1.5 火电机组二次调频蓄能应用与控制策略

1.5.1 火电机组蓄能系统特性分析

在火电机组运行过程中，给煤量、送风量与给水量是锅炉侧的主要可调节变量，汽轮机调门开度是汽轮机侧可调节的变量。实际上，在主汽门动作过程中，机组蒸汽流量和负荷变化主要是通过释放锅炉侧管道金属和汽水工质实现的，然而这种蓄能的释放过程是短暂的。事实上，火电机组中除了锅炉侧蓄能外，制粉侧的磨煤机系统、汽轮机侧的回热系统和冷端系统、供热侧的热网系统都存储有一定量的蓄能，充分挖掘和利用各系统蓄能，将能够大幅提升火电机组的爬坡速率。本节将首先研究火电机组热力系统及蓄能分布，构建机组及各系统蓄能非线性动态模型，并基于模型分析火电机组各系统蓄能特性，为蓄能状态在线评估及设计适当的蓄能利用控制系统奠定基础。

1.火电机组热力系统与蓄能分布

以典型亚临界汽包炉抽汽式热电机组为例，对机组各系统蓄能进行分析，其结构为：①锅炉为一次中间再热式；②汽轮机为多级抽汽式；③给水系统包含低加-除氧-高加等；④制粉系统是正压直吹式。亚临界机组热力系统图如图1-31所示。

由图1-31可见，火电机组中存储的蓄能大致分为5类：①制粉系统蓄能，主要为磨煤机中蓄粉包含的化学能；②锅炉系统蓄能，主要为锅炉受热面管道金属的蓄能和管内汽水工质的蓄能；③回热系统蓄能，主要为各级回热加热器，尤其是除氧器中蓄水包含的物理热能；④热网系统蓄能，主要为供热用和工业用蒸汽的蓄能；⑤冷端系统蓄能，主要为汽轮机凝汽器冷却工质中存储的蓄能。

在实际运行过程中，协调控制系统主要依赖于锅炉系统蓄能，它通过快速开启主汽调门，调动锅炉系统中的管道金属蓄能和汽水工质蓄能，快速改变进入汽轮机做功的蒸汽流量，实现电负荷快速调节，以适应电网AGC和一次调频的调度需求；同时由于锅炉系统蓄能有限，并且燃料侧的制粉、燃烧、吸热过程存在较大的迟延和惯性，过量地利用锅炉蓄能进行电负荷调节，可能会引起蒸汽压力和温度大幅波动，影响机组的安全稳定运行。因此，在优化机组协调控制系统性能的同时，还需深入挖掘火电机组中存储的其他形式蓄能，提升火电机组爬坡速率的同时，能更好地保障机组汽水侧参数平稳过渡。

2.制粉系统蓄能

在锅炉响应速率的影响因素中，制粉系统动态特性起着不可或缺的重要作用。当锅炉的制粉系统开始进行实时运行的时候，煤粉往往会存在于磨煤机的内部，通过挖掘和利用制粉系统中的存粉，将有助于大幅提升锅炉响应速率，从而在某种意义上说，机组的快速爬坡能力能够得到有效的提高。如今在国内的火电机组的工业现场下，大多为直吹式的制粉系统，并且以中速磨煤机直吹式制粉系统为主。在本次研究中，对象即为中速磨煤机正压直吹式制粉系统（见图1-32）。

给煤机、磨煤机、一次风机、密封风机、粗粉分离器以及燃烧器等共同构成了中速磨煤机正压直吹式制粉系统。其中给煤机的主要功能是将原煤送至磨煤机，在磨煤机内碾磨之后转换为煤粉颗粒。而一次风机给空气加压后分离变成双通道，其中一路通道的空气在空气预热器受热升温后到达热一次风管（磨煤机前），剩余一路通道的空气直接到达冷一次风管（磨煤机前）。这双通道中的一次风经过混合后再到达磨煤机，使得在粗粉分离器（磨煤机顶部）中，煤粉被一次风吹入，在粗粉分离器里面，由于离心力的作用，拥有较大直径颗粒的煤粉会被分离出并回到磨煤机内部继续受到碾磨，而对于较小直径颗粒的煤粉将会被一次风吹至锅炉的炉膛内部开始燃烧过程。此外，为了让煤粉不外露，需要对磨煤机进行密封。

在存粉深度利用方法的研究中，一次风流量在制粉系统过程中起着重要的作用，并且作为燃烧过程优化的基础，是其中一个至关重要的参数。通常，由给煤量指令按一次风煤比折算即可算得一次风流量。但是，由于给煤量的扰动会影响到一次风流量的具体数值，因此通常火电机组模型会将一次风流量与给煤量共同作为锅炉机组的燃料量。从静态角度上来说，锅炉热量不会因为一次风流量的增加而增加，所以主蒸汽压力和机组负荷不会受到一次风流量的影响。但从动态角度上可以发现，由于在实际运行过程中，中速磨煤机会有部分存粉量，在给煤量不变的情况下，磨煤机内的存粉会被增加的一次风流量带出，从而在短期范围内对机组负荷和主蒸汽压力造成一定量的影响。因此可以得出，对于一次风流量的动态补偿可以有效地对存粉进行利用，不但有利于抑制锅炉迟延和惯性的特性，也有利于使机组快速变负荷能力得到有效的改善。

