1.前言
　　
　　1997年11月，我們接到山東省電力工業局“魯電調（1997）389號”文件，要求山東電網各大電廠制定出投入AGC（Automatic Generation Control,自動發電控制）功能的計劃，并在兩年內實現。
　　
　　我們接到文件后，感到壓力很大。當時，我廠熱控設備先天不足，存在很多難以消除的缺陷，比如，汽機是東方汽輪機廠生產的D42型機，汽機控制系統是上海新華公司生產的DEH－Ⅲ型（電液并存型中壓抗燃油系統）。國內此類型的DEH系統無一套能投入正常運行，山東電網有七臺300MW機組用此類控制系統，其中我廠占四臺。將DEH改造成純電調高壓抗燃油系統的方案還存有疑慮，且沒有300MW機組改造成功的先例。一旦改造失敗，后果不堪設想。CCS、FSSS、DAS等系統都是由不同廠家配套的已經落伍的設備，存在故障率高、備件難買、數據不共享、新功能無法實現等缺陷。
　　
　　由于DEH及CCS部分子系統不能投入自動，所以CCS的協調控制功能無法實現，要實現AGC功能是不可能的。因此，必須對熱控系統進行*改造，這既是企業自身發展的需要，也是電網發展的需要。
　　
　　2.方案論證及前期準備
　　
　　*，AGC是指根據電網負荷指令控制發電機功率的自動控制系統，是當今電力生產自動化水平的zui高境界。若發電機組能長期可靠地在AGC方式下運行，不僅說明這臺機組可控性能好、自動化水平高，而且，標志著這個企業管理水平高、職工技術水平高。
　　
　　實現AGC功能絕不是一件簡單的事情，不是做一下表面文章就可以達到的。必須做大量的扎實、細致的工作。
　　
　　1998年初，我廠將DEH、CCS等主要熱控系統改造列入當年的重點技改項目，2月下旬，即派出科技副總帶領有關技術人員去湖北省荊門熱電廠收資、調研，對其#5機組（200MW）由純液調改為純電調的情況進行了詳細地了解，并寫出可行性報告。
　　
　　3、4月份，結合CCS改造，邀請西安熱工研究院和山東電力工程咨詢院協助我廠對熱控系統改造方案進行宏觀論證，同時與新華公司和上海?？怂共_有限公司就DEH、CCS改造進行了探討。由于?？怂共_公司生產的DEH系統在國內無應用實例，zui后確定使用新華公司DEH-ⅢA純電調高壓抗燃油控制系統和XDPS-400分散控制系統（DCS）對我廠熱控系統進行改造。
　　
　　5月份，我廠成立了熱控設備改造領導小組，并挑選技術尖子組成了工作小組，著手對#1機組熱控系統實際情況摸底、排查，研究對策，制定方案。在大修前的五個月里，僅DEH改造就分別在東汽、電廠和新華公司召開了三次技術聯絡會，解決了大量技術難題。選派12名運行和檢修人員赴制造廠參加培訓和監造，及早消化技術資料。
　　
　　進入10月份以后，領導小組每周舉行一次改造協調會，將存在的問題及限期整改意見寫入會議紀要，由生產技術部門監督執行。10月底，#1機組大修準備工作基本結束，大修項目計劃表、網絡圖、安全技術措施、調試措施、圖紙資料等技術文件都下發至有關班組，只待設備出廠驗收。
　　
　　3.方案實施
　　
　　1998年12月5日至1999年2月4日和1999年6月14日至8月12日，華能德州電廠#1、2機組分別進行了大修，兩次大修改造范圍基本一樣，大修中應用新華公司提供的XDPS-400系統將原獨立的幾套控制系統改造為具有五個子系統的較完整的DCS（包括CCS、DAS、DEH、MEH、BPC）。實現了分散控制、數據共享,完成了熱控系統的升級改造.改造后的DCS系統共設有MMI（人機接口站）10套，其中工程師站3套，歷史數據站1套，操作員站6套。
　　
　　下面圍繞AGC功能的投入，重點介紹自動控制系統的改造情況：
　　
　　3.1DEH、MEH、BPS改造：
　　
　　DEH、MEH和BPS三套系統選用了新華公司生產的DEH-ⅢA、MEH－ⅢA和BPS－I型控制系統（液壓系統使用同一套EH油站），實現了汽機島控制系統和液壓系統一體化，開創了國產300MW機組汽機島一體化改造的先河。
　　
　　使用DEH-ⅢA取代原簡易DEH-Ⅲ系統，即高壓純電調抗燃油控制系統取代原來電液并存中壓抗燃油系統，并增加ATC功能。新系統有五只機柜，兩對DPU，一對用于基本控制，一對用于ATC計算。與MEH、旁路系統公用工程師站1套。
