协调控制系统稳定性的影响因素及考核方法

协调控制系统稳定性的影响因素及考核方法

张秋生 梁 华

（北京国华电力技术研究中心有限公司，北京 100025）

摘 要：协调控制系统的任务是使汽机和锅炉能够快速、平稳地响应负荷指令的变化。由于控制器的运算周期过长、控制结构和调节器的参数设置不当、AGC 指令的频繁变化、一次调频、汽轮机调门流量的非线性和汽轮机抽汽量的变化、都会影响协调控制系统的稳定性。目前对模拟量控制系统的验收与测试标准中只规定了斜坡方式的变负荷试验标准。实践证明，对协调控制系统稳定性最严格的考验是进行一次调频阶跃试验和三角波的变负荷试验。如果在标准中能够规定这两项的测试有利于暴露协调控制系统存在的问题，从而提高协调控制系统的稳定性。

关键词：协调控制系统 稳定性 影响因素 一次调频阶跃试验 三角波变负荷试验 验收标准

0 引言

协调控制系统承担着使汽轮机和锅炉同步响应负荷变化的需求，使机组的各参数在负荷变化和稳定工况能够维持在额定值。衡量协调控制系统调节品质的两个重要指标是快速性和稳定性。工程实践表明，调节器参数和控制器结构设置不当、一次调频和AGC 功能的投入、汽轮机调门流量特性的非线性和汽轮机抽汽量的变化、热力系统之间的相互耦合都会对协调控制系统的稳定性产生一定的影响。如果在机组的调试阶段针对这些影响因素进行协调控制系统的试验考核，能够充分暴露出协调控制系统存在的问题，通过改变协调控制系统的控制结构和调节器参数将有利于增加协调控制系统的稳定性。

1 协调控制系统的功能与任务

协调控制系统的控制对象是锅炉-汽轮发电机组。控制系统承担着电厂热力过程中的水、汽、燃料、风烟等工艺系统主要过程变量的调节与控制任务，以及整个单元机组的负荷控制任务。它的主要控制功能如下：

1.1 接受电网调度的AGC 指令，并参与一次调频。

1.2 锅炉与汽轮机的能量平衡控制

母管制运行的机组各台锅炉的任务是按照规定的负荷分配规律共同维持母管的蒸汽压力，单元制的锅炉与汽轮机作为一个整体进行控制，由机炉共同承担机组功率与主汽压力稳定的任务。由于汽机与锅炉的动态特性相差悬殊，协调控制系统将锅炉和汽机作为一个整体进行控制，对锅炉的动态过程进行相位补偿，对汽轮机的动作速率进行限制，以使汽机和锅炉的能量能够尽量地达到平衡。

1.3 锅炉内部燃烧、送风、引风、给水等子自动系统控制动作的协调

各子自动系统的各个输入间，不论静态或动态过程均需要协调控制系统进行配合，以使各系统内部的参数控制效果最佳。

1.4 消除各种工况扰动，稳定机组运行

协调控制系统检测与消除机组运行的各种内、外扰动。通过闭环系统输入端引入的扰动，如燃料扰动，称为内部扰动；而通过开环系统的其他环节影响到系统输出的扰动，如负荷扰动，称为外

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部扰动。随时消除扰动的影响，使机组能够稳定运行，是闭环控制系统的根本任务。

1.5 机组出力与主、辅机设备实际能力的协调

根据电网需求控制机组各项输入与输出的能量与物质平衡，只有在机组的能力许可的正常工况时得到满足。若机组的主、辅机的出力受到限制，协调控制系统就需要根据主、辅机的最大出力来限制或强迫改变机组的负荷。这种功能主要通过负荷指令的闭锁增/减、迫升/迫降和辅机故障快速减负荷（RUNBACK ）来实现。

