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[摘要]本文介绍了某发电厂合理设计控制区域的AGC控制逻辑,消除AGC指令短周期波动对机组运行稳定性的影响;设计能够兼顾机组运行安全性和经济性的综合控制方案, 针对电厂机组负荷优化分配系统的考核指标。
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[关键词] 某电厂 AGC;一次调频;协调控制系统
1基于区域并网[1-2]的一次调频控制回路和AGC的改进
1.1一次调频控制回路
(1)取消DCS和数字式电液控制系统(DEH)画面上的一次调频功能投/退操作按钮,使一次调频功能始终在投入状态。
(2)协调控制系统与DEH联合进行一次调频的调节[3]。在协调控制系统和DEH中同时投入一次调频校正回路,并且在DEH中将频差信号换算成一次调频因子送至DCS,以保证一次调频控制的速度和精度。
(3)通过抑制AGC的调节来保证一次调频的正确动作方向。在机组投入一次调频和AGC功能时,经常会出现AGC的负荷指令变化方向和一次调频要求的负荷指令变化方向不一致的情况。当出现该情况时,闭锁AGC指令,优先满足一次调频的控制要求。
1.2AGC和协调控制系统
(1)在协调控制系统中,当机组负荷与其设定值偏差大或者主蒸汽压力与其设定值偏差大时则退出协调控制方式和AGC。为了保证AGC的投入率,重新设定偏差值。
(2)AGC数据从电网调度实时控制系统(EMS)到机组DCS的传输方式如图1所示[4]。EMS和DCS的数据传输需要通过光纤通讯、远程测控单元(RTU),其传输距离长、转换过程多,易出现通讯断线、输入输出模件故障等情况,从而影响AGC的投入率。因此,要保证AGC数据传输的可靠性。
图1电网调度实时控制系统与协调控制系统的接口结构
(3)AGC指令从EMS发出至机组协调控制系统需要花费的时间有: EMS控制站的扫描周期;数据通讯和A/D、D/A转换过程; DCS数据扫描和处理周期;协调控制系统的控制指令运算;汽轮机和锅炉对负荷的响应过程;将机组有功功率送回EMS控制站时间。电网调度统计的机组实际变负荷速率与机组负荷变化速率设定值存在负偏差。对此,机组的变负荷速率设定值应比电网考核速率高出0.5%。
(4)火电机组具有定压和滑压2种运行方式。机组滑压运行时,锅炉参数随负荷变化而变化。当需要增加负荷时,锅炉蓄热量增加,反之锅炉释放蓄热量。这样,阻碍了机组对外界负荷需求的响应,降低了负荷响应速率。机组定压方式运行时,不改变锅炉蓄热量,有利于对负荷变化的快速响应。对此,在AGC负荷调整范围内,对于采用汽包锅炉的机组,其升、降负荷采用定压方式运行,并适当允许机组参数有较大波动,以充分利用锅炉蓄热,待变负荷过程结束后再转入滑压方式运行。对于采用大范围滑压运行的直流炉, 则不宜采用此种方式。
(5)目前,通用的燃料和送风量控制中都设计有风/煤交叉限制逻辑,以实现机组升负荷时先增加风量后增加燃料,减负荷时先减少燃料后减少风量,从而制约了机组负荷响应速度[5]。实际运行中,燃煤锅炉采用较大的过量空气系数,所以应考虑在变负荷工况时适当减弱风/煤交叉限制的作用,以保证机组的负荷响应速度。
(6)采用锅炉跟踪方式下的协调控制(CBF)在机组变负荷时,如果能够合理利用锅炉蓄热的变化,可提高机组对负荷指令的响应速度。利用锅炉的蓄热就是在机组变负荷时允许主蒸汽压力的合理波动,即在机组变负荷开始时取消蒸汽压力偏差对汽轮机调节阀的限制,升负荷初期允许主蒸汽压力适当地下降,降负荷初期允许主蒸汽压力适当地上升。对于配备直吹式制粉系统的机组,允许主蒸汽压力偏差在0.3~0.5MPa,机组负荷与其设定值偏差超过20 MW时机组退出协调控制方式。
