火电机组协调控制对agc的适应性分析

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1、火电机组协调控制对火电机组协调控制对 AGCAGC 的适应性分析的适应性分析0 0 概述概述发电自动控制(AGC)工作在区域控制偏差(ACE)方式时，要求省网的 发电量满足区域网的负荷调度计划，并在电网频率发生偏差时，承担一 定份额的频差调节任务，这些总的负荷需求将分配给省网的各台机组承 担。水、火电机组在负荷的响应特性上存在着较大差异，特别是火电机 组在能量产生和转换过程中存在着较大迟延，常常难以满足负荷快速调 度要求，尤其是在运行工况和煤种偏离试验工况时。较大的问题是在初 始阶段出现负荷响应延迟和实际负荷调节速率不能满足要求，目前对此 尚未提出明确标准，在考核要求中仅规定：电网负荷调节误差

2、不超过 28 MW，调节曲线必须在 10 min 内过一次零。一般认为火电机组在进 行 AGC 控制时，负荷响应的初始纯迟延时间小于 2 min，负荷调节速率 大于 1%是可接受的。1 1 影响火电机组负荷响应的主要因素影响火电机组负荷响应的主要因素1.11.1 锅炉响应的迟延特性锅炉响应的迟延特性火电机组对负荷响应的迟延主要取决于锅炉在接到负荷指令后，改 变煤量到蒸汽流量发生变化所需要的时间，即蒸汽产生的纯迟延时间。 对迟延较大的中速磨直吹式制粉系统的 300 MW 机组锅炉进行了试验， 通过不同的一次风量和改变煤粉细度，当煤量变化10%时，测定各种 工况下蒸汽产生的纯迟延时间。典型试验数据

3、列于表 1。由试验数据可 见，锅炉蒸汽产生的纯迟延时间一般在 1.02.5 min 间，一次风量大、 风速高，其煤粉携带能力强，煤粉 粗则制备过程短，可相应减少纯 迟延时间。试验还表明，纯迟延主要发生在制粉过程，由于一次风量和 煤粉细度受运行要求限制，该迟延时间难以克服。表 1 典型试验数据 一次风量煤粉细度80 t/h61 t/h折向挡板开 度 30%(粗)折向挡板开 度 70%(细)项 目上升下降上升下降上升 下降上升下降 蒸汽产生 的纯迟延 时间/s71.43171.43242.86157.1557.1585.72107.00128.581.21.2 滑压运行影响滑压运行影响机组负荷变动

4、在滑压运行阶段(25%75% MCR)，锅炉蓄热能力将随参数的变化而变化，变化方向恰好与负荷需求方向相同；当需要增加负 荷时，锅炉同时需要吸收一部分热量来提高参数，使其蓄热能力增加； 反之，在降低负荷时，参数降低，释放蓄热。这 2 种结果都阻碍机组对 外界负荷需求的响应，降低了负荷响应速率。在实际试验过程中，试验 曲线出现了负荷升降的迟延平台(见图 1)。以降低负荷过程为例，当负 荷降至定滑压切换点后，锅炉参数下降，释放的蓄热补充了煤量下降所 减少的热量，此时协调控制的调节作用虽能促使煤量进一步下降，但由 于制粉过程的纯迟延作用，暂不能影响负荷变化，负荷将保持一段时间 (2 min 左右)，再

5、开始较迅速地下降。图 1 负荷升降迟延示意P压力；N功率；B煤量1.31.3 协调控制方式协调控制方式嘉兴电厂 300 MW 机组协调控制方式示于图 2。实际上，该系统是一 个以锅炉跟随(BF)为基础的协调控制系统(CCS)。为协调机、炉间对负 荷的不同响应能力，控制系统采用 3 个主要措施：一是在锅炉侧增加负 荷指令的前馈信号(比例+积分)；二是在汽轮机侧增加负荷指令的延迟 环节(PTn)； 三是当主蒸汽压力偏差过大时，增加调节汽门动作的限 制作用。由于 PTn 这一环节的存在推迟了汽轮机调节汽门动作，为锅炉 争取了储备能量的时间，保证了负荷变化后续能量供给，有利于能量供 求平衡，控制稳定，

6、参数调节品质良好；另一方面，因调节汽门延迟打 开，不能充分利用锅炉蓄热能力，使负荷响应的纯迟延时间增加，这在 操作员设定负荷指令时影响不大，但当接受 ADS 指令进行 AGC 自动控制 时，中心调度控制器不能及时收到负荷变化的反馈指令，将对负荷调节 产生恶劣影响。图 2 CCS 原理1.41.4 锅炉蓄热能力的利用锅炉蓄热能力的利用可供利用的锅炉蓄热能力主要来自 2 方面：一是汽轮机调节汽门迅 速关闭或打开时，造成汽压突然变化，相应改变了汽包压力和饱和温度， 使汽包蒸发量突然变化，以适应负荷需求；二是锅炉受热面金属容量的 储存或释放。后者的完成需要一定时间，因此无法利用在负荷指令变化 瞬间缩短