2 协调控制系统的控制结构

协调控制系统按照汽轮机和锅炉的能量平衡方式，可以分为“直接能量平衡”和“间接能量平衡”两种方式。

2.1 直接能量平衡控制结构的协调控制系统

直接能量平衡结构的协调控制系统是一种以“锅炉跟随方式”的控制结构，该系统的特点为： 以能量平衡信号p ⨯p 1作为锅炉侧的负荷前馈指令，以热量信号p +d p b 作为反馈，直接按照汽1s p t p t

轮机的能量需求来控制锅炉的能量输入，系统无需主汽压力的反馈控制。其中，P s 为主汽压力设定值，P t 为主汽压力，P b 为汽包压力，P 1为速度级压力。

直接能量平衡控制系统只能用于汽包炉。

2.2 间接能量平衡控制结构的协调控制系统

间接能量平衡系统是将机组负荷偏差和主汽压力偏差同时送到汽机主控制器和锅炉主控制器的协调控制方式，图1是应用较为广泛的以“锅炉跟随”为基础的一种间接能量平衡控制结构的协调控制方式的原理示意图。

为了克服锅炉的大迟延和高阶惯性，采取两个方法来协调汽机和锅炉的动作：一是将主汽压力偏差信号引入汽机主调节器，采取“压力回拉”的方法，兼顾汽机和锅炉的调节速率；二是在锅炉调节回路上增加“锅炉智能超调回路”，将机组负荷目标值、机组负荷给定值、变负荷速率、负荷偏差、压力偏差等信号作为参考，计算出锅炉指令的前馈信号，通过使锅炉提前动作和适当的超调来达到机炉之间的能量平衡[1]-[3]。

图1. 一种间接能量平衡控制结构的协调控制方式的原理示意图

Fig 1. Diagram of an indirect energy balance coordinated control system

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3 影响协调控制系统稳定性的主要因素及解决方法

影响协调控制系统稳定性的因素很多，归纳起来有以下几点：

3.1 控制结构与参数设置不当

3.1.1 控制结构对协调控制系统稳定性的的影响

如图1所示的“锅炉智能超调回路”中，锅炉主控前馈指令的运算主要有两种方式：一是利用经验数值，根据机组的负荷目标值和给定值、给定值和机组负荷之间的差值以及主汽压力给定值和测量值之间的偏差进行给煤超调量的估算，二是利用机组的对象模型进行给煤超调量的精确计算。第一种运算方式在煤种变化或者燃煤的发热量有较大的改变时，就会出现较大的超调或欠调。第二种运算方式依赖于对象模型的精确性。当对象模型辨识不准或者发生变化时，给煤量的前馈指令就会对不准确，从而对控制系统造成扰动。由于在控制系统中存在储能元件，并且每个元件都存在惯性。因此扰动的影响会持续几个周期。对于控制结构设计不合理的协调控制系统，扰动会引起被控参数振荡。

3.1.2 参数设置不当对协调控制系统稳定性的的影响

协调控制系统控制结构复杂，需要整定的参数多达20—60个，如果参数设置不当，控制系统很难达到稳态，遇到扰动就容易产生振荡。

3.1.3 协调控制系统输入量和输出量之间的耦合

直流炉的给水量、给煤量、汽机调门开度对于主汽压力、主汽温度、机组负荷是3输入、3输出的强耦合关系；湿法脱硫控制中的脱硫增压风机动叶开度和引风机动叶开度对脱硫增压风机压力和炉膛压力是2输入、2输出强耦合的关系。对于这种耦合系统，要选择合理的控制结构与参数，追求一个综合的调节指标。如果只片面追求一个被调量的品质往往会导致整个协调控制系统的不稳定。

