神华国华寿光发电有限责任公司 山东寿光 262714
摘要：本篇主要对国产1000MW机组协调优化进行研究，结合国产锅炉燃烧特性，优化中间点温度和控制策略，采用先进的预测控制、自适应控制等先进控制理念，经过现场实际应用，效果显著，各项参数均有大幅提高，且机组性能达到山东电网AGCR模式投运条件，为其他同类型电厂提供参考。
关键词：协调；预测控制；优化
0 引言
寿光电厂2号机组为国产1000MW超超临界机组，锅炉为东方锅炉厂制造的π型炉，原设计中间点温度采用分离器出口温度，但实际运行中，此温度点存在过热度不足的缺陷。控制策略采用“前馈+PID反馈”的常规调节方案，随着机组工况和煤种的变化，机组被控对象非线性和时变性的特征越来越明显，过程的滞后和惯性时间也变得越来越长，而山东电网AGCR模式要求的负荷响应综合考评系数达到1.6以上，进一步提高了协调控制的性能指标。
1 原协调控制特点及不足
1.1 原协调控制特点
东方锅炉厂π型炉设计使用的是日立/三菱超超临界机组的协调控制系统控制策略，如图1所示。
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图1.协调控制系统结构示意图
1.1.1协调控制系统
汽机调节机组有功功率，负荷指令经过时间的滞后与压力拉回回路的处理后生成。锅炉控制采用以给水为基本量的控制方案，调节主汽压力及水燃比。主蒸汽压力在湿态时由燃料量控制，在干态时由给水控制。同时考虑燃水比校正、燃料量交叉限制、给水量交叉限制、风量比交叉限制以及防止省煤器出口汽化和锅炉受热面超温。
锅炉主控指令（BID）信号并行送给给水控制系统和燃料控制系统，即锅炉指令直接送给水主控，而锅炉指令经过燃水比修正后送燃料主控。在协调方式时，中间点温度过热度设定值跟随负荷需求指令（MWD），在除协调外的其他方式则跟随锅炉输入指令（BID），生成的微过热蒸汽过热率经过一个一阶惯性环节处理，这是考虑锅炉时间常数有关的滞后功能。
1.1.2 燃水比控制系统
燃水比控制回路通过控制进入炉膛的燃料量来调节锅炉水冷壁出口温度，与机组负荷相适应。系统有2种控制方式：当锅炉处于湿态运行方式时，燃水比控制回路通过切换器切换到主蒸汽压力控制，即主蒸汽压力由燃料量控制（同汽包炉）。当锅炉处于干态运行方式时，燃水比指令控制汽水分离器出口蒸汽的过热度，过热蒸汽温度也受喷水流量控制，但这种控制是有限的。
为了协助主蒸汽温度的控制，把每一受热面（后烟道后墙水冷壁入口及一、二、三和末级过热出口）的温度偏差加起来的比例控制作为前馈信号。并将上游温度偏差（即分离器出口蒸汽温度、一级过热器出口温度）加在主蒸汽温度控制回路上作为前馈指令。
采用“超驰燃水比”控制，当一级过热器出口蒸汽温度、后烟道后墙水冷壁过热率超限、水冷壁金属温度高时，以燃水比低限为目标值强降燃水比。
1.1.3 锅炉动态加速信号（BIR）生成回路
BIR是锅炉输入加速度指令，大量地使用BIR回路作为前馈是日系直流炉自动控制系统的典型特点。BIR的功能是实现机组在负荷快速变化时各系统的平衡，其回路在稳态工况不发生作用。
由于每一负荷下的锅炉输入静态平衡由与各相关控制子回路（如给水、燃料量和风）的需求信号来维持，但在负荷快速变化时，各参数对机组负荷变化的响应特性不同，惯性时间常数长短不一，考虑到整个锅炉的动态平衡，就要通过不同的时间常数提供不同的锅炉输入速率需求指令，加到各自子控制回路需求信号上作为前馈信号，加速锅炉对负荷指令的响应速度，涉及到的指令有燃料BIR、送风BIR、给水BIR、减温喷水BIR等，其控制效果如图2所示。
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图2.BIR信号的控制效果示意图
1.2 原控制策略缺点
1.2.1中间点温度性能不佳
此机组控制策略中用于衡量快速干预燃水比的中间点为分离器出口温度，但其过热度不佳，不能有效和及时地对燃水比进行调整，导致主汽温的调节性能不佳，一、二级减温水频繁介入且调节震荡，国内有同类型机组进行过优化，选取了屏过入口温度作为中间点，但此点受过热器一级减温水影响较大，效果并不理想。
1.2.2原DCS控制策略存在的问题
