基于预测控制的超超临界直流机组协调控制系统优化方法研究

胡建根+尹峰+李泉+吴功兴

摘 要 本文研究了超超临界直流机组协调控制系统的优化方法，首先分析了其协同控制中存在的问题，然后提出了基于预测的协同控制系统优化方法，从闭环控制的核心组件、特性参数以及运行模式等方面运用预测方法对其进行优化，能够使机组功率反应速度进一步提高，同时进一步降低热能动力的损耗。

关键词 协调控制系统 优化 预测控制 超超临界直流机组

中图分类号：TM621.3 文献标识码：A DOI：10.16400/j.cnki.kjdkx.2017.03.014

Abstract This paper studies the ultra supercritical unit coordinated control system optimization method， firstly analyzes the existing problems in the cooperative control， and then puts forward the collaborative optimization method based on predictive control system， from the aspects of core components， the closed-loop control parameters and operation mode， etc. to optimize the use of prediction method， can make the power unit the reaction speed is further improved， and further reduce the thermal power loss.

Keywords coordinated control system； optimization； predictive control； supercritical DC unit

0 引言

電网与电厂作为电力传输的主要企业，其联系非常紧密，一方面电网希望电厂能够具有较快的功率响应速度，同时其机组能进行实施调整；另一方面对于电厂来说，其关心的是机组能否正常的工作，由于对频率和峰值的调整会影响机组受力的变化，并由此产生热力冲击，使蒸汽阀被压损的可能性增大，同时提高了电厂自身运营的成本。基于此，新的机组生产过程控制技术的研究与开发迫在眉睫，通过这种技术，能使机组功率反应速度进一步提高，同时进一步降低热能动力的损耗。[1]

为了满足电力用户的需求，电网和电厂的运行模式都有适当的要求。在德国，DVG （Deutsche Verbund Gesellschaft）要求入网机组在一次调频动作时，能够在30s内增加机组出力的5%，其中的一半即机组出力的2.5%要在一次调频动作后的5s内达到。[2]在国内，以华东电网为例，华东电网出台了“两个细则”，对并网机组的一次调频按照一次调频功能、投运时间、一次调频性能等进行考核。每次机组的调频指标按以下规律进行，即月平均值应不低于60%，而对于小于60%的机组则采用另外的考核方式，即电量考核形式；对机组AGC（自动发电控制）运行则根据机组AGC平均调节速率、AGC调节精度进行考核。以调节精度为例，如果日平均调节精度系数小于0.8，将进行电量考核。这些要求对并网机组都有一定的难度。

1 机组控制存在的问题分析

（1）磨煤机磨出煤粉后进入炉膛，锅炉中的热量释放是经常波动的，即便制粉系统在手动控制方式下。另外，煤粉的发热量也是经常变化的；

（2）制粉系统的动态特性受制于众多因素，包括煤粉的成分、细度、湿度和给煤机的转速等。

通常制粉系统的延迟时间在一分钟到几分钟的范围，上述两个问题对于机组控制的困扰是显而易见的，无法重现的制粉系统动态特性和不精确的锅炉燃烧控制。图1展示了机组协调压力控制的关键部分，被控系统是一个具有高阶滞后环节的系统，只有通过控制器调节来实现稳定。这意味着在当前模式下，控制器不能切换到手动状态，因为主汽压力可能波动到最大或最小值，从而迫使控制结构转变为初压模式。如果受控系统的所有参数可以稳定的获得，控制器的设计就不会麻烦。问题在于重要的时间常数时常会变化，这些时间常数包括制粉系统的动态特性、锅炉升压或降压的惯性参数。如果控制器的控制参数是常数，一旦主要参数发生变化，如制粉系统的惯性时间，将不可避免的引起系统稳定性问题。此外，受制于磨煤机的慢速响应，一旦磨煤机输出的煤粉量发生波动，仅仅依靠调节器的输出改变是无法来补偿的。事实上，如果调节器的输出变化幅度加快，反而引起系统的波动。简而言之，如果闭环控制的响应比扰动响应慢很多，控制系统无法很好的克服扰动，从而导致锅炉燃烧持续的不稳定。

图1中反馈控制由3个控制环路组成，这几个环路必须精确的匹配。汽轮机功率控制（包括汽机调阀位置控制）和凝结水节流控制（包括到除氧器和低加抽汽调阀的控制）倒还不是问题，因为这些控制迅速且模型参数都容易获得。基于模型的锅炉主控才是最重要的，前馈控制的参数是锅炉热负荷设定值。

