CN103513640B - 一种燃煤机组自动发电控制系统整体优化方法及系统 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种燃煤机组自动发电控制系统整体优化方法及系统，该方法包括：根据调门流量特性参数进行调门流量特性测试及整定；进行风烟子系统及燃烧子系统的燃烧优化；进行燃料扰动试验及调门扰动试验，生成典型试验参数；利用典型试验参数生成机组动态模型；根据协调控制器及机组动态模型构建协调仿真系统；利用机组动态模型进行前馈控制器的优化，同时进行协调仿真系统的仿真验证；在仿真系统中进行DCS组态及参数调试；进行定压滑压变负荷试验及定负荷变压试验，生成包含变负荷速率、变负荷精度、变负荷响应时间及主汽压力精度的技术指标；判断技术指标是否符合预定技术指标；如果是，进行滑压变负荷试验，以使燃煤机组正常运行。

Description

一种燃煤机组自动发电控制系统整体优化方法及系统

技术领域

本发明是关于燃煤机组自动发电控制技术，具体地，是关于一种燃煤机组自动发电控制系统整体优化方法及系统。

背景技术

随着电力体制改革的深入，电监会对电力市场的监管和规范力度增大，2008年华北电监局率先出台《华北区域发电厂并网运行管理实施细则》和《华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》（以下简称“两个细则”）。

AGC系统主要用来解决负荷跟踪控制问题，发电机组的负荷控制水平对AGC（自动发电控制）系统的性能有着重要影响。在现有AGC系统中，按BLO方式(机组跟踪基准功率曲线方式)控制发电的机组的基点值是由区域跟踪控制确定的，其确定的依据是在几分钟内经济地满足预计的净发电要求，如图1所示。对于未投用经济调度功能的EMS系统，AGC机组的基点功率也可按前一天安排的计划曲线来代替。在理想情况下，通过BLO方式机组的调节实现本控制区域中负荷与发电出力的大体平衡，而通过BLR方式机组的调节来实现对联络线偏差的精确跟踪，从而实现本控制区域中负荷与发电出力的最终平衡，如图2所示。

现有的燃煤机组的自动发电控制（AGC）优化对象仅限于机组协调控制系统的基本控制结构和控制参数的优化，工作范围仅是修改机组协调控制器的控制结构和前馈、PID调节器等控制参数，没有针对两个细则实施下，尤其是按区域控制偏差(AreaControl Error，ACE)自动调节(Base Load Regulated，BLR)方式下，对AGC控制方式进行的有针对性的优化。

两个细则中规定对于参与区域负荷偏差调节（ACE）的机组进行补偿，由于补偿量较大，即机组投入BLR方式盈利大大增加，很多燃煤机组都积极参与此种运行方式。但对于ACE调节方式，由于电网负荷指令不再根据电网调度人员手动给出，而是根据地区负荷自动生成各个发电机组的AGC指令，此时AGC指令是随动的，指令表现不再是一段段直线，而是锯齿形的无规则的曲线。在该工况下，调门特性参数不合理的机组往往表现为不是负荷响应过快和超调就是负荷响应过慢欠调，同时负荷控制精度亦难以保证。同时由于随动AGC的指令变化很快，有此类问题的机组往往快速超调后又接收到反调指令，然后机组以更快的速度反向调节，最终导致机组震荡调节，造成机组调节困难，不利于机组的安全运行和经济运行。

另外，现有的燃煤机组的AGC优化手段沿袭“两个细则”实施前的控制思路，不能适应“两个细则”运行的需要，优化目标及控制效果的评价标准仅满足机组变负荷速率＞1.5Pe(额定负荷)/MIN即可，优化手段单一，局限性强，未将整个机组的锅炉、汽机、风烟、燃烧、汽温等自动系统的优化统筹考虑，优化效果很难适应BLR调度方式的需要，使机组的经济性和收入大大受损。

发明内容

本发明提供一种燃煤机组自动发电控制系统整体优化方法及系统，以提高燃煤机组的变负荷能力和适应性，提高燃煤机组各项指标的调节性能，满足新的两个细则运行下电网对于AGC考核和补偿的要求。

为了实现上述目的，本发明提供一种燃煤机组自动发电控制系统整体优化方法，所述方法包括：

获取调门流量特性参数及燃烧优化参数；

根据所述的调门流量特性参数进行调门流量特性测试及整定，获得调门开度、压力值及负荷值，并生成调门流量特性曲线；

根据所述的燃烧优化参数进行风烟子系统及燃烧子系统的燃烧优化；

进行燃料扰动试验及调门扰动试验，生成包含汽机调门开度、机组负荷、主汽压力及煤量的典型试验参数；

利用所述的典型试验参数进行机组动态特性建模，生成机组动态模型；

根据协调控制器及所述的机组动态模型构建协调仿真系统；

利用所述机组动态模型进行前馈控制器的优化，同时进行所述协调仿真系统的仿真验证；

在所述仿真系统中进行DCS组态及参数调试；

进行定压滑压变负荷试验及定负荷变压试验，生成包含变负荷速率、变负荷精度、变负荷响应时间及主汽压力精度的技术指标；

判断所述的技术指标是否符合预定技术指标；

如果是，进行滑压变负荷试验，使燃煤机组正常运行。

在一实施例中，在根据所述的典型试验参数进行机组动态特性建模之后，根据所述机组动态模型进行前馈控制器的优化之前，所述的方法还包括：根据所述的调门开度、压力值及负荷值修正滑压曲线。

在一实施例中，根据所述的调门流量特性参数进行调门流量特性测试之后，根据所述的燃烧优化参数进行风烟子系统及燃烧子系统的燃烧优化之前，所述的方法还包括：根据所述的调门开度、压力值及负荷值修正滑压曲线。

