华志刚，崔希
（江西中电投新昌发电有限公司，江西南昌330117）
摘要：介绍了江西新昌发电公司超超临界机组协制系统、给水控制系统、一二级过热器汽温控制系统的自动调整优化过程，包括根据AGC 工况下所做的参数调整及方案优化，通过调整优化，减小了参数的波动，提高了机组的安全性、稳定性、经济性。
关键词：超超临界；控制策略；DCS ；调整优化
中图分类号：中图分类号：TP29TP29文献标识码：文献标识码：B
B Abstract ：The paper introduced the optimizing of the coordination control system,feedwater control system,first and second superheaters steam temperature control system of Ultra-supercritical unit of Xinchang power plant,including parameter adjusting and project optimizing in the conditions of AGC.By optimizing,it reduced the volatility of the parameters,and improved the unit to be safety,stability,economy.
Key words ：Ultra-supercritical ；control strategy ；DCS ；optimizing
0引言
新昌电厂是江西省第一家“上大压小”的超超临界660MW 机组，机组热控设备DCS 部分是艾默生OVATION 系统。该控制系统功能覆盖了FSSS、MCS、SCS、DAS、DEH 和MEH 等子系统。
168小时试运行结束后，随着机组工况和煤种的变化，机组被控对象的动态特性已变得越来越差，过程的滞后和惯性已变得越来越大，对象非线性和时变性的特征也越来越明显。为提高机组的安全、经济运行水平，通过观测闭环运行中的机组主汽压控制、给水控制、汽温控制等热工自动控制系统自动的走势和相对变化量，对自动控制系统特性做定性判断，对调节品质差、调节性能不稳定的自动控制系统进行调整优化，提高机组的自动投入率，为机组的安全经济运行提供可靠的保障。
1协制系统调整优化
经过观察，在变负荷工况下，特别是当AGC 控制投入后，由于AGC 指令的频繁反复变化，使得机组的燃料、给水、送风等各控制量也大幅来回波动，扰动频繁，机组主汽压、给水、汽温等参数相对稳定工况下调节品质较差。要想使各自动控制系统性能稳定，必须从协制系统开始，依序调整优化，才能达到较好的效果。
自动调整优化前,稳定工况下的协调自动调整曲线显示，在负荷由630MW 降到500MW，主汽压力设定值由24.7Mpa 降到21.47MPa 的过程中，机组实发功率控制较好，负荷最大动态偏差为-4.9MW,但主汽压力波动幅度较大，最大动态偏差Δ=1.07MPa，如图1所示。
图1协制系统调整优化前自动调整曲线
图注：1-机组实发功率、2-机组负荷给定值、3-主汽压力测量值、4-主汽压力给定值
对协制系统进行调整优化，为改善动态调节品质，首先修改了锅炉主控和给水主控负荷微分动态前馈，并将给水主控动态前馈从给水给定值迟延环节前改到迟延环节后，加快了给水对变负荷的响应速度。
再根据调节曲线分别对锅炉主控、汽机主控调节器的PID 参数进行了调整。
自动调整优化后，协制系统调整曲线显示，在负荷由630MW 降到560MW，主汽压力设定值由24.95MPa 降到22.87MPa 的过程中，机组实发功率控制较好，负荷最大动态偏差为-4.37MW，主汽压力最大动态偏差Δ=+0.32MPa。机组控制相对较平稳如图2
所示。
图2协制系统调整优化后自动调整曲线
图注：1-机组实发功率、2-机组负荷给定值、3-主汽压力测量值、4-主汽压力给定值