传统协调控制最薄弱的环节在于，具有高阶惯性的锅炉燃烧系统，却要控制主汽压力。锅炉热负荷指令通过制粉系统（数分钟的惯性时间）转换为热能，这中间要经过受热面换热、工质传输，最后锅炉升压。这是一个具有高阶惯性的系统，开环控制会引起波动，必须通过控制器的调节才能使系统稳定。如果相关的所有参数是已知的，上述目标不难实现。即一旦制粉系统的动态特性、锅炉燃烧的动态特性和锅炉燃烧升压时间是确定的，基于模型的控制器可以将主汽压力控制在设定值。但如果一个关键参数（如制粉系统的延迟时间）发生变化，除非控制器重新整定，否则系统就很难稳定。可见这种类型的控制系统鲁棒性不高。

此外一个问题在于锅炉燃烧的波动。锅炉燃烧率在1-2分钟内波动€？%，则慢速的制粉系统无法补偿。反馈控制器调节器的输出幅度越大，系统的紊乱就越厉害。即连续的小波动被放大，增大了系统设备的磨损。制粉系统始终处在动态，出口煤粉细度增大，飞灰含碳升高，锅炉燃烧效率下降。一旦发生大的扰动，将导致系统长时间不稳定、主汽压力和汽温偏差增大，增大机组跳机的危险。

2 基于预测的新型协调控制方法

为了解决以上问题，本文所采取的技术如下：将BP神经网络、预测控制技术综合应用到火电机组中来。目前AGC实时优化控制系统集成了多种国内外优秀的系统控制方法，是针对以上机组控制中存在的问题与难点设计研发的高级控制系统。该先进控制系统具有的主要特点如下：

2.1 机组闭环控制的核心技术使用预测的方法处理

该系统从全局上看，采用目前比较流行的综合前馈与反馈的控制形式，然而与一般控制系统相比，其主要区别是预测控制技术的应用，能够解决一般DCS反馈控制系统滞后性的问题，替换了原来常规的PID控制系统。该技术的应用，主要技术特点表现如下：对于主汽压力、汽温等参数随时间的变化情况能进行有效预测，再根据相关参数的变化情况进行调整与监测，进一步提升机组AGC控制系统的闭环稳定性和抗扰动能力。

2.2 重要运行参数的全天候自适应修正

常规DCS的控制回路，当其控制参数确定后，随着时间变化不会再改变，因此若今后机组运行环境发生变化则影响巨大；而AGC优化控制系统所采用的神经网络算法是一种具有竞争性网络的系统，能够在训练中不断学习并自适应调整机组中与控制相关的参数变化，燃料热值、汽耗率、机组滑压曲线、中间点温度设定曲线、制粉系统惯性时间等重要控制参数均可通过该算法自动校正，其后根据以上参数的变换情况，计算AGC优化控制系统中与之相关的闭环回路控制参数，保证系统不断进行在线学习，使其與控制相关的性能逐渐逼近最优值。

2.3 进一步优化了AGC运行方式

常规DCS控制方案不区分机组运行CCS方式和AGC方式，由于AGC优化控制系统中包含了特别优化模块，其作用如下：嵌入了智能预测方法，一方面通过分析比较机组当前的AGC指令、实发功率、电网频率等参数，对“调度EMS系统AGC指令”未来的变化情况进行预测；另一方面记录机组的燃料量、风量、给水流量等参数并进行测试与挖掘，对表征锅炉做功能力的“锅炉热功率信号”未来的变化情况进行预测，通过以上两者的关联匹配程度来调整锅炉指令的变化量。相关应用实践结果表明：增加AGC模式特别优化模块后，在不影响AGC负荷响应速度的基础上能明显减小机组燃料量、风量、给水流量、减温水流量的波动幅度，且能有效延长锅炉管材寿命，减少爆管情况发生。

2.4 独立硬件平台的建立，安全性和兼容性显著提升

AGC优化控制系统主要建立了独立的硬件平台，采用了modbus通讯方式，将其作为一个扩展的DPU融入到DCS系统中。此外，DCS原有的控制逻辑单元不发生变化，只是增加少量切换逻辑，工作人员可以便利地在DCS系统和AGC优化控制系统间进行无干扰的切换。同时，对该扩展部分控制逻辑的测试、修改对机组的正常运行不产生影响，因此能极大地提高优化控制系统的调试效率和机组运行的安全性，也为今后新技术的应用升级奠定了坚实的基础。

3 结论

本文针对超超临界直流机组协调控制系统的设计，首先分析了其协同控制中存在的问题，然后提出了基于预测的协同控制系统优化方法，从闭环控制的核心组件、特性参数以及运行模式等方面运用预测方法对其进行优化，能够使机组功率反应速度进一步提高，同时进一步降低热能动力的损耗，具有极大的现实应用价值。

参考文献

[1] 李建，戴锡辉.600MW机组协调控制系统优化.华电技术，2013.35（6）：25-36.

[2] 吴桐国，王友权.协调控制系统在伊敏发电厂中的应用.电力技术，2010.19（19）：86-90.