在中速磨煤机正压直吹式制粉系统中，旋转分离器转速起着重要的作用。它的主要功能是保证吹入炉膛内燃烧的煤粉细度，对实现制粉系统存粉利用同样起着至关重要的作用，因此可以作为另一个重要参数。在实际的工业现场中，当煤质或者煤种不发生变化的时候，旋转分离器转速通常保持为一个定值，不发生改变，只有当煤种改变时，为了能够提高分离效率，减小循环倍率，旋转分离器转速才会依据具体的煤种发生相应的变化。事实上，煤粉的分离效率直接受到旋转分离器转速的影响，从而直接决定制粉过程的迟延和惯性时间。如果机组运行在升负荷的状态下，短周期内给予旋转分离器降低转速的指令，可以将拥有较大直径的颗粒存粉吹进锅炉中进行燃烧，显然这一定程度上对锅炉的响应速率进行了提升，以此类推，如果机组运行在降负荷状态下，短周期内给予旋转分离器提高转速的指令，同理会使得进入锅炉的煤粉量降低。显然，通过旋转分离器转速的动态前馈也能够深度利用制粉系统存粉，实现锅炉响应速率的快速提升。

3.锅炉系统蓄能

在机组协调控制过程中，系统变负荷速率及能力往往会受到锅炉蓄能的影响。在实际的工业现场里，锅炉侧的汽水工质和管道金属往往会蓄有大量的蓄能，因此如果将锅炉蓄能充分利用起来，在变负荷初期快速调节主汽门开度，就在一定程度上改善了机组变负荷速率。事实上在以“炉跟机”为基础的机炉协调控制系统中就是利用了锅炉蓄能，根据电网调度初期的需求，快速调节主汽门开度以实现满意的效果。

图1-33给出了典型汽包炉机组的结构示意图，显然燃料量对锅炉蒸发量起着重要的作用。由于汽包可以暂时维持能量平衡，蒸汽温度可以保持基本不变；而当汽轮机调门开度变化时，机组负荷、机前压力、汽包水位经过波动后会恢复稳定。因此可以看出，给水控制系统、汽温控制系统与机炉协调控制系统呈现出弱耦合关系，进行单独控制也十分合适，故将汽包锅炉单元机组视为双输入双输出的被控对象。

4.回热系统蓄能

1995年，“Condensate Throttling（凝结水节流）”由SIEMENS提出，迅速运用到火电机组控制之中。在快速变负荷工况下，“Condensate Throttling”首先被阐述为利用短时间内迅速切断各级低压加热器的抽汽量，而达到瞬间可以使得机组升荷。在SIEMENS节流策略中，首先应利用快关阀来满足快速变负荷的目的，这就要求在各级低压缸抽汽管道中加装快关阀。但是在国内绝大部分火电机组设计中，低压缸抽汽管道中还未加装调阀，所以造成SIEMENS策略无法在国内的火电机组内使用。

事实上，在凝结水系统中，可以利用短时间内迅速控制除氧器上水电动门开度范围或者凝泵频率大小，改变凝结水流量就能达到相对应的快速变负荷的要求。图1-34所示为火电机组汽轮机低压缸回热加热系统结构。

由图可见，在回热系统中，热源是汽轮机抽汽，它用来加热锅炉给水/凝结水，而后冷凝成为饱和水。同时利用逐级回流的结构将饱和水逐级进入下一级加热器，其中高压加热器的疏水最终至除氧器，而低压加热器的疏水最终至凝汽器热井。

5.热网系统蓄能

热网系统的热源来自中压缸排汽（见图1-35）。排汽将会被分成两路去往两个串联在一起的热网加热器，经过加热释放能量之后再经热网疏水泵进入除氧器。逆止阀、EV阀、隔离阀都安装在两路管道上。此外，两个热网加热器连续加热热网回水，回水通过热网循环泵升压后再至管网供热。

不一样的执行机构都可以被选择用热网蓄能来使机组发电负荷产生变化。在实际工业现场中，通常可以使用LV蝶阀开度控制，从而使得供热负荷与发电功率的比例在理想范围之内。然而LV蝶阀也有一定的缺点，比如机组工作在高负荷时灵敏度不够高，这就使得有一些机组会用EV阀作为替代用来使机组负荷快速变化。

6.冷端系统蓄能

在保持汽轮机入口蒸汽参数和各级抽汽参数不变的情况下，排汽压力变化时，会直接改变低压缸末级的排汽压力比，进而改变低压缸末级的级间效率，这种情况下，低压缸的有效焓降就会发生变化，进而影响机组功率。以排汽压力降低为例，排汽压力降低会直接增加蒸汽在低压缸内的有效焓降，换句话说，就会增加蒸汽在低压缸内的做功能力，这种情况下，短时间的排汽压力下降会快速增加汽轮机的功率输出；反之短时间内排汽压力的升高会快速降低汽轮机的功率输出，这种情况下，在升降负荷过程中，可以通过快速改变低压缸排汽压力，以实现机组负荷的快速调节。