进一步地，根据所述机组动态模型进行前馈控制器的优化，具体包括：根据所述机组动态模型进行前馈控制器的结构优化及前馈控制器的参数优化。

进一步地，如果所述的技术指标不符合预定技术指标，进行DCS协调系统的参数优化，然后重新进行定压滑压变负荷试验及定负荷变压试验。

进一步地，所述进行滑压变负荷试验，使燃煤机组正常运行，包括：

进行滑压变负荷试验，获得所述的技术指标；

判断所述的技术指标是否符合所述预定技术指标；

如果否，进行DCS协调系统的参数优化，然后重新进行滑压变负荷试验，直到所述的技术指标符合所述预定技术指标。

为了实现上述目的，本发明还提供一种燃煤机组自动发电控制系统整体优化系统，所述系统包括：

参数获取单元，用于获取调门流量特性参数及燃烧优化参数；

调门流量特性测试单元，用于根据所述的调门流量特性参数进行调门流量特性测试及整定，获得调门开度、压力值及负荷值，并生成调门流量特性曲线；

燃烧优化单元，用于根据所述的燃烧优化参数进行风烟子系统及燃烧子系统的燃烧优化；

扰动试验单元，用于进行燃料扰动试验及调门扰动试验，生成包含汽机调门开度、机组负荷、主汽压力及煤量的典型试验参数；

模型生成单元，用于利用所述的典型试验参数进行机组动态特性建模，生成机组动态模型；

仿真系统构建单元，用于根据协调控制器及所述的机组动态模型构建协调仿真系统；

优化及验证单元，用于利用所述机组动态模型进行前馈控制器的优化，同时进行所述协调仿真系统的仿真验证；

DCS实施单元，用于在所述仿真系统中进行DCS组态及参数调试；

定压或定负荷试验单元，进行定压滑压变负荷试验及定负荷变压试验，生成包含变负荷速率、变负荷精度、变负荷响应时间及主汽压力精度的技术指标；

判断单元，用于判断所述的技术指标是否符合预定技术指标；

变负荷试验单元，用于进行滑压变负荷试验，使燃煤机组正常运行。

在一实施例中，所述的系统还包括：滑压曲线修正单元，用于根据所述的调门开度、压力值及负荷值修正滑压曲线。

进一步地，所述优化及验证单元包括：结构优化模块，用于根据所述机组动态模型进行前馈控制器的结构优化；

参数优化模块，用于根据所述机组动态模型进行前馈控制器的参数优化；

仿真验证模块，用于根据所述机组动态模型进行所述协调仿真系统的仿真验证。

进一步地，所述的系统还包括：协调系统参数优化单元，用于当所述的技术指标不符合预定技术指标时，进行协调系统参数优化，然后利用定压或定负荷试验单元重新进行定压滑压变负荷试验及定负荷变压试验。

本发明实施例的有益效果在于：基于“两个细则”的燃煤机组AGC整体优化设计方案符合电网对并网性能指标不断提高的外部要求，利用本发明：

可以提高燃煤机组的变负荷能力和适应性，提高燃煤机组各项指标的调节性能，满足新的两个细则运行下电网对于AGC考核和补偿的要求，大大提高了机组的运行的经济性的同时也增强火力发电机组参与电网考核的经济效益和社会效益。

可以利用预测控制理论解决火力发电厂协调控制系统难以解决的针对大惯性、大滞后锅炉特性难以适应电网调频调峰要求的问题。

提高了机组的变负荷能力和适应性，提高了机组各项指标的调节性能，同时满足火电机组对于不同煤种的适应性。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为现有技术投入BLO方式的机组AGC调节趋势图；

图2为现有技术投入BLR方式的机组AGC调节趋势图；

图3为本发明实施例燃煤机组自动发电控制系统整体优化方法流程图；

图4为本发明实施例汽轮机DEH系统的控制回路示意图；

图5为本发明实施例180-300MW区间单阀流量特性示意图；

图6为本发明实施例塔山电厂1号机组汽轮机调门特性整定前后对比示意图；

图7为本发明实施例机组参与两个细则运行的燃烧子系统优化示意图；

图8为本发明实施例协调控制系统的仿真系统示意图；

图9为本发明实施例模型输出与实际机组输出的对比曲线示意图；

图10为本发明实施例燃煤机组自动发电控制系统整体优化系统的结构框图；

图11所示为本发明实施例优化及验证单元1007的结构框图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

本发明燃煤机组自动发电控制系统整体优化提出主要是基于如下的优化需求：

例如，某一发电有限公司的#1号机组由于煤质较差发热量偏低、燃烧系统原配比方案不能满足即用煤质要求，造成机组变负荷调节速率和响应时间不合格，不能满足两个细则的要求。特别是变负荷过程中机组主蒸汽压力变化剧烈，时有机组超压现象，导致运行期间运行人员操作频繁，面临机组超压安全阀动作的压力，严重影响机组运行安全。

针对上述情况，除提高机组燃烧稳定性和负荷适应性外，还需进一步调整协调系统方案和参数，充分考虑煤质变化所导致的风量不足等问题，从而进一步优化机组协调控制系统、AGC控制策略和相应控制参数，以及相关子系统如一次风压、磨煤机入口一次风量、磨煤机出口风温、减温控制、给水控制等系统，以提高机组稳定性、AGC控制品质，确保#1号机组参与“两个细则”考核后的良好经济性。

