火电机组协调控制系统优化研究_李泉

电气工程与自动化♦Dianqi Gongcheng yu Zidonghua300 MW火电机组协调控制系统优化杨宏斌(山西临汾热电有限公司，山西临汾041000)摘要:分析了同煤集团山西临汾热电有限公司原协调控制系统存在的问题，找出了电厂机组AGC调节品质较差的本质原因，并 针对协调系统锅炉汽机主控以及调节过程中涉及的燃烧子系统的自动控制进行了优化。

优化后的机组双细则考核和补偿数据证明了 该方案的适用性和有效性。

关键词:AGC;协调;优化0引言同煤集团山西临汾热电两台30万kW机组的DCS系统采用 的是北京国电智深NT+控制系统,汽轮机电液调节系统DEH 采用美国ABB公司的Symphonyx系统。

控制功能方面，DCS系 统实现了MCS自动控制系统、顺序控制系统SCS、锅炉安全 监控系统FSSS、数据采集系统DAS及事故追忆SOE功能，而 DEH系统则对汽轮机启停、调门控制和重要参数进行监视和 保护。

机组协调控制方式为锅炉跟随汽机，即当机组在CCS控 制方式和AGC控制时，锅炉调节汽压，汽机髙压调汽门控制 功率，将汽压偏差引入汽轮机主控制器，让汽轮机在控制功 率的同时，配合锅炉共同控制主蒸汽压力，以改变汽压的控制 质量。

1现存问题分析及解决方案临汾热电两台机组设计接收来自中调AGC信号，由CCS 系统计算负荷偏差，并计算出机组目标负荷，由DEH系统进行 负荷调节。

临汾热电2014年双机运行以来，AGC调节品质差、一次调频动作不正确,造成机组整个协调控制系统品质差，影 响了机组的各项指标要求。

从现场来看，主要存在以下问题：锅炉侧惯性迟延较大、磨煤机制粉风量控制差，导致实发功率 不能及时跟随调度指令;高压阀门摆动,造成负荷不稳，恶化 了调节品质;一次调频动作不可靠。

以上问题的存在,造成临 汾热电两台机组不能达到两个细则对于机组稳定性、准确性、快速性的要求。

1.1磨煤机制粉风量控制差1.1.1原因分析AGC功能主要有三个闭环控制:机组控制环、区域调节控 制环和计划跟踪环,机组控制环由DCS自动实现;区域调节控 制的目的是使区域控制误差调到零，这是AGC的核心;区域计 划跟踪控制的目的是按计划提供发电基点功率。

浅谈350MW超临界机组协调控制系统的优化设计与应用摘要：在我国的火力发电厂中，超临界机组是其主要的动力机组，不仅工作效率高，而且具有十分突出的经济性。

为了进一步研究超临界机组的应用问题，本文基于350MW超临界机组，对其中的协调控制系统进行了研究分析，并提出了对其的优化设计应用方案，以期为相关从业人员提供科学的参考和借鉴。

关键词：350MW超临界机组；协调控制系统；系统设计前言：随着科技的飞速发展以及节能环保理念的推广，这使得容量大且排放低的超临界机组得到了前所未有的重视，且得到了长足发展。

而其中的协调控制系统作为机组的核心部位，起着平衡电网和机组之间供求关系的作用，其将锅炉和电机作为一个整体进行把控，对整个机组的安全运行起着至关重要的作用。

1350MW超临界机组协调控制系统的组成2.1主蒸汽压力形成回路主蒸汽压力的预设值为Pa,其针对滑压运行和定压运行分别有自动设定和手动设定两种工作模式。

在滑压运行情况下，其由函数发生器f(x)对负荷指令进行运算，以得出不同负荷情况下的压力标准值，而在定压运行情况下，压力的标准值则由技术人员根据当时机组的实际运行情况进行手动的调整[1]。

在实际应用过程中，技术人员往往采用联合变压的工作模式。

2.2主蒸汽温度把控系统一般情况下，主蒸汽温度把控系统运行的正常与否在很大程度上影响着机组的安全运行，若温度过高，会造成锅炉以及蒸汽输送管道的损坏，减少其使用寿命，若温度过低则会造成机组的耗煤量增加，降低机组的利用效率。

温度的不稳定，不仅会造成机组部件的损坏，更会引起汽机内的气压不稳，严重时甚至会危及到机组的安全运作。

而对于超临界机组而言，这一问题已得到了很好的解决，其通过控制锅炉的耗煤效率，形成稳定的换热外部环境，又通过把控工作流量以形成稳定的换热内部环境，此外再通过对燃水比的把控，从而确保了换热过程中内外部环境的稳定和安全。

