秦海山，欒叢超，侯曉寧，種道彤*

（1.華電鄭州機(jī)械設(shè)計(jì)研究院有限公司，鄭州450046；2.陜西省能源高效清潔轉(zhuǎn)換工程技術(shù)研究中心，西安710049）

0 引言

目前，供熱機(jī)組大多仍采用“以熱定電”的運(yùn)行方式，在熱網(wǎng)負(fù)荷頻繁波動(dòng)時(shí)無法滿足電網(wǎng)自動(dòng)發(fā)電控制系統(tǒng)（AGC）的要求。在國(guó)家促進(jìn)可再生能源并網(wǎng)發(fā)電，發(fā)展高效、靈活火電技術(shù)的政策背景下，供熱機(jī)組控制系統(tǒng)優(yōu)化需求日漸突出。

針對(duì)熱電耦合現(xiàn)象，王漪等［1］利用能量平衡法計(jì)算出不同采暖抽汽流量與工業(yè)抽汽流量下機(jī)組發(fā)電量的取值范圍，為電網(wǎng)調(diào)度提供參考。一些學(xué)者從供熱系統(tǒng)優(yōu)化角度出發(fā)解決熱電耦合難題，如加入吸收式熱泵、電鍋爐、蓄熱罐等［2-4］。

目前，控制系統(tǒng)解耦優(yōu)化方面已經(jīng)取得一定進(jìn)展。達(dá)成莉［5］從控制器設(shè)計(jì)方面入手，詳細(xì)剖析了自適應(yīng)解耦、智能解耦等方法。李鋒等［6］針對(duì)傳統(tǒng)純凝機(jī)組協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)應(yīng)用于供熱機(jī)組效果不佳的問題，在所研究的110 MW 熱電廠協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)基礎(chǔ)上加入被控量前饋差值信號(hào)，以改善熱電耦合特性。朱建忠等［7］提出利用擴(kuò)增狀態(tài)觀測(cè)器的方法設(shè)計(jì)超前環(huán)節(jié)與增益補(bǔ)償，以改善鍋爐制粉系統(tǒng)的動(dòng)態(tài)特性從而實(shí)現(xiàn)解耦。鄧拓宇等［8］從供熱側(cè)波動(dòng)對(duì)發(fā)電功率和汽輪機(jī)機(jī)前壓力的影響角度出發(fā)，設(shè)計(jì)相應(yīng)解耦方案，改善供熱機(jī)組供熱側(cè)負(fù)荷變動(dòng)對(duì)機(jī)組發(fā)電功率的影響。

供熱機(jī)組的熱、電負(fù)荷調(diào)節(jié)系統(tǒng)不完善，協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)的解耦設(shè)計(jì)作為可行的優(yōu)化策略，對(duì)實(shí)現(xiàn)熱電解耦和提高供熱機(jī)組運(yùn)行靈活性具有重要意義。本文以某330 MW 單抽供熱機(jī)組為研究對(duì)象，在對(duì)供熱機(jī)組的非線性動(dòng)態(tài)模型進(jìn)行小偏差線性化的基礎(chǔ)上，采用相對(duì)增益法與對(duì)角矩陣解耦法進(jìn)行協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)解耦設(shè)計(jì)。當(dāng)熱負(fù)荷與電負(fù)荷發(fā)生變化時(shí)，分析解耦前后控制系統(tǒng)作用下供熱機(jī)組的動(dòng)態(tài)特性，為供熱機(jī)組的運(yùn)行提供指導(dǎo)。

1 供熱機(jī)組數(shù)學(xué)模型的線性化

目前應(yīng)用的單抽供熱機(jī)組可選汽源有再熱熱段抽汽、再熱冷段抽汽、中壓缸內(nèi)某一級(jí)抽汽以及中壓缸排汽等。本文以中壓缸排汽供熱的330 MW單抽供熱機(jī)組為例，在文獻(xiàn)［9］提出的供熱機(jī)組數(shù)學(xué)模型的基礎(chǔ)上進(jìn)行控制系統(tǒng)解耦設(shè)計(jì)。機(jī)組額定供熱工況下的參數(shù)為：發(fā)電功率，235 MW；汽輪機(jī)前蒸汽壓力，16.67 MPa；中壓缸排汽壓力，0.35 MPa；供熱抽汽質(zhì)量流量，400 t∕h。