7、负荷响应的纯迟延；前者尽管在一定程度上可有效地缩短负荷 响应的纯迟延，但其程度取决于参数允许偏离设定值的范围，受到机组 安全、经济运行的限制。此外，直吹式制粉系统的锅炉燃烧调节系统是 一个大迟延环节，在利用蓄热能力缩短纯迟延时间的同时，加大了机、 炉间能量供需的不平衡，使调节过程波动加大，负荷响应速度减慢。实 验结果表明，利用蓄热能力调节过程使负荷响应的纯迟延缩短了，而调 节过程延长了(见图 3)。图 3 利用蓄热能力的调节过程实验结果1未利用蓄热能；2利用蓄热能力综上所述，由于锅炉固有的迟延特性，传统的锅炉蓄热能力利用理 论在实际应用中受到限制。滑压运行锅炉蓄热能力的储存和释放对负荷 调节的

8、负面效应，使火电机组对负荷调度的适应性受到一定限制；此外，机组参数变化引起的热应力和对机组寿命的影响，也在一定程度上限制 了负荷调节速度。必须在分析上述特点的基础上，提出提高机组负荷响 应速度的主要途径。2 2 提高火电机组在提高火电机组在 AGCAGC 中负荷响应速度的主要途径中负荷响应速度的主要途径2.12.1 采用采用 BFBF 工作方式，充分利用锅炉的蓄热能力工作方式，充分利用锅炉的蓄热能力在接到负荷指令后，汽轮机调节汽门不加任何迟延地迅速打开，并 放宽限制调节汽门动作的压力波动允许值，能有效地缩短纯迟延时间 (可达 1.01.5 min)。其结果是引起参数大幅度波动和调节过程延长，

9、常常不得不将参数的运行设定值降低，不利于安全和经济运行。因此， 应适当调整 PTn 环节中的时间常数和阶次，达到缩短纯迟延时间和减少 参数波动，两者兼顾的目的。 2.22.2 增强煤量和一次风量的前馈作用增强煤量和一次风量的前馈作用利用负荷变化的前馈信号，迅速改变给煤量，使锅炉的燃烧率发生 变化，适应负荷变化需要。但因制粉过程存在一段纯迟延时间，不可能 有效地缩短纯迟延时间，而预先加入的给煤量在纯迟延时间后，可提高 负荷的变化速率。如利用负荷变化的前馈信号同时改变一次风量，充分 利用磨煤机内的蓄粉来快速响应负荷需要，可有效地缩短纯迟延时间， 免去了制粉过程所耗费的时间，适当调整前馈信号强度可使

10、 达到 1.52.5 min。试验证明，综合利用上述 2 种前馈作用可达到较为理想 的效果(见图 4)。图 4 增加前馈的负荷响应曲线1设定升负荷曲线；2未加前馈的负荷响应曲线；3加煤量 前馈的负荷响应曲线；4加一次风、煤量前馈的负荷响应曲线2.32.3 在在 AGCAGC 调节负荷范围内，升降负荷采用定压方式调节负荷范围内，升降负荷采用定压方式 滑压升降负 荷存在着锅炉蓄热能力变化对负荷调度的负面效应，而采用定压方式可 不改变锅炉蓄热能力，消除对负荷响应的负面影响。 2.42.4 关于一次调频关于一次调频火电机组作为 AGC 的负荷调节对象，具有较大的迟延。若采用反映 电网负荷 供需平衡状态

11、的电网频率信号作为前馈是十分理想的，且 目前大型机组都采用了 DEH 作为汽轮发电机组的调节装置，有较快的调 节速度。在 DEH 内完成一次调频任务，不仅有利于电网频率稳定，而且 可缩小负荷偏差，减轻协调控制和 AGC 的调节负担。目前，网局对省网 AGC 考核是按“守口子”方式进行，即负荷偏差不超过28 MW，调节偏 差方向 10 min 变换 1 次。在某种情况下，若外省机组发生故障，电网 频率下降，本省内投入一次调频机组就会自动增加负荷，有可能扩大本 省网负荷偏差，守不住电量这个“口子”。因此，在考核办法中也应考 虑奖励一次调频装置的投入，并增加 DEH 一次调频的投入和切出的反馈 信号

12、，以监视一次调频投入情况。 2.52.5 控制方式的改进控制方式的改进进行协调控制的火电机组在 AGC 中可看成一个带有一定迟延的调节 对象，调节器在中心调度一方。对于有迟延的调节对象，在控制方式上 已有许多对策，目前根据操作员经验采用人工智能方法，如规则控制、 模糊控制等方式已广泛应用。因此，对于产生 AGC 负荷指令的控制器控 制策略，按考核标准要求进行改造，应视为提高响应速度和调节品质的 重要环节。 2.62.6 主设备配置主设备配置对于网内承担 AGC 任务的机组，在主设备配置上也应作相应考虑， 如燃煤机组煤粉制备是纯迟延存在的主要原因等，因此应选择适当的制 粉系统；对于增加燃烧率的反应速度，中间贮仓制最快，球磨机其次， 中速磨系统最慢。 2.72.7 运行方式运行方式进行 AGC 运行方式的机组，有时为提高响应能力，可采取一些特殊 措施，如在增负荷时短期关闭除氧器抽汽，增加蒸汽做功能力；适当降 低运行参数设定值，允许机组有较大参数波动，充分利用锅炉蓄热能力 等。3 3 结束语结束语为提高火电机组对 AGC 控制的负荷响应能力，需要从设备、控制方 式及运行方式等多方面进行综合改进。对于火电机组，应将 AGC 作为一 种特殊的运行方式，协调控制也应设置一种 AGC 方式以区别正常的控制 方式。