我公司四台机组自投入AGC以来，承担着宁夏电网的调频、调峰主要任务，但近年来因锅炉燃煤煤种变化频繁，#3机组AGC的调节品质亟待提高，我们利用#3机组DCS系统由原美国Bailey公司的INFI-90 系统升级为ABB公司的SPHNY系统的机会，对本机组AGC系统的主要参数、结构进行优化改进，提高了机组AGC的控制品质。
一、机组协调控制系统简介
我公司#3机组(300MW)锅炉是北京巴布科克.威尔科斯有限公司引进技术设计和制造的亚监界参数、一次中间再热、自然循环汽包炉，型号为B&WB-1025/18.3-M,锅炉采用平衡通风、直流燃烧器、前后墙对冲式燃烧方式。锅炉以最大连续负荷(即BMCR工况)为设计参数，锅炉的最大连续蒸发量为1025t/h;锅炉的额定蒸发量为894.9t/h，机组额定负荷为300.0MW，
机炉主控系统设计有协调控制、锅炉基本(TF)、汽机基本(BF)、手动方式等四种不同级别的运行方式，以适应机组在定、滑压工况下安全的运行。
我公司本机组采用的是锅炉跟随(BF)方式下的协调控制系统(如图一)。
二、AGC系统存在的问题
机组AGC投运期间，主要存在机组负荷响应能力差，稳定性较差，在整个负荷变化范围内负荷响应能力差，不能承担较高的负荷变化率,在机组负荷变化时，锅炉蓄能的利用(释放)要以牺牲压力(降低)为代价，同时因机炉间的相互影响，燃料扰动(增加)时压力、功率都上升，而为保持原有功率的汽机调门动作(关小)，致使主汽压力波动幅度较大，有时出现超压现象。
三、分析改进
从本机组锅炉跟随方式下的协调控制组成结构来分析采用直接能量平衡原理，锅炉跟随(BF)方式的基本模式是锅炉侧自动调节机前压力，汽机侧自动调节功率，汽机主控站向DEH系统发开/关高压调门的脉冲信号，从而达到快速调节机组负荷的目的。(如图一所示)
1.由图一可知锅炉主调节器接受的是锅炉热量(HR)与汽机所需能量信号的差值，当锅炉主控切至手动时，主调输出跟踪平均燃料量修正后的值; 锅炉副调节器接受的是锅炉指令(BLR DMD)与平均给煤机指令偏差值，当锅炉主控切至手动时，副调输出跟踪锅炉主控站输出; 采用能量平衡信号Ps×P1/Pt作为锅炉主调节器前馈信号，提前动作。
2. 由图一可知汽机调节器接受的是机组主控指令ULD减去经函数修正后的机前压力设定值与机前压力的差值信号，经PID运算及限速率后形成汽机指令。
3.通过多次做变负荷扰动试验，从趋势上仔细观察发现锅炉热量信号(HR)在机前压力稳定时，机组负荷发生变化时锅炉热量信号变化很频繁，从锅炉热量信号的组成来看：
DQ=P1+Kb×dPb/d t
式中D--蒸汽流量，P1---汽机调速级(第一级)后压力 Pb--锅炉汽包压力，Kb--锅炉蓄热系数，它表示汽包压力每下降一个MPa，所释放出来的热量。代表蒸汽流量的P1---汽机调速级(第一级)压力和锅炉汽包压力的变化速度dPb/d t按一定的比例(比例系数Kb)相加，得到热负荷信号，根据机组在稳定负荷情况下，要满足机前压力稳定，汽轮机需要的能量应与锅炉提供的热量信号保持平衡。锅炉燃料主调节器入口偏差为：
ef=(Ps×P1/Pt)-(P1+KbdPb/dt)
=P1×(Ps-Pt)/Pt-KbdPb/dt
=ep×P1/Pt-KbdPb/dt
式中：ep=Ps-Pt为机前压力偏差。燃料PID调节器的控制作用是使输入偏差 ef为零，由于机组带负荷后，P1/Pt不为零，控制作用总是使Ps-Pt= 0。这说明DEB协调控制系统的燃料调节器固有保持机前压力等于给定值的能力。无需机前压力闭环校正回路。动态过程中的dPd/dt，在机前压力偏离设定点时，Pb和P1的变化方向相同，还可以起到加速燃料调节的作用，而当机前压力趋近设定点时，dPd/dt为负值，提供了过程阻尼，又具有防止机前压力已过调的稳定作用。直接能量平衡协调控制系统同时还设有能量平衡信号的动态前馈:(Ps×P1/Pt)×[d(Ps × P1/Pt)/] dt，用以补偿机前压力设定点变化或负荷变化时锅炉蓄能的变化和机、炉动态响应的差异。定压运行时，动态前馈补偿了负荷变化时要求改变汽包压力所需的锅炉蓄能变化。负荷不变时，则补偿机前压力定值提高所需的锅炉附加蓄能。而在滑压运行时，更要补偿负荷和机前压力二者同时变化时，要求汽包压力变化所需的更多的锅炉附加蓄能。