為了方便控制系統(tǒng)設(shè)計(jì)，需要將微分方程進(jìn)行拉普拉斯變換，并通過取增量方程的方法對(duì)其進(jìn)行線性化。線性化后的傳遞函數(shù)［10-12］為

式中：Gij為傳遞函數(shù)；i 取1，2，3，分別代表給煤量、汽輪機(jī)調(diào)節(jié)閥開度、供熱低壓調(diào)節(jié)閥開度；j 取1，2，3，分別代表主蒸汽壓力、機(jī)組發(fā)電功率、供熱抽汽壓力；vb為鍋爐燃燒速率；pt為汽輪機(jī)機(jī)前壓力；pz為供熱抽汽壓力；μt為汽輪機(jī)調(diào)節(jié)閥開度；μH為低壓調(diào)節(jié)閥開度；qmx為熱網(wǎng)循環(huán)水流量。

其他動(dòng)靜態(tài)參數(shù)可由運(yùn)行數(shù)據(jù)擬合或系統(tǒng)辨識(shí)得到：tf為制粉慣性時(shí)間；Cb為鍋爐蓄熱系數(shù)；ti為汽輪機(jī)慣性時(shí)間；Ch為熱網(wǎng)加熱器蓄熱系數(shù)；t 為制粉過程延遲時(shí)間；P1為額定發(fā)電工況下單位燃料量對(duì)應(yīng)機(jī)組發(fā)電功率；K2為壓差擬合系數(shù)；K3為汽輪機(jī)增益；K4為高中壓缸做功占整個(gè)汽輪機(jī)做功的比例；K5為低壓缸增益；c為熱網(wǎng)循環(huán)水的有效比熱容。

供熱機(jī)組的主要被控量為發(fā)電功率、供熱抽汽壓力、汽輪機(jī)機(jī)前壓力，主要輸入量為燃料量、汽輪機(jī)主蒸汽調(diào)節(jié)閥開度、低壓調(diào)節(jié)閥開度。因此供熱機(jī)組為3 輸入3 輸出的多變量受控對(duì)象［13］，其傳遞函數(shù)矩陣為

式中：Pe為汽輪機(jī)發(fā)電功率；qmb為機(jī)組給煤量，t∕h；G13為供熱調(diào)節(jié)閥開度對(duì)汽輪機(jī)機(jī)前壓力的傳遞函數(shù)，G13=0。

2 基于靜態(tài)相對(duì)增益的協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)設(shè)計(jì)

2.1 基于靜態(tài)相對(duì)增益的變量分析

傳統(tǒng)的單元機(jī)組協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)按照機(jī)爐協(xié)調(diào)方式主要分為2種：一種為汽輪機(jī)控制電功率、鍋爐控制汽輪機(jī)機(jī)前壓力的運(yùn)行方式（以下簡(jiǎn)稱爐跟機(jī)方式）；另一種為鍋爐控制發(fā)電功率、汽輪機(jī)控制機(jī)前壓力的運(yùn)行方式（以下簡(jiǎn)稱機(jī)跟爐方式）。大量學(xué)者對(duì)2 種協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)進(jìn)行了分析：爐跟機(jī)方式負(fù)荷響應(yīng)更快，但汽輪機(jī)機(jī)前壓力波動(dòng)大；機(jī)跟爐方式機(jī)前壓力平穩(wěn)，但負(fù)荷適應(yīng)性相對(duì)較差［14-18］。

