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摘 要：本文以某电厂超临界燃煤机组为例，对其锅炉主控制系统与汽轮发电机主控制系统的控制策略展开了探讨与分析。特别是对机组协调、锅炉主控、汽机主控、给水控制、燃料控制、水煤比控制、引风机控制、送风机控制、一次风机控制等主要回路的控制策略重新进行了设计及控制逻辑组态，以保证控制功能满足超临界机组运行要求。
关键词：超临界机组；热工控制系统；模拟量；协调逻辑优化
机炉协调控制系统普遍用于大型火力发电机组中，该系统对锅炉与汽轮发电机实行一体化控制，消除锅炉控制系统与汽轮机控制系统动态特征之间的不同点，确保这两个系统能够协调运行，锅炉与汽轮发电机满足电网负荷变化的要求，最终实现机组调频、调峰的最佳性能，确保锅炉与汽轮机发电机运行的安全性、稳定性和经济性。特别是对机组协调、锅炉主控、汽机主控、给水控制、燃料控制、水煤比控制、引风机控制、送风机控制、一次风机控制等主要回路的控制策略重新进行了设计及控制逻辑组态，以保证控制功能满足超临界机组运行要求。
前言
本文針对350MW超临界发电机组协调控制系统的控制策略涉及的有关的技术问题进行阐述。谨撰此文，不足之处，请指正。
1.模拟量控制系统主要内容
1） 机炉协调控制；2） 汽机跟随控制；3） 水煤比控制；4） 燃料主控调节；5） 锅炉给水流量调节；6） 氧量调节及总风量调节；7） 炉膛负压调节；8） 一次风母管压力调节；9） 给煤机煤量调节；10）磨煤机一次风量调节；11）磨煤机出口温度调节；12）磨煤机旋转分离器控制；13）二次风挡板控制；14）过热蒸汽温度调节；15）再热蒸汽温度调节；16）高压旁路阀压力、温度调节；17）低压旁路发压力、温度调节；18）凝汽器水位调节；19）除氧器水位调节；20）高、低加水位调节；21）间冷扇区回水温度调节；22）其它单回路自动控制。
2.1控制功能及自动试验优化
1） 根据主、辅机设备的运行要求，进一步分析、确认 MCS的 SAMA 图和组态图。2） 在控制机柜安装完毕后上电测试，确认 DCS 硬件完好无损，系统软件和应用软件正确装入。3） 确认现场仪表和执行机构接至 DCS 端子柜、中间端子柜的接线正确。4） 通过键盘软手操，确认各执行机构开关合格。5） 从分系统调试开始，逐步确认各进入 MCS 的测量信号是否正确，对有关信号进行量程设定、报警限值设定和必要的补偿计算，促使测量信号准确化。6） 根据主、辅机设备资料和控制要求，对各子回路的静态参数（例如信号匹配和函数发生器等）进行设置，对组态图中不符合现场要求之处进行修改。
2.2 机组运行方式
1）机炉协调控制根据机组运行工况形成下面所列的适当的锅炉和汽机指令。
锅炉主控指令；汽机主控指令；机组变负荷前馈指令。
2）这些指令间的关系取决于选择的运行方式，机组有以下四种运行方式：
3）机炉协调控制方式（CCS）；汽机跟随控制方式（TF）；锅炉跟随控制方式（BF）；机组手动控制方式（MAN）。
2.3 协调控制回路的总体说明
协调控制回路使用目标负荷与机组实际负荷相比较。目标负荷信号通常由操作人员手动给出，或来自于电网调度指令。目标负荷经过限幅器后产生限幅后的负荷指令。限幅后的负荷指令通过一个速率限制器，该速率限制器根据预先设定的限值来限制目标负荷的变化率，如果目标负荷的变化率小于所选定的限制率，目标负荷将不受限制地向后传递；如果目标负荷的变化率大于所选定的限制率，目标负荷将只能以该速率限制器所选定的最大变化率向后传递。限速后的目标负荷信号被送到一个加法器中。在这个加法器上，给目标负荷加上一个由频率偏差计算的负荷修正信号，以补偿系统频率偏差。经频率修正后的负荷指令即机组给定负荷指令，机组给定负荷信号分配给汽机主控和锅炉主控。去汽机主控的机组给定负荷信号用于和机组的实际功率相比较后经汽机主控调节器计算产生汽机流量指令（即阀位参考指令）。去锅炉主控的机组给定负荷信号被送到一个加法器，在那里加上主蒸汽压力的校正信号，然后通过 RB 切换器送到诸如给水、燃料量、总风量等相关的锅炉子控制回路。