但锅炉热量信号参数整定的是否适当将直接影响热量信号的准确性，由组态图一可知热量系数K1、K2的设置是极其重要的，需要整定。在锅炉工况稳定时，通过多次改变汽机高调门的开度，使机组负荷的变化量分别为10MW、20MW、30MW，保持K2不变，将K1由原组态中的K1=15经多次反复试验整定为K1=11，相当于改变了锅炉的蓄热量信号在锅炉热量信号中的权重，即重新调配锅炉蓄热系数，实现在负荷变化时充分发挥锅炉的蓄热量，以便准确、快速响应外界负荷的变化，又能减缓锅炉热量信号的变化频繁的不足，反复试验最终确定将组态中的K1设置为K1=11比较合理，观察锅炉热量信号趋势在机组负荷变化时比较平稳。(如图所示)
4.由组态图分析可知：机组负荷指令ULD直接与锅炉燃料主调节器的输出叠加，形成锅炉指令信号，进入锅炉燃料副调节器，从而求得给煤机指令信号，控制燃料量。机组负荷指令ULD作为重要的前馈信号，它的强弱直接影响到AGC指令变化后加在各给煤机入口煤量的多少，其作用的强弱，导致锅炉煤量加超或欠加，从而造成锅炉主汽压力的超压或欠压，因此该前馈信号的整定也是很重要的。分析该前馈信号发现当机组负荷的改变量不同时，前馈作用的强弱不明显，由于锅炉对象的特性是一有迟延的环节，当机组负荷突增时，需要在一定时间内迅速增加足够的燃料量，因锅炉的迟延特性，燃料量增加后机前压力、负荷的响应同样存在滞后，这就要求燃料量增加后当机前压力上升时，又要很快减少适当的燃料量，防止燃料量加过，造成超压，反之亦然，保证进入锅炉的燃料量满足机组负荷的要求，为达到这样的效果，须整定好前馈信号，通过仔细分析组态图二，决定在前馈回路中增加一个对负荷指令ULD进行速率限制的功能块，该功能块与原微分功能块形成新的前馈信号后再与锅炉燃料主调节器的输出叠加，再形成锅炉指令信号。我们通过多次设置速率限制块的规格参数S3---增加率限制(1/秒)、S4---减少率限制(1/秒)，原微分功能块的规格参数S3并经反复试验最终确定速率限制块的S3、S4分别设置为：s3= 0.148994 、s4= 0.548994 原微分功能块的规格参数S3=0.83设置为s3=0.99 ，试验证明了前馈作用对负荷响应过程的作用非常显著，从而改善了调节品质，效果图如下所示：
5. 滑压运行方式下原设计机前压力定值采用一级压力自动设定，即机侧负荷变化后机前压力定值才改变，迟延太大，过渡过程时间太长，不能满足电网对机组负荷快速性的要求。现改用单元机组指令通过分段线性函数F2(x)折算成机前压力定值，通过各负荷段的滑压运行参数实验得出单元机组指令与机前压力的分段线性对应关系。使得滑压运行方式下机前压力定值随单元机组指令迅速变化，提高滑压运行方式下协调控制的快速性，以保证经济运行。
函数F2(x)为：X(MW) 0 180 220 240 260 300
Y(MPa) 0 11.4 13.9 15.5 16.7 16.7
我们通过对该控制系统从部分结构上、主要参数上进行优化后投入AGC分别作20MW、30MW的负荷扰动试验，各负荷段升/降负荷运行正常，各种控制性能良好，机组的调节品质均有较大的提升，机组负荷响应率由原来的2.5MW/MIN提高至4MW/MIN、负荷响应时间为3S、主汽压力稳定在设定值的±0.2MPa以内，机组AGC自动控制系统得到了进一步的优化。
附图一:#3机组在定压运行方式下，由网调300MW降低到279MW。试验曲线如下图所示，试验时间为3月6日12：05—12：35
红线：——总燃料量 亮蓝线：——机组实发功率 绿线：——热量 粉线：——机前压力
黄线：——锅炉指令 淡黄线：——ADS指令 蓝线：——ULD指令
附图二:#3机组在滑压运行方式下，由网调239MW降低到269MW。试验曲线如下图所示，试验时间为3月6日16：10—16：40
红线：——总燃料量 亮蓝线：——机组实发功率 绿线：——热量 粉线：——机前压力
黄线：——锅炉指令 淡黄线：——ADS指令 蓝线：——ULD指令
四、结束语
发电机组AGC控制系统的正常投入是一种必然，但就其控制系统的优化、维护来说将是一项长期的工作，AGC控制系统优化、整定时环节多，系统整定时不能只重视对锅炉、汽机调节器参数的整定，而忽略对诸如锅炉热量信号、前馈信号的整定，应统筹考虑参数的整定，AGC控制系统的优化将会取得更好的效果。