原DCS控制策略采用了传统的负荷指令前馈+PID反馈的调节方案，其核心思路在于：尽可能的将整个控制系统整定成开环调节的方式，反馈调节仅起小幅度的调节作用。这种方案要求前馈控制回路的参数必须整定得非常精确，对于煤种多变、机组控制及测量设备不精确、运行参数经常与设计参数存在较大偏差的国内机组，则控制效果会明显变差。即便是有大量的BIR回路，但是由于机组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。通过对现场运行情况的调研和归纳，主要体现在如下几个方面：
⑴ 消除扰动能力差，易出现参数大幅波动及调节振荡情况。这是目前机组运行中最普遍出现的情况，机组在大幅度变负荷、启停制粉系统、吹灰等扰动工况下，控制系统常会出现控制不稳定或温度、压力大幅偏离设定值的情况，严重影响运行安全性。
⑵ 机组负荷升降速率低。常规的AGC控制方案，由于对大滞后被控对象无法找到有效的控制方法，机组负荷的升、降速率仅在1%/min左右，机组的调峰、调频能力差，无法满足电网对机组负荷的响应要求。
⑶ 煤种变化对控制系统影响大。在燃煤品质变差时，控制系统缺乏自适应手段，控制性能也随之变差。运行人员为保证机组安全，只能采用很低的变负荷率运行。
⑷ 正常AGC调节中，燃料、给水等控制量波动大。机组正常AGC运行中，由于AGC指令的频繁反复变化（平均1～2分钟变化一次），使得机组的燃料、给水、送风等各控制量也大幅来回波动，此时虽然主汽压力、温度等被控参数较为稳定，但会造成锅炉水冷壁和过热器管材热应力的反复变化，容易导致氧化皮脱落，大大增加了锅炉爆管的可能性。
⑸ 再热烟气挡板难以投入自动，机组运行经济性差。超（超）临界机组的再热汽温通常采用喷水减温+烟气挡板的调节手段，但由于烟气挡板对再热汽温的滞后很大（控制对象时间常数达十几分钟），采用DCS常规控制方案基本无法投入烟气挡板的自动控制。运行人员只能以再热喷水减温为控制手段来调节，机组运行经济性明显受到影响。
综合上述的几个方面，常规的采用负荷指令前馈+PID反馈的协调控制方案，已很难协调好控制系统快速性和稳定性之间的矛盾。近年来，预测控制、自适应控制以及神经网络等先进控制手段已越来越多的应用于工业现场，西门子公司推出的新协调控制系统PROFI[1]，可根据锅炉的非线性模型（神经网络模型）及预测控制技术，对锅炉的“热能”进行预测，从而提前动作给煤量，有效补偿锅炉的惯性，确保机组具有快速的负荷响应速度和平稳的压力变化，这是一种很好的解决问题的思路，但PROFI的价格十分昂贵。
2 优化后协调控制特点
2.1 中间点温度优化
中间点温度是否合适，直接关系到过热汽温的调节质量，通过对中间点温度的直接干预，可迅速改变燃水比，提高主蒸汽温度的调节品质。原设计中间点温度采用分离器出口温度，但实际运行中，此温度点过热度不足，作为调节中间点效果很不理想。国内现有的优化手段中，主要分为两种，一个是采用屏过入口温度作为中间点温度，但此点受过热器一级减温水影响较大，效果并不理想，另一种是采用低温过热器入口温度作为中间点，在运行过程中，效果较好。
经过对机组运行参数的长期观察和各方调研，最终认为低温过热器入口温度更适合作为中间点来进行调节，此参数点既能保证足够的过热度，准确反映燃水比特性，又不受减温水的干扰，避免震荡调节的发生。
2.2 优化后的控制策略特点
为解决常规协调控制策略中的各类问题，此次协调控制优化就是在借鉴PROFI的控制思想及实现方式的基础上，综合应用预测控制、自适应控制、状态变量控制技术及相位补偿技术等先进控制理念，结合现场实际运行历史趋势，制定出最佳的控制策略，具有以下几个特点：
⑴ 采用预测控制技术作为机组闭环控制的核心环节优化后的控制系统在整体控制结构上仍采用前馈+反馈的控制模式，但与常规DCS控制策略不同的是在其在反馈控制部分应用了目前国际上最前沿的解决大滞后对象控制问题的预测控制技术，取代了原有的PID控制。采用这种技术能够提前预测被调量（如主汽压力、汽温等参数）的未来变化趋势，而后根据被调量的未来变化量进行控制，有效提前调节过程，从而大幅提高了机组AGC控制系统的闭环稳定性和抗扰动能力。
