某热电厂330MW机组AGC控制系统存在问题
的分析与处理措施
1. 系统及设备概况
某电厂2号机组(330MW)采用SG-1176/17.5-M726型亚临界中间一次再热、单汽包自然循环、单炉膛π型布置、平衡通风的锅炉，制粉系统为冷一次风正压直吹式，采用C287-16.7/538/538型亚临界、一次中间再热，单轴、双缸双排汽、直接空冷供热凝汽式汽轮发电机组；DCS采用EDPF-NT系统。目前正在运行的2号能够投入协调控制系统，AGC控制方式下能够接受中调控制指令，完成负荷调整。
2. 问题的发生经过及处理 2.1 协调及AGC投运情况
2号机组在50%以上负荷时，机组能够投入协调控制（机组运行在CBF方式下），AGC投入自动。 2.2 问题发生经过
在负荷变化时，当AGC指令发生较大幅度增减（AGC指令信号存在不规则的较大幅度跳变）时，由于协调控制系统处于定压运行方式下，负荷指令迅速增减时，与负荷对应的压力不相匹配，运行人员对压力定值的调整也存在随意性，在负荷大幅度增减时，机前压力偏差过大（有时超过0.8Mpa）；由于负荷定值修正参数调整不到位，在稳态时负荷控制存在较大的偏差（经常超过3MW）。 2.3 处理情况
在负荷增加时，协调控制系统能够通过锅炉主控实现燃料增加控制，由于燃烧系统滞后、压力定值与负荷不匹配，调门因负荷提高而必然开大，而此时运行人员为提高高负荷下的机前压力，也同时调高压力定值，致使压力偏差进一步加大，但随着负荷增加和燃料增加，压力能够稳定在高负荷要求的定值上，只是过
程较长；同样，在负荷降低过程中，同样造成压力偏差大；在负荷幅度变化较大时，运行人员要进行磨的启停操作。 2.4 对机组稳定运行的影响
由于AGC控制系统功能的不完善，影响机组稳定运行；协调控制系统运行在滑压方式，机组运行经济性差。
3. 原因分析
根据运行记录和历史趋势，并对AGC控制系统各功能组的逻辑检查和在线试验，发现造成AGC系统控制存在负荷和压力偏差的主要原因：
（1）机组运行在定压方式，压力定值与机组负荷对应关系未很好确定，运行人员随个人经验来调整，在负荷增减时，会带来额外的压力偏差。
（2）直吹式制粉系统的锅炉燃烧存在较大滞后现象，煤质改变对燃烧控制影响较大。
（3）AGC指令存在较大幅度跃变情况，这会凸显压力控制偏差大这一现象（参见附页）。
（4）一般地，通过压力偏差来修正负荷定值，即通过压力偏差微小改变来削弱负荷变化过程中压力偏差的增加，但参数调整必须适宜。
基于上述原因的分析，我们认为AGC控制系统存在压力和负荷偏差大且调节过程滞后现象。
4. 解决办法及建议
AGC信号稳定性差，协调控制系统中燃料控制和负荷控制需要进一步完善，需通过汽机性能试验获得较为精确的滑压运行曲线。
鉴于目前2号机组协调及AGC运行情况，在现有设备基础上，建议在以下几个方面做一些工作：
（1）热工专业人员与电气远动专业人员协同把中调传至RTU的AGC信号大幅度跳变问题查清并予以处理，从根本上解决负荷大幅度跃变问题。本机组对负荷小幅和连续变化适应性满足目前运行要求。
（2）经过汽机性能试验，获得适合本机组的滑压运行曲线，并将确认后的滑压运行曲线提供给热工专业，在负荷增减过程中，有效地减小动态调节过程中的压力偏差。
（3）动态调整压力偏差对负荷定值的修正参数已适当调整。当燃煤品质改变时，适当改变其基准值的修正系数；进一步优化燃烧控制子系统，使之适应较大的负荷变动。
某热电厂330MW机组AGC控制系统存在问题的分析与处理措施