汽轮机排汽压力的大小取决于凝汽器的冷却效果，一般情况下，冷却效果取决于两个方面：①冷却工质流量；②冷却工质温度。对于湿冷机组而言，影响冷却效果的就是循环水流量和循环水温度；对于空冷机组而言，影响冷却效果的就是循环风机循环风流量和环境风温度。考虑到冷却工质温度是一个不可控参数，它可能受季节交替、昼夜温差等多重因素的影响，因此它只能作为一个外部扰动因素来考虑。相比而言，冷却工质流量是可控参数，可以通过改变变频循环泵频率或工频泵组合台数、循环风机频率改变冷却工质流量，进而影响冷却效果，短时间内增减低压缸的做功能力，这就是机组冷端系统蓄能利用辅助参与机组快速变负荷的基本原理。

本节主要针对空冷机组冷端系统蓄能利用展开研究，空冷机组变频调节方便，且可以实现循环风流量的连续调节，直接式空冷机组结构示意图如图1-36所示。

由图可见，直接空冷机组的排汽通过管道连接到翅片换热管束，翅片换热管束呈屋脊式分布，在循环风机的鼓吹作用下，冷却空气从下方吹向翅片换热管束，实现对排汽的冷却作用，蒸汽经冷却后凝结成水，再通过凝结水泵打到除氧器中，形成闭环。

1.5.2 火电机组多蓄能协同调度控制技术

本节在研究火电机组蓄能特性分析及建模的基础上，提出了一种火电机组多蓄能协同调度控制关键技术，该技术提供了一套多蓄能协同调度全局优化解决方案，通过设计应用多蓄能协同调度系统、分布式蓄能控制系统以及多蓄能在线评估系统，系统全面地提升火电机组快速爬坡能力，以适应新形势下的电网调度要求。

1.多蓄能调度控制全局优化方案

（1）多蓄能系统特点及局限性

想要设计多能源协同控制策略，需要先了解多蓄能系统的优缺点，由于多蓄能控制系统由锅炉控制系统、回热控制系统、冷端控制系统、热网控制系统和制粉控制系统等部分组成，因此要了解多蓄能系统就必须对其组成部分的每个子系统加以了解，以下将对其子系统逐个进行分析。

1）制粉控制系统蓄能。指的是磨煤机的磨盘上残留煤粉中储存的能量。在磨煤机正常运行过程中，如果增大一次风压，同时降低磨煤机的转速，磨煤机上残留的煤粉会迅速地吹到锅炉中燃烧，并迅速产热，煤粉中蓄能弥补了磨煤机给煤、磨煤、制粉过程中产生的大迟延和大滞后，改善了系统的响应。但是，该系统中存在着严重的耦合现象，在增大一次风压、降低给煤机转速的同时，磨煤机的出口温度和一次风流量可能会出现较大的波动，所以此时需要设计合理的解耦系统，以解除耦合现象。另外，在增大一次风压的同时为了保证系统的安全运行，需要考虑一次风机的额定电流，如果电流超过额定值，则在保证安全运行的条件下需要合理地设置一次风压前馈补偿装置对一次风压进行补偿。同时，磨煤机的转速会影响磨煤的快慢和煤粉的粗细，所以应该考虑锅炉的炉壁温度、蒸汽温度、锅炉负荷以及飞灰中的含碳量等因素，从而合理地设置磨煤机转速前馈补偿装置。

2）锅炉系统蓄能。指的是锅炉中的水、水蒸气以及金属管等包含的能量。电厂协调控制系统中的“炉跟机”控制方案就是运用了这一部分的蓄能，在电厂负荷增加时，打开主蒸汽压力调节阀使锅炉蓄能快速地满足负荷的需要，从而快速响应电网一次调频和AGC指令。但是锅炉控制系统蓄能是有限的，同时锅炉侧从磨煤制粉、燃烧放热、给水蒸发产生水蒸气的过程反应慢，存在较大的迟延，是一个大迟延、大滞后系统，所以如果锅炉协调控制系统过度地利用锅炉控制系统的蓄能，可能会导致主蒸汽压力波动振荡较大，甚至不稳定的情况。但在锅炉负荷响应起始阶段可以通过调节主蒸汽阀门开度使系统的响应快速地跨越调节死区，同时可以在锅炉侧设置合理的燃料量前馈补偿系统，在主蒸汽压力偏小时，增加燃料量的供给，使主蒸汽压力回到正常值，前馈补偿具有快速作用以弥补反馈控制系统调节缓慢的缺点。在对控制性能指标要求不严格时，可以通过调节主蒸汽阀门的开度，利用锅炉侧储蓄的能量来快速地满足外界负荷的需求，这时需要配合锅炉侧燃料控制系统加大给煤量以迅速弥补蓄能的消耗，燃料通过燃烧可产生更多的热量，从而快速地提升主蒸汽压力。但主蒸汽压力长期地偏离正常值，会影响系统的寿命和安全性，因此需要设计合理的锅炉协调控制系统。