针对上述需求，如图3所示，本发明实施例提供一种燃煤机组自动发电控制系统整体优化方法，该方法包括：

S301：获取调门流量特性参数及燃烧优化参数；

S302：根据所述的调门流量特性参数进行调门流量特性测试及整定，获得调门开度、压力值及负荷值，并生成调门流量特性曲线；

S303：根据所述的燃烧优化参数进行风烟子系统及燃烧子系统的燃烧优化；

S304：进行燃料扰动试验及调门扰动试验，生成包含汽机调门开度、机组负荷、主汽压力及煤量的典型试验参数；

S305：利用所述的典型试验参数进行机组动态特性建模，生成机组动态模型；

S306：根据协调控制器及所述的机组动态模型构建协调仿真系统；

S307：利用所述机组动态模型进行前馈控制器的优化，同时进行所述协调仿真系统的仿真验证；

S308：在所述仿真系统中进行DCS组态及参数调试；

S309：进行定压滑压变负荷试验及定负荷变压试验，生成包含变负荷速率、变负荷精度、变负荷响应时间及主汽压力精度的技术指标；

S310：判断所述的技术指标是否符合预定技术指标；

S311：如果是，进行滑压变负荷试验，使燃煤机组正常运行。

从图3的流程图可以看出，本发明中，首先进行调门流量特性测试及风烟子系统及燃烧子系统的燃烧优化；然后通过机组热力特性典型实验（燃料扰动试验及调门扰动试验）生成典型试验参数，进而生成机组动态模型；进而，根据协调控制器及机组动态模型构建协调仿真系统，利用机组动态模型进行前馈控制器的优化，同时进行所述协调仿真系统的仿真验证；最后在对仿真系统中进行DCS组态及参数调试后进行典型试验（定压滑压变负荷试验、定负荷变压试验及滑压变负荷试验）及参数优化（包含变负荷速率、变负荷精度、变负荷响应时间及主汽压力精度的技术指标），使燃煤机组正常稳定运行，同时满足“两个细则”的技术指标要求。上述方法流程是基于了“两个细则”的燃煤机组AGC整体优化设计方案符合电网对并网性能指标不断提高的外部要求，可以提高燃煤机组的变负荷能力和适应性，提高燃煤机组各项指标的调节性能，满足新的两个细则运行下电网对于AGC考核和补偿的要求。

为了进行S302及S303，首先需要获得相关的参数，故S301具体实施时，获取了调门流量特性参数及燃烧优化参数。其中，调门流量特性参数包括：流量指令、主汽压力、调节级压力、调门指令、计算流量等，燃烧优化参数包括：二次风量、一次风压、一次风母管压力、磨的风煤比、磨煤机入口一次风量值、一次风压值、磨煤机出口温度等。

机组原汽轮机调门流量特性较差，为提高机组的控制稳定性和控制指标，需要优化整定汽轮机调门特性参数。通过S301得到上述的调门流量特性参数后，就可以进行S302，根据所述的调门流量特性参数进行调门流量特性测试及整定，获得调门开度、压力值及负荷值，并生成调门流量特性曲线。

在介绍调门流量特性测试及整定前，首先简单介绍调门流量特性测试及整定的重要性：

（一）对系统控制稳定性的影响

汽轮机DEH系统的控制回路如图4所示，由图4中可以看出，由于控制器输出的综合流量指令需要经过四个（不同机型可能会不一样）高调门流量特性函数，之后分别形成各自的流量参考指令。由于各个调门的流量特性函数是非线性的，故机组功率控制回路为典型的非线性控制回路。因此，机组负荷控制的稳定性和调节指标除了受控制器整定参数的影响外，还受调门流量特性参数的影响。目前，控制器参数的整定技术水平很高，因此，机组负荷控制的稳定性主要受调门流量特性参数的影响。对流量特性参数而言，如果不能真实反映机组实际的流量特性，则相当于控制器参数在某一区域整定偏大，在另一区域整定偏小，控制器的鲁棒性变差，进而影响机组在负荷升降过程中的控制稳定性和调节指标。

（二）调门特性参数对一次调频的影响

DEH系统中，由于转速的测量环节、转速控制器、油动机的驱动等环节都已达到了相当的控制精度，基本上消除了非线性和迟缓的问题。影响DEH系统一次调频性能的主要问题在于调节阀门的流量非线性。

为了提高火力发电机组的热效率，一般在顺序阀方式下运行，且尽可能的减小各个调节阀门的重叠度。这种情况下，当机组运行在调门之间的切换点时，调频的能流指令（调频发生的综合阀位增量）往往用来待开启阀门的预起量，导致机组没有能流增加或减少、在某些负荷点调频效果不理想的情况。同时在调门特性曲线斜率较大的负荷点，较小的调频能流指令增量也可导致阀门的大开大关，不利于机组的安全运行。再有，调门特性曲线导致调门流量的强非线性往往决定了机组的局部速度变动率在某些负荷点大于规定值或小于规定值，最终导致一次调频性能指标难以满足设计要求。故，调门特性参数对一次调频的影响是最直接和最根本的因素之一。

（三）调门特性参数对AGC的影响

调门流量参数的不合理还影响AGC的调节品质。如图1所示，由于特性参数导致的调门流量的非线性配置，在协调控制系统升降负荷时，同样的负荷指令会有不同的调门流量来响应。往往负荷不能快速跟踪指令，或者负荷在一定时间后严重超出指令，控制系统为了纠正偏差造成欠调和过调成对出现。静态时，由于调门特性参数的不合理十分容易引起负荷的自摆动。

另一方面，机组参与ACE调整时，调门特性参数不合理的机组往往表现为不是负荷响应过快和超调就是负荷响应过慢欠调，同时负荷控制精度亦难以保证。而AGC指令的快速反向变化，加剧了机组反复拉锯调节，最终导致机组震荡调节，不利于机组的安全运行和经济运行。

S302具体实施时，包括单阀调门流量特性测试及整定及顺序阀调门流量特性测试及整定，下面分别介绍。

（一）单阀调门流量特性测试及整定

1.变负荷测试法

在额定主汽压力下，通过变负荷操作来计算机组稳燃负荷至额定负荷的总流量与阀门开度的特性参数。通过总流量与额定流量的比值来代表阀门流量请求来对阀门特性参数进行反向拟合，由各个调门流量特性参数点来描述流量特性曲线。调门流量特性参数中，流量指令采用实际计算流量，阀门开度采用真实阀门位置反馈。