　　
　　使用MEH&BPC取代原新華公司MEH-Ⅰ和歐陸公司的旁路系統。MEH&BPC系統共有2個機柜、2對DPU控制，一對用于A小機，另一對用于B小機及旁路控制系統。改造后，各項技術指標和控制功能均達到要求。
　　
　　3.2CCS改造
　　
　?。＃?、2機組原CCS為SPEC200MICRO組裝式控制儀表，經過近8年的運行，設備存在較多難以消除的缺陷，其功能也比較落后，在組成較為復雜的系統時已感到困難，再加上執行機構、閥門等方面原因，協調系統一直未能投入，自動投入率不高。
　　
　　根據機組實際情況，對原系統組態進行了修改。機組主控制系統作為整個機組控制的核心，它接受外部負荷指令、頻差信號、壓力信號和機組運行狀態信號，根據機組運行狀態和調節任務，對負荷指令進行處理，并選擇相應的運行方式，使之與機組的運行狀態和負荷能力相適應，協調機爐負荷，并進一步發出機爐協調動作的指令，即汽機指令送往汽機DEH，鍋爐指令送往鍋爐燃燒系統，來實現機組負荷控制、頻率控制和壓力控制。其主要功能有∶
　　
　?。?）機組負荷指令形成
　　
　?。?）機組邏輯保護
　　
　?。?）機組各種運行方式的選擇和切換
　　
　　燃燒控制系統是主控系統的子系統。它接受主控系統發出的鍋爐指令，完成對鍋爐負荷的控制。
　　
　　燃燒控制系統包括燃料控制系統、送風控制系統和引風控制系統。分別以給粉機轉速、送風機動葉和引風機入口擋板為控制手段來實現對鍋爐燃燒量、總風量和爐膛壓力的控制。
　　
　　燃料控制系統中，燃料量的測量采用熱量信號，給粉機轉速信號僅作為偏差監視。
　　
　　此系統中，由于原控制方案的不盡合理，在自動投入后，效果不好，加之滑差電機可靠性太差，在投切給粉機等變工況下，汽壓變化較大。改造后的燃燒控制系統在控制策略和實施方案上均有重大改進，在自動狀態下根據負荷的變化，按照一定規律可以實現單臺給粉機及二次小風門的切投和操作，使鍋爐燃燒達到*狀態，減少鍋爐爆燃和滅火等事故的發生，達到降低煤耗、提高經濟效益的目的。
　　
　　送風控制系統中，風量測量采用了溫度校正以減少測量誤差，通過氧量控制回路對實現總風量加以校正，來實現*空氣過量系數燃燒。原系統中，由于風量、氧量信號測量不準確，執行機構調節特性不好等原因，自動一直未能投入。
　　
　　引風控制系統中，采用三臺變送器選中進行爐膛壓力測量，采用風量信號對引風機進行前饋控制。
　　
　?。＃掣呒铀豢刂频?1套系統，原設計為基地調節儀調節。由于信號脈沖管路太長，在信號傳輸過程發生相移和時滯現象，造成自動投入一直不好。進入DCS變為電信號控制，解決了這一難題。
　　
　　3.3就地設備改造
　　
　　原風量測量裝置采用機翼式，用于測量二次風、一次風及磨熱風流量。該測量裝置易堵、測量不準，一直是困擾我們不能投送風自動的難題。風量信號的準確性、快速性，直接影響自動系統的可靠投入。此次大修，我們經收資調研，選用山東電力研究院設計制造的雙文丘利管式風量測量裝置。改造后測量精度提高，易堵現象明顯改觀，將送風自動投入。
　　
　　給粉機轉速控制原設計采用滑差電機控制，每臺給粉機配一臺滑差控制器，每層配一個操作器。因滑差控制器質量低，性能差，控制效果很差，造成給粉機轉速波動大，加上給粉機下粉不均勻，使鍋爐燃燒調節效果不佳，汽壓波動較大，影響機組的安全穩定運行。此次大修我們將２０臺給粉機由滑差電機控制改為變頻控制。改造后，調速精度高，速度快，調速特性大大提高，并且每臺給粉機可根據不同情況單獨加偏置，以適應不同給粉管對不同風速的要求，加以適當周界風配比，使鍋爐燃燒工況大大改觀，汽壓調節響應迅速，汽壓波動很小，為機組穩定經濟運行打下了良好的基礎。
　　
　　原二次風門執行器為國產ZWK-１型氣動執行器。采取分層控制，每層配一個Ｆisher640電/氣轉換器。由于氣動執行器質量欠佳，爐四角保溫效果差，造成氣缸密封圈因過熱損壞，氣缸漏氣嚴重，執行器經常拒動，以至輔助風、周界風、過然風控制系統不能投入自動，或雖能投入但調節效果很差，影響機組的經濟運行。此次大修，我們采用北京科建公司提供的進口氣動執行器，將５２臺風門改為可單個調節，并且所有信號、氣源管路重新用不銹鋼管配置，改造后，執行器動作靈活可靠，可控性大大增強，自動調節效果有很大提高。由于風煤比合適，鍋爐燃燒充分，使機組經濟性能有進一步提高。