3）回热系统蓄能。指的是发电过程中凝结器、除氧器和各级加热器等设备所储蓄的能量。凝结器节流快速变负荷控制技术就是利用了回热控制系统的蓄能，通过快速地改变凝结水的流量来打破各级加热器的能量平衡，从而提升机组变负荷运行的能力。在变负荷控制的初期阶段，凝结器通过节流可以在15min以内完成对机组变负荷运行的调节。机组负荷变化的速率最快可以达到每分钟6%额定功率的变化。凝结水节流调节法适用性强，可以运用在各种发电机组中，在除氧器水位调节有一定控制裕度的情况下，只要凝结水能够跟踪除氧器给水指令或凝结水泵变频指令的情况下，都可用凝结水节流策略跟踪外界负荷变化。但是凝结水节流变负荷控制会受到除氧器蓄能能力的制约，调节时间比较短，在正常运行状态下，凝结水节流控制能持续2min左右，当除氧器水位到达正常水位时，凝结水节流提升机组响应负荷能力的作用就会消失。此外，凝结水节流调节能力还受到机组稳态工况时凝结水流量的制约。当机组处于高负荷时，凝结水流量高，此时除氧器给水阀门开度和凝结水泵几乎处于最大工作状况下，凝结水节流反向能力受到制约；当机组处于低负荷时，虽然除氧器给水阀门和凝结水泵还有调节的裕度，但此时凝结水流量较低，凝结水节流正向能力受到制约。

4）热网系统蓄能。指的是系统热网管道中热网水所含有的能量。利用供热用户对供热品质不敏感的特点，机组可以通过供热抽汽节流的方式，从而利用热网控制系统的蓄能短时间内快速地调节LV阀门和EV阀门来改变进入低压缸的蒸汽量，进而快速响应电网的一次调频和AGC指令。通过供热抽汽节流的方式，在低压缸安全运行的条件下，热网控制系统储能协同方式可以有效地提升系统响应外界负荷变化的速度。在浅度供热期，供热流量小，通过抽汽节流的方式调节的流量也较小，对机组的正向调节能力小，方向调节能力大；相反，在深度供热期，供热流量大，通过抽汽节流的方式调节的流量也较大，此时对机组的正向调节能力大，反向调节能力小。同时，热网系统蓄能协同控制也受季节的影响，在非供热的季节，就不能通过抽汽节流的方式改善系统响应外界负荷变化的速度。即使在供热季节，热网控制系统蓄能协同控制也会受到供热公司对供热品质要求的影响，这是因为在热网蓄能协同控制时，需要考虑供热温度偏移正常指标的程度以及时间，当然，在供热公司对性能指标要求不严格时，通过抽汽节流的方式改善系统响应外界负荷变化的速度不失为一种有效的方式。但是，如今对供热品质的要求越来越高，通过抽汽节流方式改善系统响应外界负荷变化的速度已不是长久之计。

5）冷端系统蓄能。指的是凝汽器中工质所包含的能量。当蒸汽初参数不变的条件下，凝汽器的冷却效果能够决定汽轮机末级排汽焓等乏汽终参数和汽轮机的末级排汽压力的值，对于固定的凝汽器和机组，冷却工质的入口温度和流量能够决定冷却效果。当空冷机组的环境在已知的温度条件时，冷却工质的流量能够确定乏汽终参数。所以，对机组输出功率的调节可以通过控制凝汽器的冷却工质流量大小，进而控制汽轮机乏汽终参数来实现。若要通过凝汽器内部冷却工质的节流控制实现对机组功率的连续、快速调节的目的，则需要保证凝汽器冷却工质的流量能够实现连续、快速的变化。机组功率的快速调节，对于空冷机组而言，采用变频调节方式就能快速地、高效地改变循环风流量。但季节因素对空冷机组采用节流快速变负荷控制的影响比较大，在冬季时，环境温度比较低，需要对空冷机组做防冻保护处理，会使凝汽器工质节流的调节裕度降低。在夏季时，环境温度比较高，机组背压较高，即使在循环风机转速全开的情况下，依然会出现背压过高进而被迫降负荷运行的情况，导致凝汽器的冷却工质节流无法施展。

（2）多蓄能协同控制解决方案

由上述多蓄能系统的优缺点可知，各控制系统蓄能在一定程度上都可以改善火电机组响应外界负荷的能力，但系统运行的安全性和经济性或多或少都会受到制约。因此，综合考虑各控制系统蓄能特性，提出了一种火电机组多蓄能协同控制解决方案，该方案包括多蓄能协同调度系统、分布式蓄能控制系统以及多蓄能在线评估系统，具体结构框图如图1-37所示。

由图可知，该方案改变了传统仅机炉协调控制系统参与响应电网调度指令的局面，提出了全新的火电机组多蓄能协同控制调度两层体系结构。在调度层，考虑各系统蓄能的耦合关联性，通过蓄能间的有机协作，提升火电机组的爬坡速率。在控制层，将传统的机炉协调控制系统发展为分布式蓄能控制系统，在机炉协调优化的基础上，充分利用各系统蓄能潜力提升火电机组的爬坡速率。方案包括承担上层电网调度指令处理及优化分配任务的多蓄能协同调度系统，承担下层具体控制任务的分布式蓄能控制系统以及承担蓄能状态检测任务的多蓄能在线评估系统。