(7)为了加快机组对AGC的响应速度,采用凝结水节流技术。在凝汽器和除氧器允许的水位变化范围内,改变凝结水泵出口调节阀开度,改变凝结水流量,从而改变抽汽量,暂时获得或释放机组的一部分负荷。凝结水节流技术仅能够解决机组变负荷初期的负荷响应速率问题,改善锅炉侧滞后产生的机组负荷响应延时,但最终的机组负荷响应速率仍然需要锅炉侧燃烧率的快速变化,锅炉主控应与凝结水节流技术相配套。为此,对除氧器、凝汽器、低压加热器水位、锅炉补水等控制回路进行改进。凝结水补水控制回路的被调量改为除氧器和凝汽器的加权水位;低压加热器水位控制回路的常规疏水调节阀应能够适应凝结水流量的大幅度变化,不能打开危急疏水调节阀而影响机组运行的经济性。采用凝结水节流技术的协调控制应具备:机组变负荷时燃料和给水的超调量和超调持续时间均应根据热力参数的变化进行智能判断;根据汽水分离器出口温度允许变化值,加快给水流量的响应速度;计算凝结水系统中的能量变化,并利用锅炉指令的超调量进行补偿。
(8)提高机组变负荷速率设定值。
(9)为了保证AGC调节精度,将AGC指令变化不灵敏区域设置得尽量小,为±1~±2 MW。
(10)为了在机组变负荷过程中保证主蒸汽压力的 稳定,在CCS方式下,将主蒸汽压力的偏差信号引入汽轮机侧的负荷控制回路中,由汽轮机控制和锅炉控制共同稳定主蒸汽压力,但这会降低对AGC指令的响应速度,影响AGC的调节精度。在机组变负荷初期通过主蒸汽压力的合理波动来提高机组对负荷指令的响应速度和AGC调节精度,将协调控制系统压力拉回的设定值加大,以减弱压力拉回的控制作用。
(11)为了加快对AGC指令的响应速度与精度,对协调控制系统的负荷闭锁逻辑进行简化,仅保留燃烧、给水等主要控制回路的触发条件。
(12)为了满足在机组AGC投入条件下协调控制系统的控制精度和稳定性,应进行机组负荷指令锯齿波负荷变化测试,负荷指令以一定的速率和幅度变化,并以三角波的形式反复变化3个周期,考察各主要被调量(机组负荷、主蒸汽压力及主、再热蒸汽温度等)的稳定性。图2为某台600 MW机组进行锯齿波负荷指令的测试曲线[6]。
图2某台600 MW机组进行的锯齿波负荷指令的测试曲线
(13)合理调整煤量和一次风量,从而缩短锅炉响应负荷变化的迟延时间和减少运行波动。
(14)绝大多数协调控制系统在起、停磨煤机时因制粉系统难以控制而闭锁增减负荷。对此,在机组DCS中实现磨煤机自起停功能,使起动磨煤机负荷点提前,以牺牲部分厂用电率来换取负荷调节的连续性。直吹式制粉系统磨煤机子组自起、停优化改进方案是保证AGC调节速率的一个有效的手段[7]。
2结论
(1)由于受短期负荷预测能力的限制,电网调度送至发电机组的AGC指令常常在很短的周期内呈现波动趋势,使机组的风量、煤量、给水流量、蒸汽温度等控制系统频繁调节,从而影响了系统的稳定性,加剧了主、辅机的磨损,使机组的寿命缩短,检修的成本上升。对此,应设计合理控制区域的AGC控制逻辑,在保证电网供电质量的前提下,减少机组的AGC动作次数和变化幅度。
(2)为了满足一次调频和AGC调节指标的要求[1-2],所采取的放宽退出协调控制和AGC的条件、取消风/煤交叉限制、设定较高的变负荷速率、削弱压力拉回的作用、减少负荷闭锁增/减的触发条件都会影响机组运行的安全性和稳定性。因此,应根据机组的设备现状,设计能够兼顾机组运行安全性和经济性的综合控制方案。
(3)AGC指令由原来的单台机组改为全厂机组负荷指令,由全厂机组的负荷优化分配系统[8]按照经济性、快速性、调节频度等将AGC指令分配到各机组,实现机组的安全、稳定和经济运行。因此,应增加针对厂级机组负荷优化分配系统的考核指标。
[参考文献]
[1]张秋生.大型火电机组一次调频参数的设置及其对协调控制系统稳定性的影响[J].河北电力技术,2010,23(5):9-11.
[2]李卫华,王玉山,段南,等.600MW火电机组AGC运行方式下的控制特性分析[J].华北电力技术,2009(11):1-4.
[3]张秋生,梁华.协调控制系统稳定性的影响因素及考核方法[A].2008年全国发电厂热工自动化专业会议[C].2008.
注：文章内所有公式及图表请以PDF形式查看。 |
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发表于 2018-7-16 17:44:06