2.4 机组主控
机组目标负荷信号受所允许的负荷范围以及负荷变化率限制后形成机组给定负荷指令，锅炉主控及汽机主控根据机组给定负荷指令完成锅炉燃料、给水、风量及机组实发功率的调整。
2.4.1 目标负荷设定
在机炉协调控制方式下，机组的目标负荷可以由运行人员手动设定，也可以接受中调来的负荷指令信号。如果机组不在机炉协调控制方式下，目标负荷跟踪机组实发功率。在不接受中调指令时，目标负荷可在机炉协调画面的目标负荷设定区设定。
2.4.2 负荷变化率设定
为了防止机组给定负荷指令出现阶跃变化对机组及控制系统产生大幅度的冲击，机组主控设计了负荷变化率限制功能，目标负荷经负荷变化率限制后才能产生给定负荷指令。负荷变化率采用手动设定，可在机炉协调画面的负荷变化率设定区设定。
2.4.3 机组负荷上限、下限
为防止机组负荷指令超越预期值，机组主控设计了机组负荷指令的上限和下限，在 CCS 方式时可由运行人员设定机组负荷的上限和下限，机组目标负荷经上限和下限限制后形成机组给定负荷指令。
2.4.4 频率偏置
频率偏差校正信号加到机组给定负荷回路，以便和汽机本身的一次调频功能相适应，频率偏差校正只有在 CCS 方式才能起作用。一次调频功能有一个不灵敏区，CCS 方式下，当电网频率在不灵敏区内波动时，如果汽机本身的一次调频功能改变了机组负荷，控制系统将把负荷重新拉回到原来值。
2.4.5 机组负荷禁增、禁降 机组负荷的禁增禁降功能是为了维持机组的稳定运行并作为机组控制系統的保护手段之一。机组运行在 CCS 方式时，如果某些重要的子控制回路如给水、燃料或风量达到其控制范围的边界状态，机组将不能连续的稳定运行。当出现机组禁增或禁降条件时，相应方向的负荷变化率将强制切换到零，这时机组负荷只允许单方向变化。如果相应的重要子控制回路重新回到控制范围，该项限制不起作用。
2.4.6 机组变负荷前馈
在不同负荷下机组输入及输出能量的静态平衡是由相应的子控制回路维持，如给水、燃料和风量指令信号。但是在负荷变动时，仅有这些是不够的。考虑到锅炉的动态平衡，机组变负荷前馈指令根据相应子控制回路单独产生，并作为前馈信号加到相应的指令信号上。该前馈信号可根据机组负荷上升和下降单独调节信号的强弱。由于锅炉要富氧燃烧，对风量控制子回路，前馈信号总是增加的方向。机组变负荷前馈包括以下项目：燃料量前馈；给水流量前馈；总风量前馈；减温水前馈；烟气调节挡板前馈。
2.5 汽机主控
2.5.1 CCS 运行方式机组运行在 CCS 方式
汽机主控接受机组主控来的给定负荷信号控制发电机有功功率，保证机组实际负荷和给定负荷相等。机组运行在 CCS 方式下，如果主汽压力偏差超过控制系统内部预先设定的数值时，汽机主控将参与控制主蒸汽压力以便维持汽机输出和锅炉输入相匹配，即称为汽机调门的超驰控制（也称为压力拉回控制）。
2.5.2 TF 运行方式
机组运行在 TF 方式下时，汽机主控接受主汽压力设定回路给定的滑压设定值信号，控制机组主汽压力，保证机组主汽压力和滑压设定值相等。
2.5.3 汽机主控切手动条件
以下任一条件满足，汽机主控切为手动状态：TF 方式且非 RB 时，主汽压力与设定值偏差过大；CCS 方式下，机组负荷与设定值偏差过大；DEH 遥控切除；TF 方式下，主汽压力坏质量；非 TF 方式下，机组负荷坏质量。