1）多蓄能协同调度系统。多蓄能协同调度系统中的电网调度指令处理及优化分配模块，接收一次调频调度指令和电网AGC指令、机组安全稳定性要求、热网供水温度要求以及运行人员设定爬坡速率，根据多蓄能在线评估的结果，结合电网“两个细则”指标对电网调度指令进行处理及优化分配。负荷指令处理过程采用信号多尺度分解的方式，将电网调度指令分解为适应各系统蓄能响应特性的协同调度指令。对于下发到制粉系统蓄能协同控制系统的调度指令，主要以前馈的方式叠加在旋转分离器转速和一次风压的设定值上。对于下发到机炉协调控制系统的协同调度指令则充分考虑锅炉蓄能潜力，构造能够跨出负荷调节死区的负荷预调节指令，并叠加在限速后负荷指令上。对于下发到冷端系统、热网系统以及回热系统的协同调度指令要根据各系统的响应能力及速率进行构造。为了获得最优的负荷指令处理和分配结果，还应当对信号多尺度分解中的关键参数进行寻优，目标函数取机组稳定性指标、供热性能指标以及电网“两个细则”指标的加权和，约束条件取各系统蓄能响应能力及速率的高低限，寻优算法可采用粒子群算法、遗传算法等人工智能算法。

2）分布式蓄能控制系统。分布式蓄能控制系统主要由冷端系统蓄能协同控制系统、回热系统蓄能协同控制系统、制粉系统蓄能协同控制系统、机炉协调优化控制系统以及热网系统蓄能协同控制系统等组成。由于从锅炉侧给煤量变化到主蒸汽压力的响应过程存在较大的惯性和迟延，因此融合传统的解耦控制理念和前馈控制，采用基于预测控制算法设计机炉协调优化控制系统。由于制粉系统是一个传统的单回路、多变量控制系统，难以适应快速变负荷时磨出口温度耦合扰动和一次风流量的影响，因此提出了制粉控制系统解耦控制方案，并根据制粉系统蓄能协同调度指令构造旋转分离器和一次风压的前馈补偿量，叠加在相应的设定值上，以提高变负荷初期的磨煤机的出粉速度。对于冷端系统、热网系统蓄能协同控制技术，根据各系统的安全运行边界，设计了详细的蓄能协同控制的首出切除调节和投入允许条件，同时在机炉协调控制中将各系统蓄能产生的负荷增量刨除，避免蓄能利用过程对机炉协调控制系统的耦合影响。

3）多蓄能在线评估系统。多蓄能在线评估主要对蓄能系统蓄能的响应能力、蓄能的响应速率和安全边界进行评估；锅炉蓄能的响应能力主要根据蒸汽参数的安全裕度和锅炉蓄能系数进行评估，以降负荷为例，主蒸汽压力允许欠压越小，锅炉蓄能系数越小，锅炉蓄能的响应能力越小；锅炉蓄能的响应速率主要根据节级的振动情况以及综合阀位的线性度来评估，阀门线性度越好，快开过程中调节级振动越小，锅炉蓄能的响应速率就越快。对于制粉蓄能，其响应能力主要根据磨电流和磨差压表征磨内存粉量的关键参数，即磨内存粉量来评估，排除旋转分离器转速、一次风压以及磨煤机出力的影响，磨差压和磨电流越高，磨内存粉量越多，制粉系统蓄能的响应能力就越大；其响应速率主要根据炉内燃烧吸热特性、旋转分离器和一次风压进行评估，在实施时，一次风压和旋转分离器转速扰动由现场试验获得。对于回热系统，除氧器水位的安全裕度决定了其响应能力，除氧器水位报警限制越宽，回热系统凝结水节流快速变负荷控制的响应能力就越强，即持续时间越长；凝结水流量的变化速率及加热器的换热特性可影响其响应速率，具体需要根据实际机组的凝结水节流试验获得。对于热网系统，其响应能力主要与供热公司考核温度裕度及持续时间有关，供热公司考核的供热温度裕度越宽，且允许偏离时间越长，热网蓄能的响应能力就越强；供热抽汽调门特性及热网加热器的换热特性可影响其响应速率，需要根据实际机组进行试验获得。对于凝汽器冷端系统，其响应能力由环境温度、冷风机转速上下限以及机组背压等诸多因素决定，需根据环境温度、季节以及背压允许值进行评估；冷却效果变化情况和风机转速调节速率会影响其响应速率，具体需要根据实际转速的扰动试验获得。

2.火电机组多蓄能协同调度

单一速率的电网调度指令构造方式对于多类型蓄能参与下的机组变负荷控制系统不再适用。由于不同的蓄能系统的动态特性不同，因此不能获得统一的限速率匹配结果。接下来将提出一种基于信号多层分解的机组电网调度指令重构方式，根据参与电网调度指令调节的多类型蓄能系统动态特性，对机组实际负荷指令进行多尺度分解。推导利用信号处理环节 N （ x ）的信号多层分解方法原理如下。

信号 x ₀ （ s ）可分解为

令 x ₁ （ s ）=[1 -N ₁ （ x ）] x ₀ （ s ）， x _c1 （ s ）= N ₁ （ x ） x ₀ （ s ），对 x ₁ （ s ）继续分解得到：