　　
　　4.AGC功能的實現
　　
　　AGC功能，簡言之，即是協調控制系統直接接受電網調度中心控制計算機發出的負荷指令信號來調節發電機組的負荷，確保電網安全、經濟運行。
　　
　　機組協調控制系統由負荷管理中心（主畫面）和機爐控制系統兩部分組成。
　　
　　4.1負荷管理中心包括負荷指令的形成、運行方式選擇和汽壓指令形成。
　　
　　4.1.1負荷指令的形成：
　　
　　負荷指令一般由運行人員給定，當實現AGC時，由電網調度中心直接發出，如果參加一次調頻時，頻率偏差信號作為分量加入到負荷指令中去。
　　
　　當發生RB時，負荷指令由RB功能送出，根據不同的事故，發出不同的降負荷速度和指令。發出的負荷指令受到大小值的限制，使負荷指令在機組允許范圍之內，并通過負荷變化速率限制。定壓和滑壓（變壓）兩種運行方式速率是不同的，前者為5MW/min，后者為4MW/min。
　　
　　負荷系統手動時，負荷變化速率不限制，在發生迫升時，通不過降負荷指令，但手動操作可以降。
　　
　　當發生迫升或迫降時，對zui終負荷指令進行增、減修正，以適應燃燒系統狀態。
　　
　　為了方便運行，在負荷自動時，負荷指令跟蹤實際負荷指令，在滑壓運行時，負荷指令轉換成滑壓的壓力設定值，此設定值運行人員可以通過偏置加以修正。
　　
　　4.1.2運行方式選擇：
　　
　　以主次來分，有爐跟蹤、機跟蹤兩種。
　　
　　從汽壓參數來分，有定壓、滑壓兩種。
　　
　　從上面兩種方式綜合和實用的角度分類，共有：
　　
　?。?）爐跟機定壓協調系統
　　
　　（2）爐跟機滑壓調節系統
　　
　　（3）機跟爐滑壓調節系統
　　
　?。?）爐調定壓協調系統
　　
　?。?）機調定壓系統
　　
　　共五種方式，根據機組狀態運行人員，可自由選擇。
　　
　　一般來講，多選擇（1）、（2）方式，機或爐不正常時可選（4）或（5）運行方式。
　　
　　4.1.3汽壓指令的形式
　　
　　定壓運行時，由運行人員設定?；瑝簳r，用負荷設定值間接設定，滑壓曲線按定-滑-定方式運行。
　　
　　4.2機爐控制系統
　　
　　4.2.1爐跟機協調系統
　　
　?。?）負荷調節系統
　　
　　負荷調節系統為常規的系統，功率偏差通過DEH調節汽機進汽量，從而達到調整發電機負荷的目的。
　　
　?。?）汽壓調節系統
　　
　　燃燒調整汽壓。這里不是直接調整汽壓，而是采用了直接能量平衡法調整汽壓。
　　
　　定滑壓運行方式區別僅在于汽壓定值為常數還是按一定規律變化。
　　
　　4.2.2機跟爐協調系統
　　
　?。?）汽壓調節系統
　　
　　這里是用汽機調節門開度調節汽壓。由于此通道慣性小，調節品質很好。
　　
　?。?）負荷調節系統
　　
　　負荷調節系統仍用原熱量信號，而將設定值轉換成熱量信號設定值，能夠較快地調整機組負荷。由于冷凝器真空的變化等原因，會使負荷指令與熱量信號關系不是一成不變的，即僅靠上一措施不能保證負荷為設定值，為此，又串聯了負荷控制主回路。
　　
　　5.性能評價
　　
　　DEH改造后，實現了ATC方式開機，并做了閥門流量特性試驗，優化了調門重疊度，這在國內DEH改造中都是的。改造后的機組如期投入運行，各項技術指標均達到新機投產的標準。DEH的轉速控制、負荷控制、OPC、AST等基本功能都很正常。DEH改造中解決了#1、機組長期存在的調門不嚴的重大隱患。提高了機組的安全性、可靠性。DEH改造后顯著減小了調門前后的壓降，汽機熱耗下降，同時為實現協調控制及AGC控制奠定了堅實的基礎。
　　
　　CCS改造后，協調系統和優化燃燒系統先后投入了正常運行，AGC投入成功。自動投入率由改造前的86.49%提高到目前的，自動調節特性大大優于手動操作，減輕了運行人員的勞動強度，實現了減人增效。AGC功能的應用，不但提高了機組快速適應電網對負荷的調度，滿足*調度和調頻的要求，而且，機組的安全性和經濟性大大提高。