1  前言
     随着分散控制系统（以下简称DCS系统）在火力发电厂应用日趋成熟，不少国产机组为了满足AGC投入和电网调峰，提高机组运行经济性，均进行了DCS系统改造。经DCS改造后，能投入协调控制，也满足AGC投入要求。镇海发电厂3号机组是80年代中期投产的典型国产200 MW火力发电机组，现已完成的DCS系统改造，采用了北京和利时公司的HS2000系统和新华电站的DEH－III电调控制系统，机组改造后至今已连续120多天，协调控制投入情况良好，并成功进行了150和200 MW负荷RUNBACK试验，为在国产机组DCS系统改造协调控制方面积累了丰富经验。

2 协调控制软件分析及调试介绍
    目前的大型火力发电机组一般都以锅炉、汽轮机组成单元制热力系统，负荷控制系统设计应将锅炉、汽机作为整体考虑，从负荷变化的动态特性来看，汽机的惯性较小，而锅炉具有较大的惯性，即从燃烧率改变到主汽压力（蒸汽量）变化有较大的滞后和时间常数，因此为了较快地适应负荷，在汽压允许范围内，要充分利用锅炉的蓄热。机组基本控制方案主要有以下4种：基本方式、锅炉跟随方式、汽机跟随方式、机炉协调方式。3号机组协调控制软件设计也是基于这一思路，整个软件基本框架分为锅炉主控和汽机主控两部分，以下根据协调调试进程逐一介绍。

2．1锅炉主控软件分析及调试
    锅炉主控软件PID基本部分如图1所示。
    从图中可见只有燃料主控投入，后3种负荷控制自动方式才有效。因此，协调调试的第一步是层给粉机自动和锅炉燃料主控的PID参数整定，二者要求响应能跟上扰动，调平时层给粉机及各台给粉机指令响应曲线无毛刺现象。为此3号机组给粉机滑差控制改成变频控制，效果较为明显。
    根据调试情况，认为应采用以下步骤：DEH系统撤出机调压方式，DCS系统锅炉主控投自动，投入CCS请求，DEH投入遥控方式，稳定汽机调门开度，主汽压力设定值单元和汽机主控处于手动位置，做上下0．5 MPa压力扰动和负荷扰动，细调锅炉跟随PID2和锅炉主控PID3的参数，尤其是锅炉跟随PID2的参数，如果直接投入锅炉跟随方式（DEH投功率回路）做扰动试验来整定PID参数，难度较大。原因是：做主汽压力扰动时，比如定值增0．5 MPa，一方面锅炉负荷指令增加使主汽压力上升，另一方面主汽流量增大使调门关小导致主汽压力进一步上升；做负荷扰动时也一样，问题关键是二种甚至以上扰动发生作用，PID参数整定就比较难。而先让汽机DEH处于摇控方式（不投入功率回路），粗调PID参数，再投入锅炉跟随方式细调，不失为妥善方法。从软件设计来看，锅炉跟随控制通道有一汽机负荷　　扰动前馈（P_TS／P_T）＊F_Q，负荷扰动时将起主要作用。比如增负荷时，调门开大，一者主蒸汽流量变大，二者主汽压力下跌较快，从算法上可见，其前馈作用能使锅炉指令迅速初步调整到位，和汽机侧负荷基本一致，然后再通过锅炉跟随PID将主汽压力调平，整个过程充分利用了锅炉蓄热。但有一点值得注意：燃烧率扰动（如煤质变化、漏风量改变等）时，主汽流量和汽压都将变化，汽机侧为了保持输出功率将动作调门，将进一步加剧汽压的变化，如燃烧率U_b↑→主汽压力P_T↑→主汽流量D↑→调门关小→主汽压力P_T↑，反之亦然。针对这一点，在单元机组中，当锅炉设备及其辅机正常，而机组的输出功率因汽机设备及其辅机上的原因而受限制时，才采用锅炉跟随方式。