表1某300MW机组的部分变负荷数据

通过数据可以看出，计算流量与流量指令在250MW以下工况差压逐渐增大，因此需要优化流量特性曲线。根据流量特性参数的定义，可以得出如图5所示的流量特性参数。

2.单个调门测试法

制定调门流量特性曲线，就要知道调门开度特性曲线和实际流量，前者通过采样数据直接得到，后者可以通过弗留格尔公式推算得出：

$G=\frac{G_i^{\′}-G_{i0}}{G_i-G_{i0}}=\frac{p_i^{\′}-p_{i0}}{p_i-p_{i0}}$

式中：G为体积流量百分比；

p_i,G_i为被测试调门全开时调节级压力、蒸汽流量；

p_i0,G_i0为被测试调门开度为0时调节级压力、蒸汽流量；

p_i',G_i'为采样时调节级压力、蒸汽流量；

体积流量百分比G确定后，就可以确定单个阀门的流量特性曲线。

3.单阀状态下的阀门流量特性曲线试验步骤

（a）DEH控制在单阀状态下。

（b）升负荷至额定负荷,降主汽压至四个高调门全开，获得试验的主汽压力基准值（此工况的主汽压力值）。

（c）切除CCS遥控方式，DEH功率控制或切手动控制。

（d）维持主汽压不变，靠改变阀位或负荷目标值，向下减实际负荷(减负荷率要比较小)，每减2MW停留，然后查看主汽压是否维持不变，记录调节级压力。如果主汽压改变，就维持当前功率,投入功率回路,调节主汽压至额定功率四门全开时的主汽压压力值，再解除功率回路。

（e）直到实际负荷减到锅炉最低稳燃负荷,（单阀阀门流量特性参数试验完毕,然后升负荷恢复至四个高调门全开。

（二）顺序阀（多阀）调门流量特性测试及整定

顺序阀门流量特性测试及整定方法同（一），即：

（1）顺序阀工况下，通过逐个开启或关闭按预先设计开启顺序的调门，得出该调门实际流量及调门开度的特性曲线。

（2）在调门顺序开启的过程中，通过重叠度设计来完成顺序阀工况的带负荷连续性和平稳性。

多阀状态下的阀门流量特性曲线试验步骤如下：

（a）查看四个高调门是否恢复到全开。全开后进行单多阀切换（不要满负荷切阀先切然后再升负荷）。并让功率达到额定功率，此时的主汽压应和单阀四门全开额定功率下的主汽压力值一样。

（b）DEH切手动，四个高调门中最后开启的两个调门进一步切手动。

（c）维持主汽压不变，手动强制关闭第四个顺序开启的调门，减负荷(减负荷率要比较小)，直至该调门全关。每2MW停留查看主汽压是否不变，记录调节级压力。如果主汽压改变，维持当前功率，调节主汽压至额定功率四门全开时的主汽压压力值。

（d）维持主汽压不变，手动强制关闭第三个顺序开启的调门，减负荷(减负荷率要比较小)，直至全关。每2MW停留查看主汽压是否不变，记录调节级压力。如果主汽压改变，维持当前功率，调节主汽压至额定功率四门全开时的主汽压压力值。

（e）维持主汽压不变,通过改变综合阀位指令手动减负荷(减负荷率要比较小)，直至稳燃负荷。每2MW停留查看主汽压是否不变,记录调节级压力。如果主汽压改变,维持当前功率,调节主汽压至额定功率四门全开时的主汽压压力值。

（f）减负荷过程中要注意在三阀全开和两阀全开时也要停留下来检查主汽压值是否维持没变。功率降到稳燃负荷时停留检查主汽压是否维持不变。若主汽压不变则试验结束。

（g）通过阀门流量特性分配函数检查，解除强制的调门指令（何时解除根据试验情况）。投入功率回路，升负荷直至协调控制系统正常投入。

（h）整个阀门流量特性试验结束,恢复炉跳机大联锁。

机组原汽轮机调门流量特性较差，本发明通过汽轮机调门特性试验及整定，优化结果如表2、表3及图6（图6为塔山电厂1号机组汽轮机调门特性整定前后对比示意图）所示：

表2

表3

S303为基于控制策略燃烧调整，其不同于传统的锅炉燃烧调整的内容，传统的锅炉燃烧调整主要是进行锅炉燃烧器的调整、一次/二次风配比、煤粉细度调整等，是为了保证燃烧着火和燃烧稳定，燃烧中心适当，火焰分布均匀，维持蒸汽压力、温度在正常范围内，而基于控制策略燃烧调整是为提高变负荷指标为最终目标进行的风烟系统和燃烧子系统的控制目标设定值、控制参数的优化配置，以最大程度的提高锅炉热系统的响应能力和快速补充能力，从而为变负荷的速率和精度服务。

利用S301获得的燃烧优化参数，可以进行S303，S303具体实施时，根据燃烧优化参数进行风烟子系统及燃烧子系统的燃烧优化，包括：彻底解决炉膛负压、送风、等重要保护相关自动控制系统调节品质差得问题，为优化其它控制系统打好基础。当机组高负荷阶段由于煤量的超调可能需要锅炉侧磨煤机接近满出力，导致燃料系统和风量、风压系统不匹配，最终影响机组汽温、汽压大幅波动。修改现有稳定煤种品质与磨一次风量、一次风压的配比关系，进行参数重新整定，并优化汽温调节参数，具体请参见图3及图7所示。