通过以上过程，实现了对温度的准确把控。

2.3机组负荷的形成回路负荷指令，亦称LDC，其主要功能在于对机组的各类负荷需求指令进行筛选，并根据机组的实际运行情况进行指令处理，使之转变为锅炉和汽机设备的负荷能力，从而实现对实际负荷指令No的安全运行。

140中国航班设备与制造Equipment and ManufacturingCHINA FLIGHTS分析300MW 火力发电机组协调控制系统的优化贡占宽 王毅 李津云|河北衡丰电厂摘要：当今发电企业生产中热控自动化控制起到越来越高的稳定机组运行的作用,机组自动发电量与电网资源配置需求相互协调优化管理就是基于热控自动化控制系统实现的。

当前发电厂机组通过协调控制系统实现自动发电量控制系统投入运行，能够在有效的降低运行管理人员劳动强度的同时实现机组运行的最优化控制进而提高机组稳定性和发电量。

因此热控控制系统中相关的协调控制在发电机组稳定运行工作中起到相当重要的作用。

本文通过对某发电企业实际控制系统改进经验的分析,对协调控制系统提出相关的优化方案。

关键词：火力发电机组;发电量控制;协调控制系统;优化近年来我国经济与国际高度接轨并高速发展，社会总用电量快速上涨，这就导致了发电单元机组容量和发电厂竞争也日趋激烈，协调控制相对当前３００ＭＷ机组火力发电厂显得尤为重要。

通过优化协调系统的调节品质和工作模式从而满足发电机组越来越高的安全性、稳定性和经济性的要求，受到人们越来越高的重视。

1 协调控制系统的概述1.1 协调控制的概念协调控制通过协调锅炉与汽轮机之间的各子系统系统来完成机组功率控制的任务，这是一种包含前馈信号和反馈信号的控制系统。

为达到协调控制在工作中各环节和各单元能够全面统一的控制与管理，最终将各子系统的优势发挥到最大程度，我们将大分析300MW 火力发电机组协调控制系统的优化控制系统分解成相互协调的若干子系统，这称为分解协调控制。

而协调控制的最终目的，就是通过调整各子系统之间的相互关系，使各子系统从顺应全局控制目标，进而达到各子系统之间的和谐统一，从而使得整个系统达到最优化。

1.2 协调控制的功能与含义我国引进协调控制理念系统用于火力发电机组负荷控制。

为实现在锅炉运行中将煤、风、水的相互协调运行的目的，协调控制系统将锅炉和汽轮机看成一个整体，相互之间协调运行，最终完成对机组负荷和主气压力等的控制目的。

超临界机组协调控制系统分析及优化摘要：超临界机组由于锅炉的蒸发区容积较小，蓄热利用能力也不强，蓄压变化呈现出显著的非线性特点，因而超临界机组的负荷响应速度相对也比较慢。

超临界机组的协调控制特性要求必须具备较高的变负荷过程中的热量平衡能力。

在生产实践中要加强超临界机组主控关系参数的相关分析，通过比例焓控制器、过热度给水超弛调节回路等改进措施，提高超临界机组控制的容错性和协调性。

鉴于此，就超临界机组的协调控制特性及其控制策略进行了探讨。

关键词：超临界机组；协调控制特性；控制策略引言超临界机组已成为我国火力发电机组的主力机组，超超临界的主要特点是高参数、大容量、强非线性和难控制。

随着国家环保要求的不断深入，大多数电厂需要改造脱硫、脱硝和除尘系统。

改造后，机组的性能发生了变化。

机组协调系统的控制质量不能满足电网的“两项规定”要求，并受到电网评估，造成一定的经济损失。

因此，有必要对协调控制系统进行优化。

在优化协调控制系统的过程中，需要完成控制逻辑的修改和在线调试实验。

本课题主要完成了以下2个方面的工作：（1）在线离线下载调试的控制逻辑方法。

该方法主要是指利用机会完成关机控制逻辑配置、编译和下载工作；在机组启动稳定后，在线调整参数。

这种方法可以在优化过程中保证，不需要编译在线下载逻辑，避免下载过程中，通过不停的单元DPU崩溃造成的；但它也有自己的问题，由于新的逻辑应用的配置，操作人员不熟悉新的控制模式，从而影响机组的安全性和操作的启动速度。

（2）在线下载和在线调试逻辑的控制方法。

该方法主要是指机组处于稳定运行状态，完成在线控制逻辑组态、编译、下载和在线调试的方法。

灵活地修改了该方法的配置逻辑。

可根据机组运行情况实施，便于操作人员接受和保证运行的稳定性。

但由于DPU底多逻辑组态，DPU崩溃的风险，造成更大的不停的危险单位。

在分析协调控制系统的基础上，根据协调控制系统的特点，结合实际运行情况，提出了协调控制系统配置逻辑离线下载、在线调试、分步实施的策略。

660MW火电机组深度调峰协调控制优化及应用摘要：电源侧储能技术则可以实现能源整合，提高能源系统调峰能力，但目前火电机组储热技术多为汽机侧民用供暖蓄热，如热水罐、低温相变储热等，储能规模有限，非供暖期不能发挥调峰作用，也无法提供稳定的高温工业用蒸汽。

