），煤量的实际变化大，超调量高达96，在锅炉内的燃烧发生了强烈的变化，从而动态地补偿了锅炉能量转换的滞后。在如此强烈的燃烧变化过程中，维持锅炉的燃烧和运行稳定是CCS重要的任务。曲线9、曲线6分别记录了烟气含氧量和炉膛压力的变化，记录反映了这二个参数很稳定，从而证明了在上述动态过程中炉膛的燃烧是稳定的；烟气含氧量的稳定更说明系统保证了动态过程的燃烧经济性。由曲线5、曲线1所记录的汽包水位和主蒸汽温度的变化过程可以证明汽-水系统的运行也是稳定的。上述动态过程中机-炉能量的平衡情况可由主汽压力来反映（见曲线2），在整个过程中主汽压力发生的最大偏差仅为0.08MPa，且未见控制的过度过程。主蒸汽温度（曲线1）未受到明显的干扰，变化在正常的波动范围内。由此证明了动态过程中机炉能量的供求是非常平衡的，主蒸汽品质得到了保证。3.2机组RUNBACK实际响应图4为一台引风机跳闸的机组RUNBACK响应曲线，当引风机跳闸时，SCS联跳一台送风机、一台磨煤机（直吹式制粉系统）。RUNBACK目标负荷150MW。结果BUNBACK成功，汽压偏差0.68MPa。
图4引风机跳闸RB响应曲线
图5空预器跳闸RB响应曲线图5为一台空预器跳闸的机组RUNBACK响应曲线，当空预器跳闸时，SCS联跳一台磨煤机。RUNBACK目标负荷180MW。结果BUNBACK成功，汽压偏差0.64MPa。3.3存在问题和解决方案由图4和图5可见，系统虽自动地完成了RUNBACK，但这过程的主汽压力偏差过大，分析原因主要是CCS和DEH的接口方式影响了DEH对CCS指令的响应速度。前文已经介绍了CCS和DEH的接口采用“脉冲调频”法，以脉冲个数来表示功率指令的增/减量，在正常工况下CCS发出DEH功率指令能转换成“指令脉冲”被正确收发，而在类似于RUNBACK的工况，由CCS发出的指令变化率很大，使得接口脉冲收发过程丢失了几个“指令脉冲”，从而影响了DEH的调节速度。可以采用另一种CCS和DEH的接口方案—“脉冲调宽”法，即用脉冲的占/空比来指令的变化幅度，而脉冲频率固定。这样既可避免脉冲丢失，又可提高CCS对DEH的调节强度。4结论文中详细分析了采用直接能量平衡策略的协调控制系统技术原理、工程实现、过程实际响应以及运行效果。由现场记录的机组主要参数的响应曲线充分证明：直接能量平衡控制策略的正确性和方案的可行性，在DEB控制下机组的调节品质是良好的，因此DEB是个优秀的协调控制策略。同时也证明了该发电厂DEB协调控制策略的设计是成功的。参考文献1MetsoAutomationMAXControls,Inc.MAX1000Relatedapplicationbulletinsandproductspecifications,P-204-U,A-701-U,A-702-U,A-703-U,A-704-U,A-705-U.2滕卫明，王春利，高海东，等.应用于机炉协调控制的能量平衡与主汽压力调节相结合的控制策略[J].热力发电.2005,6,42-44.3林青.DEB系统对单元机组动态特性的补偿[J].南京工程学院学报,2005,3(4):14-18.作者简介：李朝涛(1958-)，男，上海自动化仪表股份有限公司DCS公司副总工程师，长期从事DCS系统设计、组态和现场调试工作。
来源：中国电厂设备网
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