同理令 x _i （ s ）=[1 -N _i （ x ）] x _{i -1} （ s ）， x _{c i} （ s ）= N _{i -1} （ x ） x _{i -1} （ s ），则：

以此类推，将 x ₀ （ s ）分解 n 次可得：

以上公式中，信号处理环节可以是非线性环节，如速率限制环节，也可以是线性环节，如滤波器组。选择不同的速率限制环节 N _i （ x ），可以构造速率组，速率组{ R ₁ ， R ₂ ，…， R _n }包含了不同速率的速率限制环节，其中编号 i 越大，输出信号的最大变化速率 R _i 越大，输出信号特性就越接近于原始信号。

根据模型特性及经验给出上述电网调度指令的多尺度分解，最优的运行效果在实际投运过程中很难达到。为了更加针对性地提高负荷指令处理及分配效果，提出一种在线优化分配的负荷指令方法，该方法借助遗传算法，以给煤量超调量指标、AGC“两个细则”指标 K _p 、供水温度平均IAE指标、主蒸汽压力平均IAE指标的加权和为适应度，对限速值和限幅值在负荷指令处理过程中进行寻优。负荷指令在线优化分配流程如图1-38所示。

理论上，对于单次变负荷过程而言，适应度函数不应当考虑IAE指标，而是考虑ITAE指标，但机组在实际变负荷过程中，由于每次变负荷增量不同，统计时间也不同，不同变负荷增量下的ITAE不同，并且ITAE指标又无法像IAE指标那样取平均值，因此采用平均IAE指标对主蒸汽压力和供水温度统计。基于上述分析，构造的适应度函数为

式中， W ₁ 、 W ₂ 、 W ₃ 、 W ₄ 为权重； 分别为主蒸汽压力和热网供水温度的平均IAE指标； 为给煤量超调量； 分别为主蒸汽压力和热网供水温度的IAE指标；Δ t 为IAE指标的统计时间。

采用信号多尺度分解的方法，分解某600MW机组的电网调度指令，则可以得到各系统蓄能调度指令（见图1-39）。

由图可见，相比于限速后的机组负荷指令，考虑所有蓄能的负荷指令更超前，整体调节速率和响应时间指标得到了大幅提升。在实际运行过程中，下发到制粉系统的蓄能调度指令是一个短时间内的超调指令，其主要用于折算一次风压和旋转分离器前馈补偿量，叠加在一次风压设定值和旋转分离器设定值上；下发到机炉协调控制系统的协同调度指令是“考虑锅炉蓄能的负荷指令”，相比原来的限速后的机组负荷指令，考虑锅炉蓄能的负荷指令叠加了锅炉蓄能调度指令，在变负荷初期充分利用锅炉蓄能，通过快开主汽门，迅速跨出负荷调节死区，在变负荷后期恢复至原有的变负荷速率；考虑到回热系统和热网系统蓄能的响应速率较快，构造了一个响应较快的蓄能调度指令，相反，冷端系统蓄能响应速率较慢，所构造的蓄能调度指令也较平缓。

3.制粉系统蓄能协同控制

（1）磨出口煤粉流量预估补偿控制

在火电机组实际运行过程中，即使将锅炉主控和汽机主控解除转为手动控制，保持给煤量、送风量、给水量（直流炉）和主汽门开度等指令不变，机组主蒸汽压力、中间点焓/温度（直流炉）和机组负荷仍然在波动，这是由于火电机组运行在一个极其复杂恶劣的环境中。在这个环境中，能够打破火电机组稳态运行的因素太多，如煤质煤种变化、给煤量内扰、燃烧火焰脉动、火焰中心偏移、受热面结焦等。理论上讲，在火电机组实际运行过程中，根本不存在绝对的稳态工况，所谓的稳态工况也只是人为设定的一个可容忍范围。从制粉系统层面来讲，克服给煤量内扰是提升其出力控制精度的关键，也是火电机组稳定运行的保障，尤其在低负荷工况下，炉膛内温度场温度水平下降，给煤量内扰很容易引起锅炉灭火事故，引起不必要的经济损失。

为了克服给煤量内扰，深入分析了磨出口煤粉流量产生机理，发现磨出口煤粉流量与磨出入口差压和磨内煤粉存储量成正比，而磨出入口差压又与一次风流量的二次方成正比，与给煤量相比，一次风流量的迟延时间小，所以一次风流量的变化特性更能够反映磨出口煤粉流量的变化。基于这一结论，提出了一种磨出口煤粉流量预估补偿控制方法，该方法根据磨出口煤粉流量设定值与预估值的偏差，对一次风流量设定值进行补偿校正，达到最佳一次风流量设定值。使得当给煤量内扰发生，磨出口煤粉流量偏离时，能够迅速增减一次风流量，来克服给煤量内扰对制粉系统出力的影响，从而提高制粉系统出力的控制精度。