2.5.4 逻辑优化内容
1） 重新构造 TF 方式下汽机主控调节回路，增加正常调节及 RB 时变参数功能。2） 对 TF 方式下汽机主控调节参数进行整定。3） 重新构造 CCS 方式下汽机主控调节回路，同时增加机组负荷指令前馈功能。4） 重新构造汽机主控手操站逻辑。TF 方式下，汽机主控接受 TF 方式下汽机主控调节回路指令；CCS 方式下，汽机主控接受 CCS 方式下汽机主控调节回路指令。5） 完善汽机主控 TF 调节回路及 CCS 调节回路相互切换及跟踪功能。6） 增加汽机主控送至 DEH 的“CCS 请求”信号，该信号满足时允许 DEH 投遥控。
2.6 锅炉主控
2.6.1 锅炉主控指令
锅炉主控指令信号在 CCS 方式下由机组给定负荷信号和主蒸汽压力校正信号组合形成。当机组发生 RUNBACK 工况时，锅炉主控指令信号将根据先设定的RUNBACK 目标值和 RUNBACK 速率强制下降。当燃料主控在手动状态时，锅炉主控指令跟踪由校正后燃料量转换的锅炉负荷信号（MW）。
2.6.2 锅炉主控切手动条件
以下任一条件满足，锅炉主控切为手动状态：主汽压力坏质量；机组负荷坏质量；燃料主控切手动；RUNBACK 动作；MFT 动作；两台汽泵均手动；机组湿态运行；燃料主控指令达上限且主汽压力偏差过高。
2.7 主蒸汽压力设定值
超临界机组采用滑压方式运行，主汽压力设定值根据机组负荷设定值自动生成。
2.8 湿态/干态运行工况
超临界锅炉的特点是有干态及湿态两种运行方式。它们的分界点大约在锅炉产生的蒸汽流量等于锅炉最小给水流量的工况点上，如果锅炉产生的蒸汽流量小于锅炉最小给水流量，即为“湿态方式”，如果锅炉产生的蒸汽流量大于锅炉最小给水流量，即称为“干态方式”。
2.9 燃料主控
燃料量控制通过调整给煤机的出力，保证实际给煤量达到设定值，以满足当前锅炉需求的燃料量。
2.10 水煤比控制
机组处于协调控制的运行过程中，锅炉所需的燃料量及给水流量由锅炉主控（锅炉负荷指令）根据锅炉热力计算结果给定。锅炉在运行过程中，由于煤质变化、燃烧工况变化等因素将会导致给水流量与锅炉的实际吸热量不匹配，由于协调方式下锅炉主控维持主汽压力在设计值附近，因此给水流量与吸热量的不匹配产生的结果是蒸汽温度偏离设计值。为保证蒸汽温度处于安全的运行范围，采用水煤比对锅炉给水流量进行适当的调整，以保证给水流量与吸热量相匹配。
2.11 总风量控制
总风量控制通过调整两台送风机的出力，保证实际总风量达到设定值，以满足当前锅炉燃烧所需求的风量。总风量设定值由以下两部分组成：燃料量需求的风量；变负荷燃料前馈量。总风量设定值由燃料量（燃料量指令及校正后燃料量取大值）需求的总风量和变负荷燃料前馈量相加形成，并通过烟气含氧量的校正以确保完全燃烧。总风量指令与总燃料量交叉限制，以防止炉膛中实际风量多于燃料量需求风量情况的发生。
2.12 含氧量控制
含氧量控制通过对总风量设定值进行适当的修正，保证实际的总风量与锅炉燃烧需求的风量相匹配，即空预器入口烟气含氧量处于合理的范围内。
3 结束语
对模拟量控制回路进行了全面的检查及试验，特别是对机组协调、锅炉主控、汽机主控、给水控制、燃料控制、水煤比控制、引风机控制、送风机控制、一次风机控制等主要回路的控制策略重新进行了回路设计及控制逻辑组态，以保证控制功能满足超临界机组运行要求。经机组试运过程考验，控制系统工作正常可靠，被调参数控制稳定、准确、快速，机组自动控制系统投入率 99%，满足运行要求。通过负荷变动试验，协调控制系统可正常投入，可实现自动升、降负荷，负荷变化。以保证协调控制系统的优越性。
参考文献
