摘要：本文对2006年外高桥二厂900MW机组协调控制及AGC的完善工作进行了总结，重点介绍了#6机组检修期间协调及AGC控制策略的改进及后续的相关试验的情况。

1前言

上海外高桥第二发电有限责任公司装有2台900MW机组超临界直流机组，机、炉、电主设备是成套欧洲引进的，机组控制系统(DCS)采用日立HIACS-5000M。

两台机组分别于2005年1月、2005年6月投用AGC运行。在AGC投用初期(2005年)，在保证机组安全运行的前提下，机组的AGC性能基本满足了电网的要求。但随着电网对电能质量要求的提高，电网对机组的负荷调节性能的要求越来越高，尤其是在2005年底上海市调采用了新的GE的调度系统后，调度侧AGC策略发生较大的改变，采用了小幅度增量式的负荷指令，#5/#6机组AGC的响应都出现了明显的不适应，性能下降。

为了响应电网对机组快速变负荷的要求，因此需在原有的控制系统基础上做进一步的改进，以提高机组初期的负荷响应性能和提高AGC指令频繁上下变化时的负荷跟随性能。

2机组的特性分析

为了挖掘机组变负荷的能力，我们首先深入分析和研究了锅炉、汽机及其辅助设备的特性：

2.1机组的能量转换特性分析

#5/#6机组配置的是直吹式制粉系统，对于直吹式制粉系统，从给煤机转速的变化到燃烧器的煤粉变化需要经过一段比较长时间的纯延迟，#5/#6机组的制粉延迟时间1.5分钟左右。另外，锅炉负荷要经过一段更长时间的惯性延迟才慢慢地把煤的化学能转换成机组的发电量。机组的发电量变化本质上依靠燃料量变化来实现，可见燃煤机组变负荷速度客观上比较慢。

2.2直流锅炉变负荷特点分析

汽机调门变化时，利用机组的蓄热，机组负荷会快速变化，但只能维持较短时间。由于直流炉相对汽包炉机组蓄热比较小，即汽机调门变化时，单位主汽压力变化引起的机组负荷变化量比较小，所以直流炉机组汽机调门调节机组负荷的能力比汽包炉机组差。

2.3 滑压运行的变负荷特性

#5/#6机组采用全程滑压的运行方式，汽机组调门始终处于接近开足的位置，加负荷时即使调门开足，机组也只能增加20MW左右的发电功率。另外在滑压运行方式下，主汽压力随负荷的降低而降低，随负荷的升高而升高，调门与负荷的变化方向正好相反。如加负荷时要求调门开，但滑压运行要求提高主汽压力使调门关，所以滑压运行方式下,负荷响应慢。

3 协调控制策略的改进

利用在#6机组检修的机会，我们进行了一些优化方案的实施：

3.1 改变变负荷时的协调控制方式

在变负荷时采用了接近CBF的协调方式，即变负荷时汽机调门在保证主汽压力在一定范围内，以调节负荷为主，加快了对机组负荷的响应。待负荷指令稳定一段时间后，再切至正常的TF方式。

协调控制方式的改变如下图1中虚框内所示，可见协调控制方式的改变并没有改变汽机调门的控制结构，仍保持DEH侧调节主汽压力，DCS侧给出主汽压力定值的方式，但在变负荷时，将主汽压力定值的计算变换成机组负荷的调节功能，并且对计算出的主汽压力定值变化幅度和速率进行了限制。在完成变负荷任务后控制系统平滑地过渡到调节主汽压力的方式，使机组在稳态时恢复到较好的运行状态。所以，该改进方案能够保证主汽压力控制在机组的安全运行范围内。