协制系统自动调整优化前后，参数设置及效果如表1所示。表1：协制系统调整优化前后参数设置及效果
2给水控制系统调整优化
自动调整优化前，在机组变负荷过程中，主蒸汽温度大幅波动，经过自动调整曲线分析，当负荷变化时，给水控制作用偏强，给水量跟踪负荷增减过量，造成减温水调门全开或全关后汽温仍得不到有效控制，炉侧主汽温度最大动态控制偏差Δ=19℃，如图3所示。
项目名称自动调整优化前
自动调整优化后调节参数锅炉主控负荷前馈
FF=0.53
K=2
汽机主控负荷前馈
K=0.8
给水主控前馈
K=3
锅炉主控负荷前馈FF=0.55K=2.3汽机主控负荷前馈K=0.6给水主控前馈K=2.8动态偏差 1.07MPa
0.32MPa 调节品质一般
好调节
性能
稳定稳定
图3给水控制系统调整优化前自动调整曲线
图注：1-机组负荷给定值、2-机组实发功率、3-给水给定值、4-给水测量值、5-炉侧主蒸汽温度测量值平
均值、6-炉侧主蒸汽温度给定值
此时需要运行人员手动调整给水偏置以修正给水量。在机组投入AGC 控制方式时，由于负荷变化极其频繁，造成主蒸汽温度波动较大，运行人员操作给水偏置极为繁琐，不利于机组安全稳定运行。
通过分析，对锅炉主控输出所对应的给水流量给定值线性化函数f（x）进行修正。在变工况条件下实际对机组参数稳定起作用的是线性化函数各段的斜率Kn，而其具体所对应的X-Y 各段值由于给水偏置的存在，实际并不起作用。因此着重调整斜率Kn，即能达到要求。经过对积累的数据进行计算，逐次修正观察，最终对f（x）函数修正如图4所示。
图4锅炉主控输出对应给水流量给定值线性化函数
图注：1-修正前、2-修正后
自动调整优化后，主蒸汽温度波动明显变小，运行人员对给水偏置的调整频率大幅降低，炉侧主汽温度最大动态控制偏差Δ=3.6℃，如图5所示。
图5给水控制系统调整优化后自动调整曲线
图示：1-机组负荷给定值、2-机组实发功率、3-给水给定值、4-给水测量值、5-炉侧主蒸汽温度测量值平
3过热器减温水自动调整优化
新昌电厂锅炉过热段设计有一、二两级减温水。现以对右侧减温水自动控制系统调节优化过程为例：
稳定工况下观察过热器右侧一级减温水自动调整曲线，发现系统稳定时间长，调节过程中容易出现等幅振荡，应当进行自动调整优化。通过对自动控制系统反复进行定值扰动试验，优化其PID调节参数。
自动调整优化前，稳定工况下的过热器右侧一级减温水自动调整曲线显示，稳定状态下
过热器右侧一级减温水静态最大偏差Δ=12℃，而且出现振荡的情况，如图6
所示。
图6过热器右侧一级减温水自动调整优化前调节曲线
图注：1-过热器右侧一级减温水测量值、2-过热器右侧一级减温水给定值、3-机组负荷过热器右侧一级减温水自动控制系统为串级PID设计，因此对它的自动调整优化主要包括根据系统自动调整曲线修改主调节器和副调节器PID参数。由于OVATION系统无防积分饱和功能，所以特别在副调节器中增加防积分饱和逻辑：在调节机构超出调节极限时对PID 输出闭锁增或闭锁减，在系统输出穿越给定值后偏差反向时大幅增加积分时间Ti，消除了由于大的积分积累值产生的积分饱和现象。
自动调整优化后,稳定工况下的过热器右侧一级减温水自动调整曲线显示，稳定状态下
过热器右侧一级减温水静态最大偏差Δ=4.3℃，而且基本与给定值相一致，如图7
所示。
图7过热器右侧一级减温水自动调整优化后调节曲线
图注：1-过热器右侧一级减温水测量值、2-过热器右侧一级减温水给定值、3-机组负荷
过热器右侧一级减温水自动控制系统自动调整优化前后，参数设置及效果如表2所示。
表2：过热器右侧一级减温水自动调整优化前后参数设置及效果
项目名称自动调整优化前自动调整优化后
调节参数主调Kp=4
Ti=90
副调Kp=12
Ti=150
主调Kp=2.3
Ti=60
副调Kp=11
Ti=150
稳定工况下观察过热器右侧二级减温水自动调整曲线，发现系统稳定时间长，应当进行自动调整优化。通过对自动控制系统反复进行定值扰动试验，优化其PID 调节参数。