（1） DLT 774-2004 火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程.中国电力出版社
（2） 火力发电厂模拟量控制系统测试规程.中国电力出版社
（3） 火力发电厂热工自动化设计技术规程，中国电力出版社
关键词：超临界机组；热工控制系统；模拟量；协调逻辑优化
机炉协调控制系统普遍用于大型火力发电机组中，该系统对锅炉与汽轮发电机实行一体化控制，消除锅炉控制系统与汽轮机控制系统动态特征之间的不同点，确保这两个系统能够协调运行，锅炉与汽轮发电机满足电网负荷变化的要求，最终实现机组调频、调峰的最佳性能，确保锅炉与汽轮机发电机运行的安全性、稳定性和经济性。特别是对机组协调、锅炉主控、汽机主控、给水控制、燃料控制、水煤比控制、引风机控制、送风机控制、一次风机控制等主要回路的控制策略重新进行了设计及控制逻辑组态，以保证控制功能满足超临界机组运行要求。
前言
本文針对350MW超临界发电机组协调控制系统的控制策略涉及的有关的技术问题进行阐述。谨撰此文，不足之处，请指正。
1.模拟量控制系统主要内容
1） 机炉协调控制；2） 汽机跟随控制；3） 水煤比控制；4） 燃料主控调节；5） 锅炉给水流量调节；6） 氧量调节及总风量调节；7） 炉膛负压调节；8） 一次风母管压力调节；9） 给煤机煤量调节；10）磨煤机一次风量调节；11）磨煤机出口温度调节；12）磨煤机旋转分离器控制；13）二次风挡板控制；14）过热蒸汽温度调节；15）再热蒸汽温度调节；16）高压旁路阀压力、温度调节；17）低压旁路发压力、温度调节；18）凝汽器水位调节；19）除氧器水位调节；20）高、低加水位调节；21）间冷扇区回水温度调节；22）其它单回路自动控制。
2.1控制功能及自动试验优化
1） 根据主、辅机设备的运行要求，进一步分析、确认 MCS的 SAMA 图和组态图。2） 在控制机柜安装完毕后上电测试，确认 DCS 硬件完好无损，系统软件和应用软件正确装入。3） 确认现场仪表和执行机构接至 DCS 端子柜、中间端子柜的接线正确。4） 通过键盘软手操，确认各执行机构开关合格。5） 从分系统调试开始，逐步确认各进入 MCS 的测量信号是否正确，对有关信号进行量程设定、报警限值设定和必要的补偿计算，促使测量信号准确化。6） 根据主、辅机设备资料和控制要求，对各子回路的静态参数（例如信号匹配和函数发生器等）进行设置，对组态图中不符合现场要求之处进行修改。
2.2 机组运行方式
1）机炉协调控制根据机组运行工况形成下面所列的适当的锅炉和汽机指令。
锅炉主控指令；汽机主控指令；机组变负荷前馈指令。
2）这些指令间的关系取决于选择的运行方式，机组有以下四种运行方式：
3）机炉协调控制方式（CCS）；汽机跟随控制方式（TF）；锅炉跟随控制方式（BF）；机组手动控制方式（MAN）。
2.3 协调控制回路的总体说明
协调控制回路使用目标负荷与机组实际负荷相比较。目标负荷信号通常由操作人员手动给出，或来自于电网调度指令。目标负荷经过限幅器后产生限幅后的负荷指令。限幅后的负荷指令通过一个速率限制器，该速率限制器根据预先设定的限值来限制目标负荷的变化率，如果目标负荷的变化率小于所选定的限制率，目标负荷将不受限制地向后传递；如果目标负荷的变化率大于所选定的限制率，目标负荷将只能以该速率限制器所选定的最大变化率向后传递。限速后的目标负荷信号被送到一个加法器中。在这个加法器上，给目标负荷加上一个由频率偏差计算的负荷修正信号，以补偿系统频率偏差。经频率修正后的负荷指令即机组给定负荷指令，机组给定负荷信号分配给汽机主控和锅炉主控。去汽机主控的机组给定负荷信号用于和机组的实际功率相比较后经汽机主控调节器计算产生汽机流量指令（即阀位参考指令）。去锅炉主控的机组给定负荷信号被送到一个加法器，在那里加上主蒸汽压力的校正信号，然后通过 RB 切换器送到诸如给水、燃料量、总风量等相关的锅炉子控制回路。