电化学储能则存在安全性、寿命周期等方面的问题。

关键词：660MW火电机组；深度调峰；协调控制；应用1机组深度调峰中锅炉可能出现的问题(1)锅炉燃烧不稳定性增大。

与常规负荷相比，低负荷时由于投入煤量少，燃烧稳定性下降，煤种、风量、磨煤机出力等方面微小的变化都可能偏离燃烧正常状况，严重时造成灭火。

(2)锅炉水冷壁超温运行。

与常规负荷相比，低负荷时锅炉空气动力场发生改变，燃烧容易发生偏斜，锅炉全为下层磨运行，火焰中心下移，水冷壁容易超温运行。

(3)脱硝入口温度低。

随着负荷降低，烟气量减少，烟气温度下降，导致脱硝入口温度降低。

当脱硝入口温度低于300℃时，脱硝系统无法正常发挥作用。

(4)存在水煤比失调、尾部烟道再燃烧、低温腐蚀等风险。

2660MW火电机组深度调峰协调控制优化2.1大型储热装置在技术工程中的应用将储热设备与供热发电机组并联，在余热回收足以供热时进行储存；当汽轮发电机中的抽汽不能满足客户的需要时，可以将其释放以储存热量，以满足加热要求。

基于基本理论，从技术上实现火电厂的全耦合是必要的。

电厂的关键是选择蓄热水箱作为蓄热设备。

利用自然加压水蓄热来更新和转换系统电站的协调能力，从而提高发电机组的深度调峰水平。

在工业生产加热和火电厂发电机组调峰水平上，设计了一套熔盐储热系统软件。

当柴油发电机负荷相对较高且加热水平有利时，蓄热系统软件使用再热蒸汽加热熔盐进行蓄热。

当柴油发电机负荷过低，无法保证主要加热参数时，蓄热系统软件进行放热反应，以取代汽轮发电机的抽汽和加热，并完成系统软件与热电厂的耦合。

可再生能源供热主要包括地热能供热、生物能供热、太阳能热利用等。

在欧洲，太阳能区域供热发展迅速。

2014年第3期内蒙古石油化工65300M W机组基于煤质变化的协调控制系统优化徐卓(金桥热电厂，内蒙古呼和浩特100070)摘要：对于300M W机组负荷一压力被控对象而言，燃料侧存在较大惯性和迟延，而调门侧对负荷和压力的控制都很迅速。

采用优化自动控制策略、自适应在线参数调整等方法可以优化煤质变化引发的相应问题。

提高了电厂变煤种工况下的自动控制系统调节品质，提高了响应电网负荷自动控制(A G C)指令的调节特性。

关键词：协调控制系统；煤质变化；煤质校正中图分类号：TK227．1文献标识码：A文章编号：1006--7981(2014)03—0065一041概述目前运行中的火电机组普遍存在煤质变差，引起燃烧工况不稳定，燃烧控制系统品质降低，甚至无法投入自动运行，锅炉运行效率降低，单位发电量煤耗升高，造成机组运行经济性能降低，严重地影响着锅炉机组的安全稳定运行，并造成电网A G C无法正常投入。

采用基于数据、机理和知识的建模技术，利用过程控制与自动化实验室技术条件，从火电机组现场不同煤质工况下运行数据中发掘蕴含的机组状态信息，由此建立完整的适应煤质变化的火电厂燃烧控制智能化系统。

通过提出用新型煤质测量、优化控制策略、自适应在线参数调整等方法解决煤质变化引发的系列问题。

在控制优化后，可以有效提高变煤种工况下的自动控制系统调节品质，提高响应电网A G C的调节品质，并保证协调方式下一次调频的稳定投入，从而有效地提高金桥热电厂在蒙西电网中的竞争力，同时也可从电网的补偿电量中获益。

2煤质校正在协调控制系统中的应用可以利用过程控制与自动化实验室技术条件，从火电机组现场不同煤质工况下运行数据中发掘蕴含的机组状态信息，由此建立完整的煤质监测模型，主要功能包括：氧量在线测量、煤发热量、煤水分、煤灰分、锅炉效率电厂重要数据的实时运算模型，运算结果与现场取样化验值及实测值吻合。

针对不同煤质运行工况，加入煤质校正和参数自适应功能，根据煤质实时在线监测结果，实现针对不同煤质时，自动改变自动控制系统调节参数，保证机组在不同煤质下均能稳定运行，主要在机组协调控制系统、风量控制系统、磨一次风量控制系统、磨出口温度控制系统中得到运用，有效提高了不同煤质下各系统自动调节品质。