修改后一次风压设定值曲线如表4所示：

表4

给煤率（t/h）	一次压力(Kpa)
		0	8
40	8.5
		60	11
80	11.5

修改后总风量设定值曲线如表5所示：

表5

锅炉主控（%）	总风量设定（t/h）
		0	775
50	1400
		66.7	1850
83	2100
		100	2300
110	2350

磨最大风量挡板刻度值整定如表6所示：

表6

A磨挡板	B磨挡板	C磨挡板	D磨挡板	E磨挡板	F磨挡板
						96%	90%	65%	100%	90%	80%

为缩短负荷调节过程，提高负荷控制响应时间指标需要进行机组特性试验、负荷扰动试验，汽压扰动试验，进行AGC系统（协调控制系统）控制逻辑参数优化、控制方案优化。

为解决上述问题、准确、快速整定压力控制回路的相关参数提供理论依据，并加强整定参数的精度，进行了#1机协调系统典型动态特性试验（燃料扰动试验及调门扰动试验），并应用先进控制软件matlab的simulink对系统的动态特性进行建模仿真分析和参数优化。通过试验可以得到锅炉对象特性曲线，求取锅炉对象传递函数。

S304具体实施时，首先进行燃料扰动试验，对锅炉蒸汽产生时间和煤量扰动下负荷和压力的特性测试。即在机组负荷500MW且机组负荷稳定工况下，解除锅炉主控和机主控自动，手动迅速阶跃增加燃料量10t/h，测试机组主汽压力及负荷的变化趋势，得到锅炉对象传递函数。先进行加燃料试验，待试验结束负荷稳定后，手动减少燃料量10t/h，测试降负荷时的锅炉特性。

燃料扰动试验的具体试验步骤如下：

A)在某一确定工况下，保持各主要子系统运行稳定，将锅炉主控和汽机主控设置为手动方式，保持汽机调阀开度、总燃料量指令不变，记录此时主汽压力、实际功率、汽机调阀开度、汽包压力、汽机调节级压力、一次风量、各台磨煤机的运行状态、锅炉指令以及燃料总操的输出值；

B）解除锅炉主控自动，保持汽机调阀开度不变，手动迅速阶跃增加燃料量10-15t/h，测试机组主汽压力及负荷的变化趋势，得到不同负荷下燃料对主汽压力和负荷的传递函数，并记录下锅炉主汽压力和负荷产生的时间（即纯迟延）。先进行加燃料试验，待试验结束各参数稳定后，手动减少燃料量10-15t/h，分别测试升、降负荷时的锅炉特性。

C）在高负荷、中负荷、低负荷三个不同的运行区域分别按照A一B的步骤进行至少两次试验。

其次进行汽轮机调门扰动试验，对综合调门特性进行测试，即在机组负荷500MW且机组负荷稳定工况下，机组负荷稳定工况下，解除锅炉主控和机主控自动，手动迅速阶跃增加大机综合阀门5%，测试机组主汽压力及负荷的变化趋势，得到大机调门特性的传递函数。先进行增加阀门开度试验，待试验结束负荷稳定后，手动减少阀门开度5%左右，测试下降时的锅炉特性。

调门扰动试验的具体步骤如下：

A）在某一确定工况下，保持各主要子系统运行稳定，将锅炉主控和汽机主控设置为手动方式，保持汽机调阀开度、总燃料量指令不变，记录此时主汽压力、实际功率、汽机调阀开度、汽包压力、汽机调节级压力、一次风量、各台磨煤机的运行状态、锅炉指令以及燃料总操的输出值；

B）保持煤量不变，手动迅速阶跃增加大机阀门开度（综合阀位）5-7%或以上，测试机组主汽压力及负荷的变化趋势，得到不同负荷下阀门对主汽压力和负荷的传递函数，并记录下锅炉主汽压力和负荷产生的时间（即纯迟延）。先进行开阀门特性试验，待试验结束负荷稳定后，手动减少大机阀门开度（综合阀位）5-7%，分别测试升、降负荷时的锅炉特性。

C）在高负荷、中负荷、低负荷三个不同的运行区域分别按照A-B的步骤进行至少两次试验。

根据S304中得到包含汽机调门开度、机组负荷、主汽压力及煤量的典型试验参数，利用上述典型试验参数可以进行机组动态特性建模，生成机组动态模型，然后构建协调仿真系统。下面分别以塔山电厂的燃煤发电机组及某600MW亚临界参数燃煤发电机组为例说明机组动态模型。

（一）塔山电厂的燃煤发电机组

将各个扰动试验的实际数据从塔山电厂DCS系统的历史趋势中导出，数据采样周期为0.5s，采集时间为600s，获得4组数据，每组1200点。由于现场实际测量的数据中存在不利于辨识的高频部分，为了提高辨识精度，数据需要进行预处理，首先对数据组中的坏点进行剔除，然后将记录的煤量、大机阀位、实际主汽压力和负荷作为各个辨识环节的输入输出参数，采用传递函数法建立调节系统的数学模型结构（协调仿真系统）如图8所示，应用递推最小二乘辨识算法确定模型中的待辨识模型参数。对于直吹式制粉系统，从燃烧率变化到主汽压开始变化之间的过程为主汽压力对燃烧率的响应特性的纯延迟时延τ，从主汽压开始变化到压力最终稳定的时间为惯性时延Tc。结合主汽压力的量程范围，辨识出燃料扰动下压力的动态特性G₁₁(S)；燃料扰动下负荷的动态特性G₁₂(S)；调门扰动下压力的动态特性G₂₁(S)；调门扰动下负荷的动态特性G₂₂(S)，分别如下所示：

$G_{11}\left(S\right)=\frac{0.075}{10000s^2+216s+1}{e}^{-20s}$

$G_{12}\left(S\right)=\frac{2.42}{288s+1}{e}^{-20s}$

$G_{21}\left(S\right)=\frac{3.5}{36s^2+12s+1}{e}^{-3s}$

$G_{22}\left(S\right)=-\frac{0.27}{230s+1}{e}^{-15s}$

通过该协调仿真系统，可进一步优化参数，其快速计算和修改参数方便的特点，可以对不同的设计方案和不同的参数组合进行充分的比较，从而实现控制方案和PID参数、前馈量的设计参数的最佳选择。通过参数优化，可以使得压力和负荷的静态超调量和调节过程衰减率和simulink仿真结果中参数接近，且控制效果精准，指标优良。

