AECS-2000在机组AGC控制中的应用摘要：针对北方联合电力有限责任公司包头第一热电厂300MW级火电机组AGC控制中存在的负荷升降速率偏慢、负荷大幅变动时机组主要参数波动大、无法适应煤质变化等现实问题，本文提出结合模型预测控制技术及DEB直接能量平衡控制策略的新型AGC控制解决方案，并通过AECS-2000先进过程控制系统进行了实施，通过实际应用表明：即便在电网AGC指令反复上下大幅度变动、单边连续大幅度上涨或下降、小幅度微量调整等各种实际工况下，AECS-2000先进过程控制系统均能保证机组AGC负荷升降速率满足蒙西电网1.5%PE/min的要求，且在此过程中，机组主要控制参数平稳变动，保证机组安全、稳定运行。关键词：DEB；模型预测控制；AGC控制；协调控制；先进过程控制：TM621文献标识码：A:1674-098X(2016)07(b)-0000-00引言北方联合电力有限责任公司包头第一热电厂1号300MW机组原AGC控制采用常规负荷前馈+PID的有差调节，为响应电网要求，试投运AGC系统，期间发现AGC系统受煤质变化（煤种热值变化幅度达30%左右）等影响，调节品质无法满足电网需求，负荷升降速率仅能达到0.4%PE/min,若继续提高负荷升降速率则机组主汽压力、温度等参数剧烈波动，严重影响机组安全，鉴于此，北方联合电力有限责任公司包头第一热电厂与控软自动化技术（北京）有限公司联手分析了AGC控制存在的问题及影响AGC调节品质的因素，提出了使用AECS-2000先进过程控制系统结合现行DCS控制系统对AGC控制（包括汽机、锅炉控制）进行基于模型预测控制技术及DEB直接能量平衡控制策略的新型AGC控制解决方案改造的建议，使AGC系统调节品质大幅提高，减小机组主要参数波动幅度，确保AGC系统的正常、安全投运。1.包头第一热电厂#1机组AGC系统现状及分析包头第一热电厂#1机组未优化前试投运AGC系统期间，实际负荷速率仅能达到1.2MW/MIN，大负荷变工况时主汽压力波动比较剧烈，偏差最大达到1.3MPa,机组主汽压力、主汽温度稳定时间超过50分钟。通过综合分析，影响我厂#1机组AGC性能的主要包含如下内容：1.1.煤质变化幅度大，设计满发负荷煤量为130吨，实际满发负荷煤量从150吨到200吨来回变动，机组原有AGC控制采用DIB直接指令平衡控制策略，往往煤质变化影响到主汽压力变化后，锅炉主控指令才开始变化，若此时再遇上AGC要求升降负荷，原有负荷前馈无法匹配新煤质工况，就加剧了主汽压力波动，导致最后不得不退出AGC控制。1.2.锅炉风煤比曲线与实际燃煤无法匹配，导致送风自动高负荷时投不上，导致进入炉膛的风量无法及时改变，锅炉燃烧变缓。1.3.给煤机纯机械延时太大，煤需求指令下达到给煤机后，30秒后给煤机才开始实际有效增减给煤量，导致制粉系统纯延时变大，燃烧更加缓慢。1.4.锅炉各级减温自动因基建原因使得减温器前后温度测点位置不准确，减温控制的测量信号在调整中不能及时反应减温效果；减温水调门流量特性差，减温调门死区过大，调门开度20%不过量，开度在60%以上阀门到了饱和区，这样的阀门特性无法满足减温自动的调节；减温自动虽是串级调节控制，但对机组负荷波动较大带来的主汽温度变化难以控制，因此常常出现主汽温度在负荷波动20MW的情况下超温7〜8°C的现象。1.5.锅炉汽包水位测量自建厂以来一直存在静态偏差超差的问题。汽包水位调节在定值扰动下，调节过程时间在3分钟内，稳态偏差为60〜80mm，调节参数有待整定。2.解决方案2.1.针对机组主要由于煤质变化频繁、锅炉响应迟缓，惯性大(自然状况下煤--主汽压力影响延时约4MIN，压力过渡到稳定状态需时约25MIN)导致的锅炉侧能量供给无法满足汽机侧能量需求，加剧汽机和锅炉两个互为耦合关系的系统的不匹配程度，影响到负荷响应及锅炉的稳定，最终导致AGC系统无法稳定、达标运行的现状，我们开发了以能量需求为核心、以模型预测控制为手段的新型协调控制策略，以能量需求消除煤质变化频繁的影响，以模型预测控制消除锅炉响应迟缓、惯性大带来的主汽压力剧烈波动，即采用AECS-2000先进控制系统(AdvancedProcessControl简称APC)替代机组原协调控制系统中炉主控部分，简单原理图如下：2.2.送风自动控制优化，修正风煤比曲线，保证锅炉燃烧所需空气量；...