⑵ 对机组运行特性参数进行全工况实时校正。常规DCS的控制回路，其控制参数一经整定结束就不会改变，对于日后机组工况的变化无能为力；优化后的控制系统采用竞争型的神经网络学习算法来实时校正机组运行中与控制系统密切相关的各种特性参数（包括燃料热值、汽耗率、机组滑压曲线、中间点温度设定曲线、制粉系统惯性时间等），并根据这些特性参数实时计算AGC控制系统的前馈和反馈回路中的各项控制参数，使得整个系统始终处于在线学习的状态，控制性能不断向最优目标逼近。
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图3优化后的协调控制策略
⑶ 对AGC运行模式进行了特别优化。常规DCS控制方案对于机组运行在CCS方式还是AGC是不加区分的，优化后的控制系统中包含AGC运行模式下的特别优化模块：采用智能预测算法，一方面根据机组当前AGC指令、实发功率、电网频率等参数实时预测“调度EMS系统AGC指令”在未来时刻的变化趋势；另一方面根据机组的燃料量、风量、给水流量等参数实时预测表征锅炉做功能力的“锅炉热功率信号”在未来时刻的变化值，并依据这两者间的匹配程度来修正锅炉指令的变化量。实际应用表明，增加AGC模式特别优化模块后，可在保证AGC负荷响应的基础上使机组燃料量、风量、给水流量、减温水流量的波动幅度减小60%以上，对于延长锅炉管材寿命，减少爆管极为有利。
⑷ 用大滞后控制技术对再热汽温控制系统进行优化。优化后的控制先将自适应SMITH控制技术、状态变量控制技术及相位补偿技术融于一体，对再热汽温被控对象的大滞后特性进行动态补偿，有效减小补偿后再热汽温广义被控对象的滞后和惯性，而后以广义预测控制器作为反馈调节器、以模糊智能控制作为控制系统的前馈，通过对多种大滞后控制策略的有效组合，成功地实现了以烟气挡板调节为主、事故喷水调节为辅的再热汽温自动控制，有效减少了再热汽温的喷水流量，取得了明显的经济效益。
⑸ 采用独立的硬件平台，调试效率、安全性和升级能力明显提升。优化后的控制系统在具体实现上选用Siemens S7系列PLC为硬件平台，通过modbus通讯方式作为一个扩展DPU融入到DCS系统中。DCS原有控制逻辑完全保留，仅增加少量切换逻辑，运行人员可以方便地在DCS系统和优化后的控制系统间进行无扰切换。对于该扩展部分控制逻辑的调试、修改不影响机组的正常运行，极大地提高了优化控制系统的调试效率和机组运行的安全性，也为今后新技术的应用升级打下了良好的基础。
3 优化前后效果
3.1 优化前控制效果
负荷控制性能不理想，精度较差，满足不了电网两个细则的要求，综合Kp值约1.3左右，无法满足电网AGC-R模式的投入要求。主汽压力的波动大，主再热汽温控制性能不佳。具体如下图所示。
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图4 原DCS协调控制时主要参数曲线
3.2 优化后控制效果
完成协调控制优化后，AGC-R模式下负荷控制性能大幅提高，变负荷时动态过程平稳，无振荡，过调量很小，实际速率、响应延迟时间、动态控制偏差、稳态控制精度均满足要求。AGC综合考核系数KP＞2.5，其中k1为1.2，k2≥1.25，k3≥1.7，远超山东电网规定的1.6门槛值。
其他性能参数优良，主汽压力稳定，变负荷试验的平均动态偏差仅为0.3MPa～0.4MPa，在负荷稳定时的稳态偏差<±0.1MPa，且整体控制非常稳定，无任何调节振荡现象。主再热汽温控制性能极佳，在数次大幅度的变负荷试验中主汽温动态偏差仅为+1～2℃/-3～4℃，且绝大部分时间主汽温仅存在±1.0℃的偏差，再热汽温能控制在±5℃范围内，控制非常平稳。具体见图5、图6。
图6 低负荷段变负荷试验参数曲线
4 结束语
优化后的协调控制系统性能优良，综合考核系数KP＞2.5，远超山东电网规定的1.6门槛值，具备投用AGC-R模式水平，且负荷、主汽压、主再热汽温控制性能优良，同时将锅炉壁温超温引入控制策略，综合兼顾了机组运行的经济性、稳定性和安全性，极大提高了百万机组协调控制性能。
参考文献：
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