通过以上方案的设施，塔山电厂1号机组参与两个细则的运行指标明显提高，综合指标由原来的小于1，提高到3左右，表7为随机抽取了一定时间的两个细则运行指标数据。

表7

（二）某600MW亚临界参数燃煤发电机组

某600MW亚临界参数燃煤发电机组进行基于递推最小二乘的黑箱辨识的建模，在机组负荷450MW、主汽压力15.8MPa的工况下进行了燃料量阶跃扰动试验和主汽调门阶跃扰动试验。数据的采样分辨率500ms，采样时间为1000s，经过数据处理后，将现场趋势数据导入到MATLAB中，对于直吹式制粉系统，从燃烧率变化到主汽压开始变化之间的过程为主汽压力对燃烧率的响应特性的纯延迟时延τ，从主汽压开始变化到压力最终稳定的时间为惯性时延Tc。结合主汽压力的量程范围，辨识出燃料扰动下压力的动态特性G₁₁(S)；燃料扰动下负荷的动态特性G₂₁(S)；调门扰动下压力的动态特性G₁₂(S)；调门扰动下负荷的动态特性G₂₂(S)，分别如下所示：

$\left\{\begin{array}{c}{G}_{11}\left(S\right)=\frac{0.082}{2500s^2+180s+1}{e}^{-138s}\\ G_{12}\left(S\right)=\frac{-0.12}{2400s^2+100s+1}{e}^{-65s}\\ G_{21}\left(S\right)=\frac{2.42(5s+1)}{10000s^2+250s+1}{e}^{-55s}\\ G_{22}\left(S\right)=\frac{2.4\×160s(5s+1)}{5400s^2+160s+1}{e}^{-4s}\end{array}\right\}$

采用DCS中实际数据对上述模型进行动态精度检验，同机组的实际指令相对应，当燃料量指令由219t/h阶跃减小到207t/h，模型输出与实际机组输出的对比曲线如图9所示，可以看出，在选择的工作点附近，模型误差很小，能够满足控制系统分析与设计的要求。在机组运行的主要负荷范围内，模型静态误差小于±2%。

在一较佳实施例中，本发明的燃煤机组自动发电控制系统整体优化方法还包括：S314：根据所述的调门开度、压力值及负荷值修正滑压曲线的步骤。该步骤可以在S302之后，S304之前；也可以在S305建立机组动态模型之后，本发明不以此为限。

根据机组特性模型和阀门流量特性试验的数据设置合适的滑压曲线和滑压速率，避免由于滑压曲线设置不合理致使高负荷调阀开度与流量线性度差，机组汽压容易波动。避免由于滑压速率设置不合理在快速变负荷过程中增大锅炉和汽机特性差异，不利于压力的调整过程中的平稳控制。

针对原机组滑压曲线设计偏低，低于机组设计额定压力，高负荷调阀开度与流量线性度差，机组汽压容易波动的问题，除进行阀门流量特性整定之外，协调逻辑修改机组滑压曲线，趋向于设备厂家提供的额定机组参数，修正后的滑压曲线如表8所示：

表8

机组负荷（MW）	主汽压力(Mpa)
		0	11
300	12
		540	16.6
600	16.6
		660	16.6

S307中，利用所述机组动态模型进行前馈控制器的优化，具体包括：根据所述机组动态模型进行前馈控制器的结构优化及前馈控制器的参数优化（包括PID的优化）。仿真验证为本领域的公知技术，在此不再赘述。

S308中，在仿真系统中进行DCS组态及参数调试，又称为协调优化方案的DCS实施。在完成机组建模后，会在仿真系统（如Matlab或自行开发的仿真平台）上设计协调前馈控制器及整体协调系统，模拟各种工况下控制参数的变化趋势。控制器的参数不再是试凑式，而是通过模型参数和设计炉型综合分析后可较精确的计算出来，优化后的参数和协调系统进行仿真验证，满足控制要求后，需要根据电厂的DCS系统的已有逻辑功能块将仿真平台上的控制系统在DCS上组态、调试并最终实现。

经过S308，协调反馈控制器参数整定完毕，可以进行S309，即进行定压滑压变负荷试验及定负荷变压试验，生成包含变负荷速率、变负荷精度、变负荷响应时间及主汽压力精度的技术指标。然后判断技术指标是否符合预定技术指标，技术指标是否符合预定技术指标，则进行滑压变负荷试验，使燃煤机组正常运行，满足“两个细则”要求的技术指标。预定技术指标即为满足“两个细则”要求的技术指标。

如果所述的技术指标不符合预定技术指标，进行DCS协调系统的参数优化（S312），然后重新进行定压滑压变负荷试验及定负荷变压试验，直至技术指标符合预定技术指标。

S311进行滑压变负荷试验后，还需要判断滑压变负荷试验得到技术指标是否符合所述预定技术指标（S313），如果技术指标不符合预定技术指标，进行DCS协调系统的参数优化，然后重新进行滑压变负荷试验，直至技术指标符合预定技术指标，使燃煤机组正常运行，满足“两个细则”要求的技术指标。

通过图3的流程即可实现协调控制系统的整体优化，先将燃煤机组自动发电控制系统整体优化方法具体实现步骤如下：

（1）首先开展燃料和汽机调阀扰动试验用于获取协调控制系统典型模型，了解锅炉特性，评估机组的热力特性，辨识机组2×2模型支撑协调控制系统前馈设计和参数优化。

（2）通过燃料扰动试验同时可设计既满足机组节能要求，又能更好的配合机组变负荷能力的压力定值回路，合理配置滑压曲线，切中控制性能和运行经济性的最佳配合度。通过汽机调阀扰动试验可同时计算蓄热系数，定量分析机组的蓄热能力。

