立项背景

随着发电机组运行时间越来越长，燃煤掺烧、机组老化及设备缺陷，使得控制系统的调节品质逐渐下降，严重时协调控制系统甚至无法正常投入。此外，电网两个细则的逐步实施，对机组的AGC性能指标也提出了更高的要求。此时需要通过控制策略的优化来弥补控制系统性能的下降。本方案正是在此背景下，通过对机组控制系统进行优化，对火电机组的调节指标进行有效提升，以期形成可推广应用的综合优化控制技术。

（一）优化对象设备状况：

山东石横热电厂#1机组容量315MW，锅炉由上海锅炉厂按照美国C-E燃烧工程公司技术专利设计制造、生产的亚临界压力、一次中间再热强制循环，单炉膛，倒U型半露天布置，钢架结构，固态排渣汽包炉。锅炉型号：SG1025/18.3-M840。汽轮机主机设备为上海汽轮机厂生产的亚临界、中间再热、高中压合缸、双缸双排汽、凝汽式汽轮机。型号为N300-16.7(170)/537/537。发电机由上海电机厂制造生产的水氢冷汽轮发电机，型号为QFSN－300－2。

（二）优化前机组存在主要问题：

1、机组控制逻辑无法实现快速、大幅负荷变动，无法适应目前电网两个细则考核要求，

2、机组设备老化，部分测点不准确，部分执行机构磨损严重，造成部分控制子系统无法投入自动，或者控制品质较差。

（三）AGC及协调控制系统优化需求：

机组原有协调控制系统无法适应目前电网两个细则考核要求。所以，需要将前期遗留问题进行梳理解决，对存在缺陷和不合理的控制逻辑进行优化，从而保证机组安全运行，也进一步提高机组的经济性。随着电网两个细则考核要求愈发严格，电厂对机组协调控制系统的性能优化需求也较为迫切。

内涵和主要做法

AGC及协调控制系统优化：

在保留原有直接能量平衡控制系统的基础上，增加直接指令平衡逻辑，锅炉动态前馈由变负荷前馈与汽压设定值微分环节构成。汽机主控器以经速率限制和高低限幅后的目标负荷作为设定值，以机组实发功率作为调节量，调节结果经DEH控制器动作汽机调门，达到控制机组负荷的目的。

主汽温控制逻辑优化：

主汽温度设定值可由运行人员手动设定，也可自动设定，自动设定值为机组负荷或主蒸汽流量的函数。控制策略仍以经典串级汽温控制为基础，取导前温度作为内回路的测量值，快速消除减温水的自发性扰动和其他进入副回路的扰动，对汽温起粗调作用；主回路调节器的任务是维持出口汽温等于给定值，起细调作用。引入变负荷前馈，提高变负荷工况下的汽温控制品质。采取有效的抗积分饱和措施，避免减温水自动在调门全开、全关恶劣工况下，调节品质的进一步恶化。

三、创新亮点和值得学习借鉴之处

（一）直接指令平衡的协调控制系统，保证机组在AGC R模式下综合指标KP值可达2.6以上。

（二）基于模型控制的状态观测控制算法，提前动作减温水调阀，抑制汽温的大幅波动。

四、实施应用前后效果（益）情况对比

（一）安全效益分析：本次控制策略优化采用了嵌入式优化方式，所有先进控制策略及算法均在DCS中组态实施，不涉及外挂设备，在充分利用原控制系统逻辑的基础上，与原有控制及保护系统兼容性更佳。

（二）经济效益分析：采用直接指令平衡的协调控制系统，经过优化后，协调控制系统投入稳定可靠，锅炉实际变负荷速率达到2%以上，机组各主要参数均优于相应规程要求，满足了电网调度两个细则的考核要求。

根据优化前后对比，取方案完成前后各10天AGC R模式补偿费用情况，补偿前10天为16.43万元，完成后10天补偿费用为44.29万元，差额为27.86万元，若以每年AGC投入100天计算，则可多得补偿费用约为：27.864/10*100=278.64万元。

四、可推广应用范围

通过对机组控制策略进行优化，火电机组的AGC性能指标得到了有效提升，本方案对于设备老化机组性能指标的提高提出了一种新的解决方法，可在燃煤火电行业进行推广，为电力行业的节能减排做出重要贡献。上述建议中所涉及到的优化策略和参数，在实际控制逻辑的优化中还要依据不同机组特性，经过多次试验来确定，既要保证性能指标效果的改善，也要保证机组的安全稳定运行。