以相對(duì)增益法確定機(jī)爐協(xié)調(diào)模式，可為進(jìn)一步的解耦優(yōu)化提供有利條件。相對(duì)增益表明輸入量與輸出量的關(guān)聯(lián)程度，其值越接近1，關(guān)聯(lián)程度越大。

首先采用相對(duì)增益矩陣法進(jìn)行協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)選型。假設(shè)一個(gè)多輸入多輸出系統(tǒng)的輸入變量、輸出變量個(gè)數(shù)均為n，其中一個(gè)輸入變量為ci，一個(gè)輸出變量為mj，根據(jù)相對(duì)增益的定義［19］，第1放大系數(shù)φij與第2放大系數(shù)Pij為

則相對(duì)增益λij為

通過推導(dǎo)，得到供熱機(jī)組輸入、輸出變量間相對(duì)增益的計(jì)算公式，以λ11為例

在復(fù)頻域中，s=ωj，其中：s 為復(fù)頻率；ω 為角頻率；j為復(fù)數(shù)單位。工程應(yīng)用范疇以靜態(tài)相對(duì)增益作為依據(jù)即可，即ω=0。計(jì)算得到供熱機(jī)組的全部9個(gè)靜態(tài)相對(duì)增益［20］，見表1。

表1 各輸入量對(duì)各輸出量的靜態(tài)相對(duì)增益Tab.1 Static relative gain of different input to each output

由表1可見：λ11，λ22，λ33接近1，說明給煤量控制汽輪機(jī)機(jī)前壓力、汽輪機(jī)調(diào)節(jié)閥控制發(fā)電功率、低壓調(diào)節(jié)閥控制供熱抽汽流量能達(dá)到理想的控制效果；λ31為負(fù)，表明不能采用調(diào)節(jié)給煤量實(shí)現(xiàn)供熱量的閉環(huán)控制。

2.2 控制系統(tǒng)分析與解耦設(shè)計(jì)

對(duì)于供熱機(jī)組，如果僅采用給煤量控制汽輪機(jī)機(jī)前壓力、汽輪機(jī)調(diào)節(jié)閥控制發(fā)電功率、低壓調(diào)節(jié)閥控制供熱抽汽壓力3 個(gè)反饋回路的基本控制方案，在進(jìn)行熱、電負(fù)荷調(diào)節(jié)時(shí)會(huì)出現(xiàn)以下問題：當(dāng)采用汽輪機(jī)調(diào)節(jié)閥控制發(fā)電功率時(shí)，供熱抽汽流量出現(xiàn)波動(dòng)；當(dāng)利用低壓調(diào)節(jié)閥調(diào)整供熱抽汽流量時(shí)，發(fā)電功率發(fā)生變動(dòng)［21-23］；同時(shí)，由于機(jī)爐耦合作用，熱、電負(fù)荷在調(diào)整過程中都會(huì)引起機(jī)前壓力的波動(dòng)。

因此，對(duì)上文所確定的協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)進(jìn)行解耦優(yōu)化設(shè)計(jì)是十分必要的。鍋爐具有大延遲、大慣性的動(dòng)態(tài)特性，因此給煤量的變化可給予汽輪機(jī)側(cè)以及供熱側(cè)控制系統(tǒng)足夠的反應(yīng)時(shí)間，故為簡(jiǎn)化系統(tǒng)設(shè)計(jì)，鍋爐側(cè)不必設(shè)計(jì)解耦環(huán)節(jié)，汽輪機(jī)側(cè)控制系統(tǒng)與供熱側(cè)控制系統(tǒng)增加解耦環(huán)節(jié)。圖1為解耦設(shè)計(jì)優(yōu)化后的控制系統(tǒng)結(jié)構(gòu)，其中：G1，G2，G3為比例-積分-微分（PID）控制器；pt0為汽輪機(jī)機(jī)前壓力給定值；P0為汽輪機(jī)發(fā)電功率給定值；pz0為供熱抽汽壓力給定值。