2．2汽机主控软件分析及调试
       汽机主控软件PID基本部分如图2所示。调试汽机跟随方式，一者分别在180和160 MW负荷下做0．5 MPa上下主汽压力扰动，整定汽机跟随PID2和汽机主控PID3的参数，发现主汽压力走平后，主汽调门开度上下有小波动，适当增大汽机跟随控制器PID2、汽机主控器PID3及主汽　　调门组合伺放的死区即可，比例带要适中，太小会出现尖峰现象；二者手操锅炉主控器加减负荷，观察主汽压力波动情况。根据调试结果，投汽机跟随方式时，主汽压力波动较小，但升降负荷响应较慢，这不利于机组带变动负荷和参与电网调峰。在单元机组，当汽机设备及其辅机运行正常，而机组的输出功率因锅炉设备及其辅机故障而受限制时，可采用汽机跟随方式。

2．3协调软件分析及调试介绍
        3号机组采用“完全协调控制”的协调控制方式，即将功率微分前馈和汽压偏差分别引入锅炉协调PID1和汽机协调PID1，当机组负荷指令要求增加负荷时，一方面正向功率偏差作用到汽机主控来开大汽机调门，导致主汽压力下降，另一方面正向功率微分前馈作用到锅炉主控来增加锅炉燃烧率，但由于燃烧率至主汽压力通道有一定延迟，这时仍会有正压力ΔP＝P_TS－P_T信号，这信号按正方向作用到锅炉主控继续增加锅炉的燃烧率，同时反方向作用到汽机主控，使汽机调门关小一些，力图使主汽压力恢复P_TS，随着主汽压力偏差逐步减小，汽机调门在正向功率偏差的作用下继续开大，直到功率和汽压均与设定值相等，机组达到新的稳定状态。这种协调控制设计思路吸取了锅炉跟随方式的优点，允许汽压有一定的波动，以便充分利用锅炉的蓄热能量，使机组能较快地适应负荷要求能力。另外利用了压力偏差反方向适当地限制调门的开度，使主汽压力波动幅度不大。调试结果证明，这种协调控制类型比较适合中储式制粉四角切圆燃烧、相对蓄热能力较强的国产200 MW机组，而且能使机组较快适应电网的负荷要求指令，又能保证汽压在允许的较小波动范围内。
        协调控制调试时主要做不同工况下的负荷扰动，由于3号机组锅炉制粉系统是中储式，从燃烧率变化到汽压改变延迟较大，调试过程中出现锅炉侧给粉量调节跟不上汽机侧主汽调门开关对主汽压力影响。负荷从205 MW减到181MW（速率为6 MW／MIN）时，DEH调门开度↓→　主汽压力↑→锅炉负荷指令↓→　主汽压力↓如果锅炉侧一开始指令减得不够快，汽机侧调门会关过头，主汽压力超过设定值0．72 MPa，导致锅炉侧负荷指令一下减少，结果使主汽压力跌很多，整个调节品质就不理想。 
　　为了解决这一问题，一者改大锅炉主控的负荷微分前馈的系数和减小微分时间（C＝35）；二者将汽机主控PID的比例带改大，积分时间改小，这样一来在减负荷时，一方面调门关得慢一点使主汽压力上升得慢，另一方面负荷微分前馈作用强，锅炉指令减快一点使主汽压力下降得快，这样正好抵消，整个调节品质大大提高。负荷从205 MW减到152 MW（速率为4 MW／MIN）时，24 min后负荷减到位，整个过程主汽压力波动较小，正向只超过设定值0．24 MPa。
        协调调试一般从高负荷到低负荷，难度最大的是在低负荷时协调投入，在机组安全性的前提下，再进一步考虑经济性。在高负荷（180～200MW）工况下，DEH系统3号和4号调门的重叠度在协调投入良好的前提下越小越好，以减少汽机调门的节流损失；而低负荷（120～160 MW）工况下协调投入，此处正是2、3号调门重叠部分，同样汽机侧指令增减，调门实际总开度变化特别大，也就是主蒸汽流量变化特别大，导致调节稳定性不好。后采取修改DEH软件内调门特性，增加2、3号调门重叠处，牺牲了机组运行的经济性，换来了机组低负荷时协调投入的稳定性。