2.4 机组主控
机组目标负荷信号受所允许的负荷范围以及负荷变化率限制后形成机组给定负荷指令，锅炉主控及汽机主控根据机组给定负荷指令完成锅炉燃料、给水、风量及机组实发功率的调整。
2.4.1 目标负荷设定
在机炉协调控制方式下，机组的目标负荷可以由运行人员手动设定，也可以接受中调来的负荷指令信号。如果机组不在机炉协调控制方式下，目标负荷跟踪机组实发功率。在不接受中调指令时，目标负荷可在机炉协调画面的目标负荷设定区设定。
2.4.2 负荷变化率设定
为了防止机组给定负荷指令出现阶跃变化对机组及控制系统产生大幅度的冲击，机组主控设计了负荷变化率限制功能，目标负荷经负荷变化率限制后才能产生给定负荷指令。负荷变化率采用手动设定，可在机炉协调画面的负荷变化率设定区设定。
2.4.3 机组负荷上限、下限
为防止机组负荷指令超越预期值，机组主控设计了机组负荷指令的上限和下限，在 CCS 方式时可由运行人员设定机组负荷的上限和下限，机组目标负荷经上限和下限限制后形成机组给定负荷指令。
2.4.4 频率偏置
频率偏差校正信号加到机组给定负荷回路，以便和汽机本身的一次调频功能相适应，频率偏差校正只有在 CCS 方式才能起作用。一次调频功能有一个不灵敏区，CCS 方式下，当电网频率在不灵敏区内波动时，如果汽机本身的一次调频功能改变了机组负荷，控制系统将把负荷重新拉回到原来值。
2.4.5 机组负荷禁增、禁降 机组负荷的禁增禁降功能是为了维持机组的稳定运行并作为机组控制系統的保护手段之一。机组运行在 CCS 方式时，如果某些重要的子控制回路如给水、燃料或风量达到其控制范围的边界状态，机组将不能连续的稳定运行。当出现机组禁增或禁降条件时，相应方向的负荷变化率将强制切换到零，这时机组负荷只允许单方向变化。如果相应的重要子控制回路重新回到控制范围，该项限制不起作用。
2.4.6 机组变负荷前馈
在不同负荷下机组输入及输出能量的静态平衡是由相应的子控制回路维持，如给水、燃料和风量指令信号。但是在负荷变动时，仅有这些是不够的。考虑到锅炉的动态平衡，机组变负荷前馈指令根据相应子控制回路单独产生，并作为前馈信号加到相应的指令信号上。该前馈信号可根据机组负荷上升和下降单独调节信号的强弱。由于锅炉要富氧燃烧，对风量控制子回路，前馈信号总是增加的方向。机组变负荷前馈包括以下项目：燃料量前馈；给水流量前馈；总风量前馈；减温水前馈；烟气调节挡板前馈。
2.5 汽机主控
2.5.1 CCS 运行方式机组运行在 CCS 方式
汽机主控接受机组主控来的给定负荷信号控制发电机有功功率，保证机组实际负荷和给定负荷相等。机组运行在 CCS 方式下，如果主汽压力偏差超过控制系统内部预先设定的数值时，汽机主控将参与控制主蒸汽压力以便维持汽机输出和锅炉输入相匹配，即称为汽机调门的超驰控制（也称为压力拉回控制）。
2.5.2 TF 运行方式
机组运行在 TF 方式下时，汽机主控接受主汽压力设定回路给定的滑压设定值信号，控制机组主汽压力，保证机组主汽压力和滑压设定值相等。
2.5.3 汽机主控切手动条件
以下任一条件满足，汽机主控切为手动状态：TF 方式且非 RB 时，主汽压力与设定值偏差过大；CCS 方式下，机组负荷与设定值偏差过大；DEH 遥控切除；TF 方式下，主汽压力坏质量；非 TF 方式下，机组负荷坏质量。
2.5.4 逻辑优化内容