圖1 解耦優(yōu)化的供熱機(jī)組協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)結(jié)構(gòu)Fig.1 Structure of the coordinated control system of a heating unit after decoupling optimization

D 為解耦環(huán)節(jié)，即為實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)解耦增加的通道。D21，D23的設(shè)計(jì)原則為：使電功率負(fù)荷指令對(duì)汽輪機(jī)機(jī)前壓力pt、供熱抽汽壓力pz的等效傳遞函數(shù)為0，即

聯(lián)立求解得到解耦環(huán)節(jié)的傳遞函數(shù)

D31，D32的解耦設(shè)計(jì)原則為：使低壓調(diào)節(jié)閥開度μH對(duì)汽輪機(jī)機(jī)前壓力pt、汽輪機(jī)發(fā)電功率Pe的等效傳遞函數(shù)為0，即

聯(lián)立求解可得到解耦環(huán)節(jié)的傳遞函數(shù)

考慮到工程實(shí)現(xiàn)問題，可消除解耦器的不穩(wěn)定項(xiàng)，實(shí)現(xiàn)靜態(tài)近似解耦。解耦后的受控對(duì)象傳遞函數(shù)為

式中：W 為等效的受控對(duì)象傳遞函數(shù)，其中W12，W13，W23，W32為0；D為補(bǔ)償環(huán)節(jié)的傳遞函數(shù)。

供汽負(fù)荷變化時(shí)，供汽壓力給定值一方面經(jīng)控制器G3、等效傳遞函數(shù)G23后對(duì)發(fā)電功率Pe施加影響，進(jìn)而引發(fā)控制器G2改變輸出值來調(diào)節(jié)汽輪機(jī)調(diào)節(jié)閥開度μt，而因G13為0，供汽壓力給定值不會(huì)直接影響主蒸汽壓力pt。解耦設(shè)計(jì)下，供汽壓力給定值可通過3 條路徑對(duì)發(fā)電功率Pe施加影響，且3 條路徑的總和始終保持為0，削弱供汽負(fù)荷指令對(duì)發(fā)電功率的影響。

在解耦前的控制邏輯中，電功率給定值根據(jù)電網(wǎng)指令變化時(shí)，一方面經(jīng)控制器G2、等效傳遞函數(shù)G12后對(duì)汽輪機(jī)進(jìn)汽壓力pt施加影響，進(jìn)而引發(fā)控制器G1改變輸出值來調(diào)節(jié)給煤量qmb；另一方面經(jīng)控制器G2、等效傳遞函數(shù)G32后對(duì)供熱抽汽壓力pz產(chǎn)生影響。解耦設(shè)計(jì)下，電功率給定值可通過3 條路徑減弱發(fā)電負(fù)荷指令對(duì)主蒸汽壓力與供熱抽汽壓力的影響程度。

3 協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)解耦前后供熱機(jī)組動(dòng)態(tài)特性

對(duì)給煤量控制汽輪機(jī)機(jī)前壓力、汽輪機(jī)調(diào)節(jié)閥控制發(fā)電功率、低壓調(diào)節(jié)閥控制供熱抽汽壓力的基本控制方案以及解耦設(shè)計(jì)方案進(jìn)行仿真試驗(yàn)。其中，鍋爐控制器、汽輪機(jī)控制器與供熱控制器均采用比例積分（PI）控制器，完成參數(shù)整定后對(duì)工況進(jìn)行模擬。機(jī)組初始運(yùn)行工況下（發(fā)電功率為200 MW，供熱抽汽流量為400 t∕h，汽輪機(jī)機(jī)前壓力為16.67 MPa），為更加直觀地展現(xiàn)供熱負(fù)荷的變化，下文均給出供熱抽汽流量的響應(yīng)結(jié)果而非供熱抽汽壓力。