3.2 DCS的控制器周期的设置过大

DCS 的控制周期设置过小，会增加CPU 和网络的负荷率，设置过大，就会发生因为被调量的采集不及时导致参数过调的现象，从而影响控制系统的稳定性。文献[4]中规定：“控制器的工作周期，应满足汽轮机控制响应速度的要求。对于可能出现孤岛运行的机组，其DEH 转速控制回路的工作周期不宜大于50ms ”。文献[5]中的4.2.7中规定：“控制器的处理周期，对于一般模拟量控制回路应不大于250ms ，对于一般开关量控制回路应不大于100ms 。DEH 控制器的处理周期不应大于50ms ，在条件允许的情况下应将处理周期减少到30ms ，或另设特殊模块处理其中要求快速响应的转速控制回路”。

3.3 一次调频的影响

一次调频的投入对协调控制系统是一个较强的扰动。一次调频功能由协调控制系统和DEH 共同承担。在协调控制系统中的动作原理如图1所示，频差信号转换成的一次调频因子不经过速率限制回路直接叠加在机组负荷给定值上，使给煤、给水、风量和汽机调门快速动作。在DEH 中，一次调频因子会导致汽机调门的快速动作。一次调频对协调控制系统稳定性的影响体现在2个方面[6]：

3.3.1 协调控制系统中一次调频参数的设置问题

一次调频动作时，一次调频因子直接叠加在机组负荷给定值上，为了快速响应汽机调门的快速变化，锅炉主控指令需要进行比汽机主控指令更快、幅度更大的响应。由于一次调频的一个动作过程往往包括为几次至几十次的周波变化，如果参数设置不当，汽机和锅炉之间能量的不平衡会在一次调频的动作过程中得到累积并扩大，从而导致控制系统的振荡。

3.3.2 协调控制系统和DEH 的一次调频设置的匹配问题

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为了保证一次调频的效果，需要将DEH 和协调控制系统的一次调频功能同时投入进行联合调节。如果只送入一个控制系统，或者两个控制系统的一次调频因子设置有差异，就会产生协调控制系统和DEH 的控制指令产生反调的现象，不仅影响一次调频的效果，严重时还会导致系统振荡。图2是一次调频动作影响协调控制系统稳定性的实例。

图2. 一次调频动作影响协调控制系统稳定性的实例

Fig 2. An example of the action of primary frequency influenced stability

of coordinated control system

3.4 AGC指令频繁变化的影响

由于受短期负荷预测能力的限制，在调节联络线偏差的过程中，AGC 送至发电厂的指令常常在很短的周期内上下波动[7]。AGC 投入后，图1所示的“锅炉智能超调回路”会使锅炉主控指令随着AGC 指令的变化而频繁波动，使锅炉侧的风、煤、给水、汽温等控制系统频繁调节，从而影响了系统的稳定性。鉴于这种现象，有的机组在AGC 方式下将“锅炉智能超调”回路切除，又会因为锅炉的调节跟不上汽机的速度导致主汽压力波动幅度较大的后果。

3.5 DEH的阀门流量非线性的影响

DEH 的调节汽门存在着特有的“凸轮特性”，即调门的开度和蒸汽流量的特性是非线性的。在DEH 中，为了保证汽轮机调门和主汽流量的线性关系，设置了“阀门管理特性”程序，将主汽流量指令转换为汽机调门的开度指令[8]。图3中，（a ）是单阀的流量特性曲线，将汽机的高压调门GV1-GV4作为同一个阀门来进行控制；（b ）是顺序阀门的流量特性曲线，将汽机的GV1-GV4按照一定的顺序进行开启与关闭，目的是为了减少节流损失。

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图3. DEH单阀和顺序阀流量特性管理曲线的原理示意图

Fig 3. Illustration of DEH single valve and sequence valve flow management curves.