国产300MW机组协调控制系统优化研究的开题报告一、项目背景和研究意义随着我国电力行业的快速发展，保证电力系统的可靠性和安全性变得越来越重要。

一种重要的解决方案是建立新的电力机组，并对其控制系统进行优化。

本项目旨在研究国产300MW机组协调控制系统的优化方法，以提高其运行效率和稳定性，确保电力系统的可靠运行。

二、项目内容和研究方案本项目主要包括以下研究内容：1. 对现有300MW机组协调控制系统的结构和控制策略进行分析，发现问题和瓶颈。

2. 提出新的协调控制系统的结构和策略，以提高机组运行效率和稳定性。

3. 对新协调控制系统进行仿真验证，测试其性能和可靠性。

4. 对实验结果进行分析，得出结论并提出建议。

具体的研究方案如下：1. 对国产300MW机组协调控制系统进行详细的调查和分析，总结出其结构和控制策略的优点与不足。

2. 基于现有的协调控制系统，提出新的控制算法和策略，并在Matlab/Simulink软件上进行仿真验证。

3. 在仿真平台上，对新协调控制系统进行多种负荷和故障模拟，测试其稳定性和可靠性，并分析其性能。

4. 根据实验结果和仿真分析报告，提出改进意见和优化方案。

三、可行性分析和预期成果本项目的研究内容易于实施，且技术已经成熟。

该项目涵盖了国产300MW机组控制系统的优化方法，对于我国电力行业的发展和现代化电网的建设具有重要的意义。

本项目的预期成果包括：1. 提供针对国产300MW机组协调控制系统的优化方案，以提高其稳定性和可靠性。

2. 仿真验证结果，证明新协调控制系统可以有效地提高机组运行效率和稳定性。

3. 研究报告，详细阐述研究方法，实验结果和分析结论，为电力工程和相关领域的专家提供重要参考。

四、研究进度和预算本项目的研究进度和预算如下：1. 第一阶段：对现有300MW机组协调控制系统进行分析和调查，必要数据收集。

预计时间：1个月；预期成果：提供300MW机组的详细控制系统信息。

2. 第二阶段：基于现有的协调控制系统，提出新的控制算法和策略，并在Matlab/Simulink软件上进行仿真验证。

浅谈电厂300MW机组协调控制系统的优化[摘要] 火电机组热控自动化水平的高低高低，直接反映了企业的安全生产、技术管理水平的高低。

为满足电网资源优化配置的需要，机组AGC功能的投运也势在必行。

作为AGC投运基础的CCS能长期稳定运行，不但可以实现机组的最优控制、提高机组的发电效率及机组运行的可靠性和稳定性，而且可以降低运行人员的劳动强度。

因此不断对CCS系统及各子系统控制策略进行优化完善，对各系统参数进行调整，可以使CCS系统长周期稳定投运。

本文重点介绍平凉电厂300MW机组CCS协调及子系统控制策略的优化和参数调整的一些经验。

[关键词] 300MW机组控制策略调节参数优化0 前言随着单元机组容量的增加和发电厂上网竞争的日益激烈，发电厂对机组的安全稳定运行和经济性要求越来越高，如何优化协调系统及各子系统调节品质，保证机组安全经济、稳定运行越来越受到人们重视，笔者从事电厂自动控制工作多年，以华能平凉电厂4*300MW机组为例，浅谈300MW机组协调控制系统的优化的经验。

1 平凉电厂设备介绍平凉电厂为4×300MW 燃煤凝汽式机组，锅炉为亚临界自然循环中间再热汽包炉，制粉系统采用6 台正压直吹式中速磨，四角切圆燃烧，六层煤粉，三层油。

汽机为单轴，双缸双排汽机组，投产以来，由于控制方式多、调节参数配置不好、控制策略等原因，造成协调控制系统无法长期稳定投入，经过更改控制方式、控制策略、调试系统参数，使得协调控制系统能够长期稳定投入，并成功投入了AGC控制。

2 协调系统控制策略、参数优化2.1 原系统控制策略及存在的问题平凉电厂采用西屋早期的控制策略，分为：BASE（基本控制方式）、BF（锅炉跟随方式）、TF（汽机跟随方式）、TF2（过度方式）、CCBF（以锅炉跟随为主的协调控制方式）、CCTF（以汽机为主的协调控制方式），控制方式多，且各方式切换时设有两秒的保持，增加了协调逻辑的复杂性。

其中TF2方式为过度方式，在投入锅炉和汽机主控自动后或机组发生RUNBACK后进入TF2方式，在这种方式下汽机控制主汽压力，锅炉控制负荷，汽机主控器和锅炉主控器之间无协调信号。