1） 重新构造 TF 方式下汽机主控调节回路，增加正常调节及 RB 时变参数功能。2） 对 TF 方式下汽机主控调节参数进行整定。3） 重新构造 CCS 方式下汽机主控调节回路，同时增加机组负荷指令前馈功能。4） 重新构造汽机主控手操站逻辑。TF 方式下，汽机主控接受 TF 方式下汽机主控调节回路指令；CCS 方式下，汽机主控接受 CCS 方式下汽机主控调节回路指令。5） 完善汽机主控 TF 调节回路及 CCS 调节回路相互切换及跟踪功能。6） 增加汽机主控送至 DEH 的“CCS 请求”信号，该信号满足时允许 DEH 投遥控。
2.6 锅炉主控
2.6.1 锅炉主控指令
锅炉主控指令信号在 CCS 方式下由机组给定负荷信号和主蒸汽压力校正信号组合形成。当机组发生 RUNBACK 工况时，锅炉主控指令信号将根据先设定的RUNBACK 目标值和 RUNBACK 速率强制下降。当燃料主控在手动状态时，锅炉主控指令跟踪由校正后燃料量转换的锅炉负荷信号（MW）。
2.6.2 锅炉主控切手动条件
以下任一条件满足，锅炉主控切为手动状态：主汽压力坏质量；机组负荷坏质量；燃料主控切手动；RUNBACK 动作；MFT 动作；两台汽泵均手动；机组湿态运行；燃料主控指令达上限且主汽压力偏差过高。
2.7 主蒸汽压力设定值
超临界机组采用滑压方式运行，主汽压力设定值根据机组负荷设定值自动生成。
2.8 湿态/干态运行工况
超临界锅炉的特点是有干态及湿态两种运行方式。它们的分界点大约在锅炉产生的蒸汽流量等于锅炉最小给水流量的工况点上，如果锅炉产生的蒸汽流量小于锅炉最小给水流量，即为“湿态方式”，如果锅炉产生的蒸汽流量大于锅炉最小给水流量，即称为“干态方式”。
2.9 燃料主控
燃料量控制通过调整给煤机的出力，保证实际给煤量达到设定值，以满足当前锅炉需求的燃料量。
2.10 水煤比控制
机组处于协调控制的运行过程中，锅炉所需的燃料量及给水流量由锅炉主控（锅炉负荷指令）根据锅炉热力计算结果给定。锅炉在运行过程中，由于煤质变化、燃烧工况变化等因素将会导致给水流量与锅炉的实际吸热量不匹配，由于协调方式下锅炉主控维持主汽压力在设计值附近，因此给水流量与吸热量的不匹配产生的结果是蒸汽温度偏离设计值。为保证蒸汽温度处于安全的运行范围，采用水煤比对锅炉给水流量进行适当的调整，以保证给水流量与吸热量相匹配。
2.11 总风量控制
总风量控制通过调整两台送风机的出力，保证实际总风量达到设定值，以满足当前锅炉燃烧所需求的风量。总风量设定值由以下两部分组成：燃料量需求的风量；变负荷燃料前馈量。总风量设定值由燃料量（燃料量指令及校正后燃料量取大值）需求的总风量和变负荷燃料前馈量相加形成，并通过烟气含氧量的校正以确保完全燃烧。总风量指令与总燃料量交叉限制，以防止炉膛中实际风量多于燃料量需求风量情况的发生。
2.12 含氧量控制
含氧量控制通过对总风量设定值进行适当的修正，保证实际的总风量与锅炉燃烧需求的风量相匹配，即空预器入口烟气含氧量处于合理的范围内。
3 结束语
对模拟量控制回路进行了全面的检查及试验，特别是对机组协调、锅炉主控、汽机主控、给水控制、燃料控制、水煤比控制、引风机控制、送风机控制、一次风机控制等主要回路的控制策略重新进行了回路设计及控制逻辑组态，以保证控制功能满足超临界机组运行要求。经机组试运过程考验，控制系统工作正常可靠，被调参数控制稳定、准确、快速，机组自动控制系统投入率 99%，满足运行要求。通过负荷变动试验，协调控制系统可正常投入，可实现自动升、降负荷，负荷变化。以保证协调控制系统的优越性。
参考文献
（1） DLT 774-2004 火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程.中国电力出版社
（2） 火力发电厂模拟量控制系统测试规程.中国电力出版社
（3） 火力发电厂热工自动化设计技术规程，中国电力出版社