图1-40所示为磨出口煤粉流量预估补偿控制原理框图。由图可见，首先将磨出口煤粉流量设定值与基于制粉系统模型状态估计获得的磨出口煤粉流量预估值做差，而后对其差值进行标定和限幅，其结果与一次风流量设定值做和，经限幅后形成最佳的一次风流量设定值。当机组负荷处于动态变化过程时，以降负荷为例，单台磨的出力要求迅速降低，即磨出口煤粉流量设定值降低，但由于制粉过程存在迟延和惯性，使得基于模型状态估计获得的磨出口煤粉流量降低缓慢，此时磨出口煤粉流量设定值和预估值形成反向偏差，经 F （ x ）标定和限幅后，向一次风流量设定值叠加一个负的偏差，使得一次风流量的设定值迅速降低，磨内存粉吹出量减少，从而降低锅炉响应慢对机组变负荷能力的影响。当机组处于稳态运行时，倘若发生给煤量内扰，导致磨出口煤粉流量预估值暂时偏离其设定值，以预估值升高为例，则磨出口煤粉流量的设定值和预估值会形成反向偏差，经 F （ x ）标定和限幅后，向一次风流量设定值叠加一个负的偏差，使得一次风流量的设定值迅速降低，磨出口煤粉流量迅速降低，减少机组主蒸汽压力等主要运行参数的波动。

（2）一次风压和分离器转速前馈补偿控制

在动态变负荷过程中，为了充分利用磨煤机中的存粉，还提出了一种一次风压和分离器转速动态前馈补偿控制策略，该方法根据制粉系统蓄能协同控制指令，折算成能够与一次风压和旋转分离器转速叠加的动态前馈，当变负荷信号来临时，提前改变一次风压和分离器转速，迅速改变磨煤机的出粉量，从而提高锅炉响应速率，具体控制过程如图1-41所示。

1.5.3 多蓄能协同调度控制技术工程应用

本节以山西某电厂两台600MW亚临界汽包炉火电发电机组作为工程应用对象，对火电机组多蓄能协同调度控制关键技术展开应用研究。在实际应用过程中，由于该厂的两台机组未参与热网供热，因此仅采用制粉系统蓄能、锅炉系统蓄能、回热系统蓄能以及冷端系统蓄能来提升机组的爬坡速率。根据华北电网某中调公司公布的该厂AGC考核数据，机组最快爬坡速率达到30MW/min，相当于5%Pe/min，已达到国际先进水平。连续一个月AGC“两个细则”综合性能指标 k _p 超过4.0，最高达到5.2，高度适应了电网调度需求。

1.机组简介及问题分析

（1）机组设备情况

锅炉采用上海锅炉厂制造的亚临界参数∏型汽包炉；汽轮机采用上海汽轮机有限公司设计制造的亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机；发电机采用上海汽轮发电机有限公司生产的QFSN-600-2型600MW汽轮发电机。两台机组集散控制系统（Distributed Control System，DCS）由北京ABB贝利控制有限公司提供。

（2）存在的问题

1）两台600MW机组跟随电网AGC的能力较差，在动态变负荷过程中，主蒸汽压力偏差较大；由于汽轮机侧对主蒸汽压力拉回的作用较强，机组实际负荷响应速率慢且偏离AGC指令较大，同时锅炉煤量波动大，过燃调节严重，且调节过程滞后。

2）两台600MW汽包炉机组AGC性能考核指标长期偏低，且非常不稳定，尤其是调节速率 k ₁ 和响应时间 k ₃ 偏低， k ₁ 指标平均值为1.0左右， k ₃ 指标平均值为1.2左右，综合性能指标 k _p 值为2.5左右，无法达到电网竞标要求，AGC考核惩罚电量严重偏高（见表1-3）。

2.机组多蓄能协同调度控制

目前，项目涉及的先进控制算法和复杂计算已采用C语言的形式封装入通用电气公司生产的可编程逻辑控制器（Programmable Logic Controller，PLC）中，并且基于复杂算法的优化控制逻辑也已在PLC中组态实现，PLC的硬件和配置如图1-42所示。从图中可以看出，PLC配有扩展背板（型号：IC695CHS007）、电源适配器模块（型号：IC695PSD040）、通信模块（型号：IC695CMM002）和处理器模块（型号：IC695CPE305）。

在实际应用中，通过CMM卡和COM卡建立PLC与DCS的通信。PLC实时读取DCS的运行参数，计算控制指令并将其写回DCS。当策略投入运行时，下发到机组对象的控制命令来自PLC；相反，当策略被切断时，下发的控制指令来自原始的DCS。

此外，对于部分实现过程简单的优化控制逻辑，本项目基于原有算法模块，在原有DCS中进行组态实现。

（1）制粉系统蓄能协同控制

在机组变负荷过程中，以升负荷为例，在变负荷初期通过迅速提高一次风压和降低旋转分离器转速，提高制粉系统出粉量，弥补锅炉变负荷初期响应慢的问题。考虑到这部分内容采用简单的逻辑组态就可以实现，因此在原ABB系统中进行组态和调试。

（2）锅炉系统蓄能协同控制

锅炉系统蓄能协同控制主要包括锅炉主控优化和汽机主控优化两部分，具体实现过程如下。

1）锅炉主控优化。

经查看原锅炉主控策略发现：

①锅炉主控反馈控制策略不当。原锅炉主控PID输入的设定值和反馈值是主蒸汽压力，没有考虑锅炉蓄能的变化情况，这种间接能量平衡控制策略容易导致锅炉主控（燃料量）大幅波动，不利于机组的稳定运行，尤其在快速变负荷工况下容易恶化。