（3）根据机组控制要求结合DCS控制功能块，搭建协调仿真平台，在平台上开展下述优化工作。

（4）根据ITAE原则和PID自寻优自动整定算法，根据模型在协调仿真平台整定锅炉主控和汽机主控的PID参数，分别整定锅炉主控调压、汽机主控调负荷（即协调炉跟机）和汽机主控调压（即机跟随）的参数，并依据模型在稳态时进行参数优化。

（5）待协调反馈控制器参数整定完毕，进行定负荷变压试验，投入机主控调负荷的自动，手动进行6t/h的燃料扰动，记录并分析主汽压力的变化趋势、变化幅度和变化速率。

（6）根据机组各个工况下的稳态、动态参数，整定锅炉主控和汽机主控的静态前馈。

（7）在辨识模型上进行协调动态前馈的精细化设计和整定。进行定压变负荷的试验对协调动态前馈的参数进行验证和优化：投入汽机主控调压回路的自动使其工作在机跟随状态，手动进行10t/h的燃料扰动，记录并分析负荷的变化趋势、变化幅度和变化速率。

（8）在仿真平台上模拟不同速率下的定压变负荷和滑压变负荷试验，通过试验结果不断调整协调控制器的前馈和PID的参数，使其响应快速性、响应精度和稳定性都满足实际变负荷的要求。在此过程中需要统筹机炉主控PID参数和前馈作用的综合强弱，需要关注的是锅炉静态前馈不宜过强，可略微消弱处理（乘以0.9的系数），以防止燃料量过量，余量可由闭环回路自行补偿。通过变负荷试验参数，进一步优化各项参数。

（9）将设计好的协调控制方案组态并下装到电厂DCS系统，并将整定好的协调反馈和前馈参数设置入DCS系统，联系调度进行实际的不同速率下变负荷试验，验证并再次优化配置各个回路参数和前馈系数，直到机组在负荷变动过程中各个参数都满足规程和相关规定的要求，即完成协调控制器的整体优化。

如图10所示，本发明实施例提供一种燃煤机组自动发电控制系统整体优化系统，所述系统包括：参数获取单元1001，调门流量特性测试单元1002，燃烧优化单元1003，扰动试验单元1004，模型生成单元1005，仿真系统构建单元1006，优化及验证单元1007，DCS实施单元1008，定压或定负荷试验单元1009，判断单元1010及变负荷试验单元1011。

参数获取单元1001用于获取调门流量特性参数及燃烧优化参数，调门流量特性参数包括：流量指令、主汽压力、调节级压力、调门指令、计算流量等，燃烧优化参数包括：二次风量、一次风压、一次风母管压力、磨的风煤比、磨煤机入口一次风量值、一次风压值、磨煤机出口温度等。

调门流量特性测试单元1002用于根据所述的调门流量特性参数进行调门流量特性测试及整定，获得调门开度、压力值及负荷值，并生成调门流量特性曲线。

燃烧优化单元1003用于根据所述的燃烧优化参数进行风烟子系统及燃烧子系统的燃烧优化，燃烧优化具体内容具体请参见图3及图7。

扰动试验单元1004用于进行燃料扰动试验及调门扰动试验，生成包含汽机调门开度、机组负荷、主汽压力及煤量的典型试验参数。

模型生成单元1005用于利用所述的典型试验参数进行机组动态特性建模，生成机组动态模型。

仿真系统构建单元1006用于根据协调控制器及所述的机组动态模型构建协调仿真系统，协调仿真系统如图8所示。

优化及验证单元1007用于利用所述机组动态模型进行前馈控制器的优化，同时进行所述协调仿真系统的仿真验证。

DCS实施单元1008用于在所述仿真系统中进行DCS组态及参数调试。

定压或定负荷试验单元1009用于进行定压滑压变负荷试验及定负荷变压试验，生成包含变负荷速率、变负荷精度、变负荷响应时间及主汽压力精度的技术指标。

判断单元1010用于判断所述的技术指标是否符合预定技术指标，即是否符合“两个细则”要求的技术指标。如果符合，变负荷试验单元1011用于进行滑压变负荷试验，使燃煤机组正常运行。

进一步，燃煤机组自动发电控制系统整体优化系统还包括：协调系统参数优化单元1012，当所述的技术指标不符合预定技术指标时，协调系统参数优化单元1012用于进行DCS协调系统参数优化，然后利用定压或定负荷试验单元重新进行定压滑压变负荷试验及定负荷变压试验，直至技术指标符合预定技术指标，使燃煤机组正常运行，满足“两个细则”要求的技术指标。

变负荷试验单元1011用于进行滑压变负荷试验时，也生成包含变负荷速率、变负荷精度、变负荷响应时间及主汽压力精度的技术指标，故需要判断单元1010判断技术指标是否符合预定技术指标，滑压变负荷试验生成的技术指标不符合预定技术指标，也需要协调系统参数优化单元1012进行协调系统参数优化，然后利用变负荷试验单元1011用于进行滑压变负荷试验，直至技术指标符合预定技术指标，使燃煤机组正常运行，满足“两个细则”要求的技术指标。

如果滑压变负荷试验生成的技术指标符合预定技术指标，燃煤机组正常运行，满足“两个细则”要求的技术指标。

如图10所示，燃煤机组自动发电控制系统整体优化系统还包括：滑压曲线修正单元1013，用于根据所述的调门开度、压力值及负荷值修正滑压曲线。滑压曲线修正单元1013进行滑压曲线修正可以是在调门流量特性测试单元1002根据调门流量特性参数进行调门流量特性测试及整定之后进行，也可以是在模型生成单元1005利用典型试验参数建模成机组动态模型之后进行。