3.1 供熱抽汽負(fù)荷階躍變化時(shí)供熱機(jī)組的動(dòng)態(tài)特性

為對(duì)比控制系統(tǒng)優(yōu)化前后供熱抽汽負(fù)荷變化時(shí)機(jī)組的動(dòng)態(tài)響應(yīng)，在機(jī)組運(yùn)行至20 000 s 時(shí)，供熱抽汽流量需求值分別階躍上升至500 t∕h、階躍下降為300 t∕h，圖2—4 為供熱機(jī)組主要參數(shù)的動(dòng)態(tài)響應(yīng)曲線。

圖2 供熱抽汽流量階躍變化時(shí)汽輪機(jī)機(jī)前壓力動(dòng)態(tài)特性Fig.2 Dynamic characteristics of the steam turbine front pressure under stepped change of extraction steam flow

圖3 供熱抽汽流量階躍變化時(shí)機(jī)組電功率動(dòng)態(tài)特性Fig.3 Dynamic characteristics of the power under stepped change of extraction steam flow

圖4 供熱抽汽流量階躍變化時(shí)供熱抽汽流量動(dòng)態(tài)特性Fig.4 Dynamic characteristics of the extraction steam flow under stepped change of extraction steam flow

供熱負(fù)荷的變化會(huì)引起主蒸汽壓力和發(fā)電功率的擾動(dòng)，主蒸汽壓力穩(wěn)定與否關(guān)系到機(jī)組能否安全穩(wěn)定運(yùn)行，而發(fā)電功率則要滿足電網(wǎng)指令，不能出現(xiàn)長(zhǎng)時(shí)間大范圍的波動(dòng)。當(dāng)供熱機(jī)組的熱負(fù)荷階躍上升時(shí)：若機(jī)組協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)不進(jìn)行解耦優(yōu)化，機(jī)前壓力最大波動(dòng)為0.40 MPa，發(fā)電功率最大波動(dòng)為10.25 MW；解耦優(yōu)化后，機(jī)前壓力最大波動(dòng)為0.20 MPa，發(fā)電功率最大波動(dòng)為3.61 MW。當(dāng)供熱機(jī)組的熱負(fù)荷階躍下降時(shí)：若機(jī)組協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)不進(jìn)行解耦優(yōu)化，機(jī)前壓力最大波動(dòng)為0.37 MPa，發(fā)電功率最大波動(dòng)為8.30 MW；解耦優(yōu)化后，機(jī)前壓力最大波動(dòng)為0.17 MPa，發(fā)電功率最大波動(dòng)為3.16 MW。

汽輪機(jī)慣性時(shí)間常數(shù)較小，因此，供熱負(fù)荷變化時(shí)，供熱抽汽流量能夠?qū)崿F(xiàn)快速準(zhǔn)確的響應(yīng)。解耦優(yōu)化后的控制系統(tǒng)能夠有效降低供汽流量階躍變化帶來的機(jī)組發(fā)電功率與主蒸汽壓力擾動(dòng)。解耦設(shè)計(jì)能夠減弱供熱低壓調(diào)節(jié)閥開度對(duì)發(fā)電功率和主蒸汽壓力的影響，使供熱機(jī)組在供汽流量變化時(shí)能夠保持系統(tǒng)的相對(duì)穩(wěn)定，有利于供熱供汽的進(jìn)行。

3.2 不同供熱抽汽負(fù)荷變化幅度對(duì)供熱機(jī)組的影響

為研究不同供熱抽汽負(fù)荷變化幅度下供熱機(jī)組的響應(yīng)特性，在機(jī)組以初始工況運(yùn)行至20 000 s時(shí)，計(jì)算供熱抽汽流量分別階躍至425，450，500 t∕h時(shí)的機(jī)組主要參數(shù)響應(yīng)曲線，如圖5—7所示。

圖5 不同供熱抽汽負(fù)荷變化幅度下機(jī)組汽輪機(jī)機(jī)前壓力動(dòng)態(tài)特性Fig.5 Dynamic characteristics of the steam turbine front pressure varying with different-level fluctuation of extraction steam flow