②锅炉主控动态前馈控制策略不当。汽机主控动态前馈控制采用限速后负荷指令进行微分，前馈作用过强，且在变负荷过程中一直存在，容易导致锅炉主控大幅波动，尤其在快速变负荷过程中，机组燃料量波动将大幅增加。

考虑到锅炉主控存在大迟延、大惯性特性，传统的PID+前馈的组态方式难以满足新形势下的需求，因此采用外挂GE PLC的方式，独立开发了预测控制算法模块，并在该算法模块的基础上，设计了锅炉主控优化控制策略。锅炉主控优化实施方式如图1-43所示。

2）汽机主控优化。

经查看原汽机主控策略发现：

①目标负荷与电网调度指令间存在死区。机组对电网调度指令响应存在一个±0.9MW的死区，也就是说机组响应电网AGC指令的过程中，目标负荷一旦进入±0.9MW调节死区就不再变化，根据电网“两个细则”考核规则，0.9MW的负荷调节偏差对调节精度影响很小，因此将该调解死区缩小至0.1MW。

②汽机主控设定值构造不当。汽机负荷指令由限速后负荷指令叠加上自身的微分项，相当于在限速后负荷指令上叠加了一个动态的部分，变负荷结束时，限速后负荷指令会拉平形成拐点，由此产生的微分项会使负荷反调，这是电网考核中最不想看到的AGC调节方式，因此需对汽机负荷指令进行重构。

考虑到汽机主控变化对机组负荷的响应过程较快，且对实时性和安全性要求较高，因此在原ABB系统中，采用逻辑组态的方式对汽机主控进行优化，汽机主控设定值和反馈优化如图1-44所示，汽机主控前馈优化如图1-45所示。

在限速后负荷指令的基础上，增加锅炉蓄能协同调度指令，在变负荷初期充分利用锅炉蓄能，通过快速调节主汽门开度，使得机组负荷迅速跨出1%负荷调节死区。同时将锅炉蓄能协同调度指令折算成阀门前馈补偿量，在负荷台阶来临时，通过前馈迅速调节阀门开度，克服反馈调节缓慢的问题。

（3）回热系统蓄能协同控制

经查看原凝结水系统控制策略发现：凝结水节流系统原本的主要运行模式为：凝泵变频控水位，除氧器上水阀控泵出口压力。

接下来将增加凝泵变频调负荷的回路，与凝泵变频控水位做切换（见图1-46），除氧器上水阀的控制模式不变。

凝结水功率设定值取适应回热系统蓄能响应特性的协同调度指令，考虑到该模型较复杂，因此在PLC中实现节流功率增量的计算（见图1-47）。

在凝结水节流实际投运过程中，需要密切监视除氧器水位、凝泵出口压力以及凝结水量等关键参数，因此，在考虑这些安全边界的基础上，在ABB系统中搭建了凝结水节流投切逻辑（见图1-48）。

（4）冷端系统蓄能协同控制

经查看原冷端系统控制策略发现：循环风机转速控制采用了串级控制模式，外回路控制机组背压并给出转速设定值，内回路控制风机平均转速。

接下来将增加风机变频调负荷的回路，与风机变频控背压做切换（见图1-49）。

冷却工质节流功率设定值取适应冷端系统蓄能响应特性的协同调度指令，考虑到该模型较复杂，因此在PLC中实现节流功率增量的计算。

在冷却工质节流实际投运过程中，需要密切监视机组背压和风机转速等关键参数，因此，在考虑这些安全边界的基础上，在ABB系统中搭建了冷却工质节流投切逻辑（见图1-50）。

3.整体技术应用效果

自山西华光电厂#3、#4机组多蓄能协同调度控制技术投运以来（见图1-51和图1-52），机组负荷能够紧密跟随电网AGC指令，主汽压控制过程平稳，具有良好的收敛性。在变负荷过程中，主汽压最大偏差仅±0.55MPa，变负荷结束时能够迅速稳定在设定值附近。给煤量调节曲线与机组负荷曲线基本一致，几乎无超调，减小了锅炉过燃调节，使得主汽温最大波动仅±3.2℃，再热汽温最大波动仅±6.3℃，提升机组AGC响应能力的同时，保证了机组的安全、稳定运行。

在AGC“两个细则”考核方面，实际爬坡速率最高可达29.4MW/min（4.9%Pe/min），远高于电网要求的1.5%Pe/min，领先国内同类机组，达到国际先进水平（4%Pe/min）；实际调节精度最低可达1MW，相当于0.17%Pe，远低于电网要求的额定精度1%Pe；实际响应时间最短可达15s，远小于电网要求的60s。电网AGC“两个细则”综合性能指标 k _p 连续一个月超过4.0，最高可达5.27，高度适应了电网调度需求。

在经济效益方面，连续30天在电力现货交易市场中中标，月最高补贴收益达到7.5万元，年平均收益至少为2000万元，投资回收期不到1个月，投资回报率极高。