如图11所示，优化及验证单元1007包括：结构优化模块1101，参数优化模块1102及仿真验证模块1103。结构优化模块1101用于根据所述机组动态模型进行前馈控制器的结构优化，参数优化模块1102用于根据所述机组动态模型进行前馈控制器的参数优化，仿真验证模块1103用于根据所述机组动态模型进行所述协调仿真系统的仿真验证。

本发明实施例的有益效果在于：基于“两个细则”的燃煤机组AGC整体优化设计方案符合电网对并网性能指标不断提高的外部要求，利用本发明：

可以提高燃煤机组的变负荷能力和适应性，提高燃煤机组各项指标的调节性能，满足新的两个细则运行下电网对于AGC考核和补偿的要求，大大提高了机组的运行的经济性的同时也增强火力发电机组参与电网考核的经济效益和社会效益。

可以利用预测控制理论解决火力发电厂协调控制系统难以解决的针对大惯性、大滞后锅炉特性难以适应电网调频调峰要求的问题。

提高了机组的变负荷能力和适应性，提高了机组各项指标的调节性能，同时满足火电机组对于不同煤种的适应性。

本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质（包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等）上实施的计算机程序产品的形式。

本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备（系统）、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。

这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。

这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。

本发明中应用了具体实施例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。

Claims (10)

1.一种燃煤机组自动发电控制系统整体优化方法，其特征在于，所述方法包括：

获取调门流量特性参数及燃烧优化参数；

根据所述的调门流量特性参数进行调门流量特性测试及整定，获得调门开度、压力值及负荷值，并生成调门流量特性曲线；

根据所述的燃烧优化参数进行风烟子系统及燃烧子系统的燃烧优化；

进行燃料扰动试验及调门扰动试验，生成包含汽机调门开度、机组负荷、主汽压力及煤量的典型试验参数；

利用所述的典型试验参数进行机组动态特性建模，生成机组动态模型；

根据协调控制器及所述的机组动态模型构建协调仿真系统；

利用所述机组动态模型进行前馈控制器的优化，同时进行所述协调仿真系统的仿真验证；

在所述仿真系统中进行DCS组态及参数调试；

进行定压滑压变负荷试验及定负荷变压试验，生成包含变负荷速率、变负荷精度、变负荷响应时间及主汽压力精度的技术指标；

判断所述的技术指标是否符合预定技术指标；

如果是，进行滑压变负荷试验，使燃煤机组正常运行。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在根据所述的典型试验参数进行机组动态特性建模之后，根据所述机组动态模型进行前馈控制器的优化之前，所述的方法还包括：根据所述的调门开度、压力值及负荷值修正滑压曲线。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述的调门流量特性参数进行调门流量特性测试之后，根据所述的燃烧优化参数进行风烟子系统及燃烧子系统的燃烧优化之前，所述的方法还包括：根据所述的调门开度、压力值及负荷值修正滑压曲线。

4.根据权利要求2或3所述的方法，其特征在于，根据所述机组动态模型进行前馈控制器的优化，具体包括：根据所述机组动态模型进行前馈控制器的结构优化及前馈控制器的参数优化。

5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，如果所述的技术指标不符合预定技术指标，进行DCS协调系统的参数优化，然后重新进行定压滑压变负荷试验及定负荷变压试验。

6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述进行滑压变负荷试验，使燃煤机组正常运行，包括：

进行滑压变负荷试验，获得所述的技术指标；

判断所述的技术指标是否符合所述预定技术指标；

如果否，进行DCS协调系统的参数优化，然后重新进行滑压变负荷试验，直到所述的技术指标符合所述预定技术指标。

7.一种燃煤机组自动发电控制系统整体优化系统，其特征在于，所述系统包括：

参数获取单元，用于获取调门流量特性参数及燃烧优化参数；

调门流量特性测试单元，用于根据所述的调门流量特性参数进行调门流量特性测试及整定，获得调门开度、压力值及负荷值，并生成调门流量特性曲线；

燃烧优化单元，用于根据所述的燃烧优化参数进行风烟子系统及燃烧子系统的燃烧优化；

扰动试验单元，用于进行燃料扰动试验及调门扰动试验，生成包含汽机调门开度、机组负荷、主汽压力及煤量的典型试验参数；

模型生成单元，用于利用所述的典型试验参数进行机组动态特性建模，生成机组动态模型；

仿真系统构建单元，用于根据协调控制器及所述的机组动态模型构建协调仿真系统；

优化及验证单元，用于利用所述机组动态模型进行前馈控制器的优化，同时进行所述协调仿真系统的仿真验证；

DCS实施单元，用于在所述仿真系统中进行DCS组态及参数调试；

定压或定负荷试验单元，进行定压滑压变负荷试验及定负荷变压试验，生成包含变负荷速率、变负荷精度、变负荷响应时间及主汽压力精度的技术指标；

判断单元，用于判断所述的技术指标是否符合预定技术指标；

变负荷试验单元，用于进行滑压变负荷试验，使燃煤机组正常运行。

8.根据权利要求7所述的系统，其特征在于，所述的系统还包括：

滑压曲线修正单元，用于根据所述的调门开度、压力值及负荷值修正滑压曲线。

9.根据权利要求7或8所述的系统，其特征在于，所述优化及验证单元包括：

结构优化模块，用于根据所述机组动态模型进行前馈控制器的结构优化；

参数优化模块，用于根据所述机组动态模型进行前馈控制器的参数优化；

仿真验证模块，用于根据所述机组动态模型进行所述协调仿真系统的仿真验证。

10.根据权利要求9所述的系统，其特征在于，所述的系统还包括：

协调系统参数优化单元，用于当所述的技术指标不符合预定技术指标时，进行DCS协调系统的参数优化，然后利用定压或定负荷试验单元重新进行定压滑压变负荷试验及定负荷变压试验。