不同供熱抽汽負(fù)荷變化幅度指令下，供熱抽汽流量都能夠?qū)崿F(xiàn)快速響應(yīng)，但不同供熱抽汽流量變化幅度下，供熱機(jī)組的發(fā)電功率、主蒸汽壓力擾動(dòng)幅度不同：供熱抽汽負(fù)荷階躍幅度越大，發(fā)電功率、主蒸汽壓力的最大擾動(dòng)幅值越高，且發(fā)電功率、主蒸汽壓力最大擾動(dòng)幅值與供熱抽汽流量變化幅度成正比。

圖6 不同供熱抽汽負(fù)荷變化幅度下機(jī)組電功率動(dòng)態(tài)特性Fig.6 Dynamic characteristics of the power varying with different-level fluctuation of extraction steam flow

圖7 不同供熱抽汽負(fù)荷變化幅度下機(jī)組供熱抽汽流量動(dòng)態(tài)特性Fig.7 Dynamic characteristics of the extraction steam flow varying with different-level fluctuation of extraction steam flow

解耦優(yōu)化前，供熱抽汽流量變化幅度每增加10 t∕h，發(fā)電功率最大擾動(dòng)幅值增加1.0 MW，主蒸汽壓力最大擾動(dòng)幅值增加0.040 MPa；解耦優(yōu)化后，供熱抽汽流量變化幅度每增加10 t∕h，發(fā)電功率最大擾動(dòng)幅值增加0.4 MW，主蒸汽壓力最大擾動(dòng)幅值增加0.022 MPa：因此，供熱負(fù)荷變化時(shí)，解耦優(yōu)化后的系統(tǒng)更加可靠。

3.3 不同電負(fù)荷變化速率下供熱機(jī)組的動(dòng)態(tài)響應(yīng)

在電負(fù)荷變化過程中，供熱機(jī)組因汽輪機(jī)進(jìn)汽量變化而導(dǎo)致供熱抽汽流量也發(fā)生改變，因此，不同電負(fù)荷變化速率下供熱機(jī)組的動(dòng)態(tài)響應(yīng)值得進(jìn)一步研究。當(dāng)機(jī)組運(yùn)行至20 000 s 時(shí)，供熱機(jī)組發(fā)電功率分別以1.5，3.0，4.5 MW∕min 的速率升至260 MW 和降至140 MW，圖8—10 為供熱機(jī)組相應(yīng)的動(dòng)態(tài)響應(yīng)曲線。

圖8 不同電負(fù)荷變化速率下機(jī)組供熱抽汽流量動(dòng)態(tài)特性Fig.8 Dynamic characteristics of the extraction steam flow at different variation rates of electric load

圖9 不同電負(fù)荷變化速率下機(jī)組汽輪機(jī)機(jī)前壓力動(dòng)態(tài)特性Fig.9 Dynamic characteristics of steam turbine front pressure at different variation rates of electric load

圖10 不同電負(fù)荷變化速率下機(jī)組電功率動(dòng)態(tài)特性Fig.10 Dynamic characteristics of the unit power at different variation rates of electric load

在電負(fù)荷變化過程中，電功率超調(diào)量隨著電負(fù)荷變化速率的提高而增加，解耦優(yōu)化后的控制系統(tǒng)在較高的電負(fù)荷變化速率下有效改善了控制品質(zhì)，使發(fā)電功率超調(diào)量更小。不同電負(fù)荷變化速率引起的供熱抽汽流量與主蒸汽壓力擾動(dòng)幅度不同，電負(fù)荷變化速率越快，擾動(dòng)的幅度越大。解耦優(yōu)化后升負(fù)荷過程中，電負(fù)荷變化速率每增加0.5%，汽輪機(jī)機(jī)前壓力最大變化幅度增加約0.06 MPa，供熱抽汽流量最大擾動(dòng)幅度增加約0.20 t∕h。

