600MW机组协调控制系统优化
1 机组概况
河北国华沧东发电有限责任公司一期工程为两台600MW亚临界燃煤发电机组。汽机岛由上海汽轮机厂供货，锅炉岛由上海锅炉厂供货。
2 协调控制系统控制原理
协调控制的设计方案是以锅炉跟随为基础的协调控制系统，原设计机组采用定-滑-定运行方式，从0到27%为定压方式运行，27%到77%负荷区间为滑压运行方式，77%以上为定压运行方式。
锅炉主控输出指令由以下几个部分组成：1）机组负荷指令给定值信号；2）机组负荷指令给定值的微分信号；3）机组负荷指令目标值的微分信号；4）机组滑压设定值的微分信号；5）频差信号；6）压力设定值与实际值偏差的微分信号；7）锅炉主汽压力PID调节器输出信号。
其中，机组负荷指令给定值信号为锅炉主控制器的主前馈信号，其他微分前馈用于在机组负荷升降过程中提高锅炉主控制器的响应速度，压力设定值与实际值偏差的微分信号用于在主汽压力与设定值偏差过大时快速动作锅炉主控制器帮助调节主汽压力。
在机组负荷指令变化的初期汽机侧调门是基本不变的，因为送到汽机控制器的机组负荷指令要经过一个四阶滞后，延时时间t为锅炉产生蒸汽时间的0.2倍。经过四阶惯性环节延迟后的负荷指令还要加上压力拉回回路计算的结果，再与实际负荷值进行偏差运行，偏差值经PID回路计算后做为汽机主控的输出送往DEH控制系统控制阀门开度。汽机主控输出指令由以下几个部分组成：1）机组负荷指令给定值经过四阶惯性延迟；2）锅
炉主控送来的机组负荷指令给定值的一阶微分信号；3）频差信号；4）主汽压力偏差信号即压力拉回回路；5）实际负荷值。
以上信号1-4相加后同实际负荷求偏差送入汽机主控PID调节器，PID 调节器的输出来控制汽轮机调速汽门的开度。压力拉回回路就是计算设定压力与实际压力的偏差，当偏差值超过规定值后（原设计为±1.8%），就将这个偏差值经过处理放大后叠加到负荷命令回路中。举例来说，当升负荷时，根据滑压曲线首先要增大压力设定值，如果在升负荷过程中，实际压力比设定压力低出太多，超过规定值，就会产生一个负数加到负荷命令上，从而减小负荷命令，减小调门开度，以便于增大实际压力，当实际压力与设定压力偏差小于规定值时，该值输出为0。降负荷时也起到同样道理，因为该回路具有将压力拉回作用，因此称之为压力拉回回路。一次调频功能就是当电网频率低于或高于某个限值时，不通过协调控制回路产生命令，直接将信号作用到汽机控制器负荷调节回路，使机组负荷迅速变化以响应电网需要。
3 存在问题
#1、#2机组协调控制系统在2007年机组投入商业运营后基本能满足现场生产的需要，但是在负荷升降和遇到机组吹灰或燃料等扰动的情况下，主汽压力、温度的摆动幅度过大，导致汽包水位剧烈波动。同时快速负荷变化能力差，负荷命令变化后机组实际负荷响应慢，达不到调度中心对投运AGC机组的要求。
AGC投入合格标准：1）AGC机组负荷调节速率（MW/分钟）不小于机组额定出力的1.5%；2）机组投入AGC控制时，出力调整迟延时间应小于
30秒（从调度中心侧命令发出至调度中心监视到命令完成的时间）。协调投入情况：从负荷指令开始变化到机组实际负荷开始变化时间比较长，约为2-3分钟，且在负荷变化过程中主蒸汽压力与设定值偏差比较大，最大处达到0.7MPa。这说明目前的调节系统在利用锅炉蓄热快速响应负荷和锅炉主控的调节能力上存在不足，需要对锅炉主控和汽机主控进行优化调整。
4 原因分析
1）从控制方案设计来看，没有利用锅炉的蓄热，当负荷命令变化后不是立即改变汽机调门的开度以响应负荷要求。再就是对压力要求太高，不仅在锅炉测设计了压力拉回回路，而且在汽机控制器内部当压力偏差太大时就会切除负荷调节回路转而去调整压力；2）机组正常运行中，AGC负荷调整区间正是机组滑压运行区间，在此区间主蒸汽压力要对应负荷从11MPA变化到16.7MPA，虽然机组滑压可以减少节流损失，对于经济运行是有利的，但对于投运AGC确是极其不利的。因为升负荷时不仅要快速加强燃烧多发电，同时还要提高主蒸汽压力，这会更加导致锅炉燃烧跟不上汽轮机对能量的要求；同理，降负荷时不仅要快速减少燃烧，少发电，同时还要降低主蒸汽压力，这会更加导致锅炉燃烧远远超过汽轮机对能量的要求。
5 协调控制优化改造试验
5.1 提高汽机主控的快速响应能力。从机组主控送来的汽机负荷指令要经过一个四阶延时后在同实际负荷进行偏差运算后作为汽机主控的输入，为了提高汽机主控的响应，利用锅炉的蓄热，我们缩短了四阶惯性环