阀门流量特性管理曲线的参数设置原则是保证主汽流量的线性，否则就会影响协调控制系统的稳定性。例如，如果DEH 工作在循序阀方式下，在阀门切换区（GV3或者GV4刚开启的位置），如果流量特性不好，会导致主汽流量和机组负荷的调节出现变化迟缓或者跳变的现象，协调控制系统的功率闭环调节作用会使汽机调门在切换区附近频繁往复地波动，使得锅炉主控指令也频繁地进行调节，导致协调控制系统的不稳定。

3.6 汽机抽汽量变化的影响；

汽机抽汽量的变化对主汽压力和机组负荷都是一个很大的扰动，尤其是当高加解列时。通常每解列一个高加将增加 5 % MCR 的机组负荷（有功功率），这种负荷的增加速率是非常快的，超过了协调控制系统所能够承受的最大变负荷速率。这种情况下会给协调控制系统带来不稳定的因素，因此文献[5]中提出：“高压加热器解列应列入RB 条件，因为实践证明高压加热器解列时，对机组运行造成很大扰动，依靠人去处理往往因处理不恰当和不及时而最终停机，有的电厂将其列入RB ，并通过试验使系统适应这种工况从而减少了非计划停机”。

4对协调控制系统稳定性的考核方法

文献[9]中规定了对协调控制系统的品质指标测试需要进行负荷的单向变动试验或者进行在斜坡方式连续增、减（或减、增）各一次的双向变动试验，并明确了机组主要被调参数的动态和静态品质指标。但是这种变负荷试验方法不足以全面暴露协调控制系统的稳定性存在的问题，因此建议增加以下两项测试内容：

4.1 一次调频阶跃扰动测试

本试验是考察协调控制系统对阶跃扰动的适应能力。试验方法是将协调控制系统和DEH 的一次调频功能投入，将频差的基准值改变，使机组负荷给定值在30秒内改变5%，观察机组负荷、主汽压力等机组主要参数响应的快速性和稳定性。

4.2 机组负荷指令三角波负荷变化测试

本试验是考察协调控制系统在负荷指令以三角波进行周期性变化工况下系统的稳定性，即负荷指令以一定的速率与变化幅度，以三角波的形式反复变化3个周期，然后考察各主要被调量（机组负荷、主汽压力及主、再热汽温度等）的稳定性。图4是一台600MW 机组进行三角波负荷指令的测试曲线。

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图4. 一台600MW 机组进行的三角波负荷指令的测试曲线

Fig 4. Curves of a triangle load demand test carried out on a 600MW unit.

5结语

影响协调控制系统稳定性的因素很多，为了及时地发现并解决问题，应该对协调控制系统的验收标准进行补充，对协调控制系统的考核试验除了进行单向或者双向负荷变动试验以外，还应该增加一次调频阶跃扰动测试和机组负荷指令三角波负荷变化测试。对于测试过程中出现的协调控制系统出现的调节效果不理想或者稳定性不好的情况应该查找原因并积极采取对策。这种测试对于保证协调控制系统长期稳定地运行有着积极的意义。

参考文献：

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The factors that influence the stability of coordinated control systems and the CCS stability acceptance tests

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min 30

ZHANG Qiu-sheng,LIANG-hua

(1．Beijing Guohua Electric Power Technology Research center Corporation, Beijing 100025, China)

Abstract: The task of CCS is make turbine and boiler response to the load change stable and quickly. The factors that influence stability of CCS are: Too long calculating time of controller; improper structure or parameters of control system; fast load change of AGC demand; primary frequency compensation; nonlinearly of turbine valves flow characters; and the flow change of turbine extraction steam .At present CCS acceptance specification only stipulated the standard of ramp load change tests, but it’s shows that primary frequency step test and triangle load change test could test the stability of CCS.Add the two test items into specification could expose the problem that exist in the automatic control systems so it may improve the stability of CCS.

Keywords: coordinated control system ;stability; influence factors; primary frequency test; triangle wave load change test; acceptance specification

作者简介：

张秋生（1970-），男，高级工程师，工学硕士，主要从事火力发电厂热工控制技术的研究与技术管理工作。

Email ：[email protected]

电话：[1**********]

梁华（1970-），男，高级工程师，主要从事火力发电厂热工控制技术的研究与技术管理工作。 Email ：[email protected]

电话：[1**********]

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