解耦優(yōu)化前，4.5 MW∕min電負(fù)荷變化速率下主蒸汽壓力最大變化幅度為0.74 MPa，供熱抽汽流量最大變化幅度為3.85 t∕h；解耦優(yōu)化后，4.5 MW∕min電負(fù)荷變化速率下主蒸汽壓力最大變化幅度為0.23 MPa，供熱抽汽流量最大變化幅度為0.83 t∕h。解耦設(shè)計(jì)能夠提高供熱機(jī)組電負(fù)荷變化時(shí)的負(fù)荷響應(yīng)速度，同時(shí)可以有效降低供熱抽汽流量擾動(dòng)與主蒸汽壓力擾動(dòng)，有利于供熱機(jī)組熱負(fù)荷的供應(yīng)以及機(jī)組的安全運(yùn)行。

此外，電負(fù)荷變化速率較高（如4.5 MW∕min）時(shí)，解耦優(yōu)化后的系統(tǒng)在機(jī)組電負(fù)荷開始變化2 000 s 后對(duì)供熱量、主蒸汽壓力的影響基本消除，此時(shí)可以認(rèn)為耦合解除；而解耦優(yōu)化前系統(tǒng)供熱量、主蒸汽壓力波動(dòng)要持續(xù)到3 000 s 左右，給機(jī)組帶來持續(xù)影響，不利于變負(fù)荷運(yùn)行。

4 結(jié)論

本文將單抽供熱機(jī)組非線性數(shù)學(xué)模型線性化，計(jì)算得到供熱機(jī)組相對(duì)增益，并以此為參考完成供熱機(jī)組控制的變量配對(duì)。應(yīng)用動(dòng)態(tài)解耦理論對(duì)供熱機(jī)組汽輪機(jī)側(cè)、供熱側(cè)進(jìn)行解耦設(shè)計(jì)，分析解耦前后控制系統(tǒng)作用下的供熱機(jī)組負(fù)荷調(diào)節(jié)的動(dòng)態(tài)特性。研究結(jié)果可為多抽供熱機(jī)組、高背壓供熱機(jī)組、切缸改造供熱機(jī)組的設(shè)計(jì)提供一定的參考，但需進(jìn)一步論證。本文主要得出以下結(jié)論。

供熱機(jī)組可采用相對(duì)增益法確定變量配對(duì)方式：調(diào)節(jié)閥控制發(fā)電功率、給煤量控制汽輪機(jī)機(jī)前壓力、低壓調(diào)節(jié)閥控制供熱抽汽壓力。基于對(duì)角解耦理論，在汽輪機(jī)側(cè)與供熱側(cè)控制系統(tǒng)分別增加2個(gè)解耦器的設(shè)計(jì)能夠有效降低電負(fù)荷變化過程中供熱抽汽流量、汽輪機(jī)機(jī)前壓力的波動(dòng)；同時(shí)，熱負(fù)荷變化過程中供熱機(jī)組的發(fā)電功率、汽輪機(jī)機(jī)前壓力擾動(dòng)得到有效控制。

在供熱負(fù)荷調(diào)節(jié)過程中，隨著供熱負(fù)荷變化幅度的增大，供熱機(jī)組發(fā)電功率以及汽輪機(jī)機(jī)前壓力的擾動(dòng)幅度逐漸增大。解耦優(yōu)化后，供熱抽汽流量變化幅度每增加10 t∕h，發(fā)電功率最大擾動(dòng)幅值增加約0.4 MW，主蒸汽壓力最大擾動(dòng)幅值增加約0.022 MPa。而在電負(fù)荷變化過程中，供熱抽汽流量與汽輪機(jī)機(jī)前壓力同樣存在擾動(dòng)并與電負(fù)荷變化速率成正比。解耦優(yōu)化后升負(fù)荷過程中，電負(fù)荷變化速率每增加0.5%，汽輪機(jī)機(jī)前壓力最大變化幅度增加約0.060 MPa，供熱抽汽流量最大擾動(dòng)幅度增加約0.2 t∕h。