自动调整优化前，稳定工况下的过热器右侧二级减温水自动调整曲线显示，稳定状态下过热器右侧二级减温水静态最大偏差Δ=3.9℃,而且出现振荡的情况，如图8所示。
图8过热器右侧二级减温水自动调整优化前调节曲线
图注：1-机组负荷、2-过热器右侧二级减温水测量值、3-过热器右侧二级减温水给定值
过热器二级减温水前馈采用的是负荷微分信号，在给水自动调整优化前，由于给水作用过强，前馈信号实际是向汽温变化相反的方向发生作用，促使汽温波动更加剧烈，所以对给水自动的调整优化使得前馈信号能更好的发挥超前控制的作用。
在调整优化过程中，发现即使在高负荷工况下（450MW~660MW）自动调节效果较理想，但在较低负荷工况下（330MW~450MW），会产生过调现象。为改善不同负荷工况下的动态调节品质，使用折线函数f（x）使得不同负荷对应不同的PID 调节参数Kp、Kd。经过各负荷工况下反复调整优化，得到f（x），如图9所示。
图9过热器右侧二级减温水负荷对应Kp、Kd 折线函数f（x）
图注：1-负荷--Kp 折线函数、2-负荷--Kd 折线函数
同时适当减弱了变负荷工况对应的积分作用。
自动调整优化后,稳定工况下的过热器右侧二级减温水自动调整曲线显示，稳定状态下过热器右侧二级减温水静态最大偏差Δ=1.8℃，而且基本与给定值相一致，如图10所示。
静态偏差
12℃ 4.3℃调节品质
差好调节性能较稳定稳定
图10过热器右侧二级减温水自动调整优化后调节曲线
图注：1-机组负荷、2-过热器右侧二级减温水测量值、3-过热器右侧二级减温水给定值
4结论：
通过以上步骤，对超超临界机组协制系统、给水控制、过热器右侧一级减温水、左侧一级减温水、右侧二级减温水、左侧二级减温水等热工自动控制系统进行了自动调整，对相关控制逻辑进行了优化。
调整优化后以上各自动控制系统调节品质好，调节性能稳定，符合DL/T774—2004《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》中的规定。通过自动调整优化提高了该超超临界机组的安全性、稳定性、经济性。
参考文献：
[1]DL/T774—2004,火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程[S].
[2]郭颖,吕剑虹,张铁军.热力过程控制系统多目标优化及其在机炉协制中的应用研究[J].热力发电,2008,(2):35-42.
[3]华志刚,吕剑虹,张铁军.状态变量－预测控制技术在600MW机组再热汽温控制中的研究与应用.中国电机工程学报,2005,28(12).
[4]孙月亮,董泽,亢猛.1000MW超超临界机组协制策略分析[J].河北电力技术,2010,(3):25-27.
[5]邢希东,600MW机组协制方式下主汽压波动的原因浅析[J].电力设备,2007,(7):80-82.
[6]周红英,AGC新模式下协制系统的分析及改进[J].华北电力技术,2010,(4):32-36,46.
[7]姚峻,祝建飞,金峰.1000MW机组节能型协制系统的设计与应用[J].中国电力,2010,(6):79-84.
[8]王建伟,杨培成,超临界.600MW机组给水控制策略[J].热力发电,2010,(2):78-81,84.
[9]孟祥荣,毕贞福.一种新的大型电站煤粉锅炉蒸汽温度控制方法探讨[J].电站系统工程,2009,(5):49-50,
作者简介：
华志刚(1973-)，男，江西，博士，高级工程师，从事大型火电机组先进控制方法的研究；江西省南昌市新建县樵舍镇江西中电投新昌发电有限公司，330117；huazhigang@jxxch.com\
崔希(1983-)，男，江西，学士，助理工程师，从事大型火电机组控制方法的研究；江西省南昌市新建县樵舍镇江西中电
投新昌发电有限公司，330117；cuixi@jxxch.com下载本文
