火电机组参与电网AGC调节方法

火电机组参与电网AGC调节方法目前，随着电网规模的不断扩大和自动化水平的不断提高，具备自动发电控制AGC（AutomaticGenerationControl）功能的机组在电网中的比重越来越大，自动发电控制技术已经成为现代电网运行不可缺少的手段，维持电力系统频率合格稳定、控制电量按照计划与电网经济调度运行方面发挥了重要作用。目前，300MW和600MW机组的单元机组协调控制系统都具备AGC功能，许多125MW与200MW机组，经过DCS改造后也具备了此功能。一、概况电网调度中心通过机组DCS系统直接控制机组目标负荷，或者通过厂级实时监控信息系统SIS来实现机组群的负荷自动控制。这里，同时介绍AGC的调节特性与改善AGC调节品质的技术手段，供大家一起参考。二、AGC特点及分析1、直控机组负荷的AGC功能电网调度中心通过通讯连接到电厂远动端子单元RTU（RemoteTerminalUnit），而RTU与电厂各机组DCS通过硬接线（DI/DO、AI/AO）连接信号。1)通常DCS通过RTU单元送往中调的信号如下：●AGC投入自动请求（DO），表示该机组可接受中调AGC的控制；●闭锁增减信号（DO），机组禁止增减机组负荷；●机组实际负荷（AO），由电气信号通过RTU单元输送到中调；●RTU送往AGC的信号：中调AGC投入请求（DI）与AGC指令（AI）；2)AGC自动投入的过程如下：在协调控制系统的单元机组负荷指令ULD控制中设有投/切AGC的M/A操作站，该站设为自动方式时，表示该机组AGC已投入自动。●操作员在AGC控制站发出投自动请求；●输出到中调的“AGC投入自动请求”DO信号为有效，表示该机组可以接受中调的AGC负荷指令控制；●当中调将机组的负荷控制方式置为自动时，中调“AGC投入自动信号”DI由0变1；●为实现AGC的无扰切换，投入自动前，中调给机组的AGC指令跟踪机组的实际负荷；●此后，机组运行方式由CCS控制方式为AGC自动控制方式，CCS接受中调AGC指令作为负荷设定值进行闭环控制；●当不满足AGC自动条件时，AGC控制站自动切换到手动状态，主要有以下条件：A）操作员将AGC控制站置为手动方式；B）中调切除AGC自动方式，“中调AGC投入自动”信号为“0”；C）中调AGC指令AI坏质量；D）CCS切除自动；在AGC自动控制过程中，如果机组工况出现异常，不能满足负荷调节要求，CCS的负荷增、减指令信号将闭锁。同时闭锁增/减信号送中调，此时AGC指令失去实际作用，机组负荷指令输出值不变。2、由SIS分配机组负荷的AGC功能当电厂有多台发电机组时，利用SIS系统来优化调度全厂负荷，SIS系统根据电网调度中心发出的全厂发电总负荷，在机组之间进行合理的负荷分配。1）根据运行机组在当前负荷下的负荷响应特性，确定最适宜的增、减负荷的机组；2）根据机组经济评价指标因素，包括机组的效益指标和运行损耗指标，确定最适宜增、减负荷的机组；3）根据机组运行安全指标、稳定指标的评价因素，确定最适宜增、减负荷的机组；三、火电机组的AGC调节特性电网调度对发电机组AGC的主要投运指标有以下几个方面：1）机组负荷变化速率；2）机组负荷响应迟延时间；3）机组负荷变化范围；4）机组负荷静态偏差；5）机组负荷动态偏差；在上述的几个指标中，负荷变化速率和负荷响应延时时间是其中重要指标。火电机组负荷调节速率与响应时间的影响因素，在经过试验后有以下4方面影响调节品质：1）锅炉响应的迟延时间火电机组对负荷响应的延时取决于锅炉接到负荷指令后，从煤量改变到蒸汽流量发生变化所需时间，由于制粉系统的类型不同，机组对负荷的响应速度也不同。中储式制粉系统因为没有制粉过程的影响，负荷响应较快；钢球磨直吹制粉系统可以利用磨煤机筒体的存粉，通过调节系统的前馈作用，可以提高负荷响应速度，但是对于中速磨直吹系统，磨内只有少量存粉，前馈作用不明显，因此对负荷的响应速度较慢。2）滑压运行的影响滑压运行对负荷的适应性较差，这是因为机组在滑压运行时，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；降低负荷响应速率。以降低负荷为例，当负荷将至定滑压切换点后，锅炉参数下降，释放的蓄热补充了煤量下降所减少的热量。虽然控制调节器已经调节煤量下降，但由于制粉系统的迟延作用，暂时不影响负荷变化，将保持2分钟的时间，再开始下降。3）磨煤机启停的影响磨煤机的启停会对直吹式制粉系统机组的负荷调节产生影响，通常600MW的机组配备6台磨，负荷在一定范围内变化时，不需要启停磨煤机的操作，但若负荷变化大，则需要启动或停止磨煤机，其中暖磨、空磨的操作，影戏锅炉燃烧工况，造成参数波动，因此有些机组在启动或停止磨煤机时还要切除AGC和CCS运行。4）锅炉蓄热能力的利用协调控制系统在负荷调节过程中，是否利用锅炉的蓄热能力，对负荷响应速度的影响较大。高温高压锅炉机组蓄热的储存和释放发生在机组负荷的变化过程中，由于汽压的变化使汽化潜热改变，或由于汽温的变化使锅炉受热面金属热容量改变，他们的变化需要一定的时间，因此无法利用在负荷指令变化瞬间缩短负荷变化的纯迟延，太快的温度变化对于机组是不允许的。当汽机调门迅速地关闭或打开时，可以造成汽压的突然变化，使蒸发量突然改变，以适应负荷的瞬间需求。通过汽压的变化利用锅炉蓄热能力，尽管在一定程度上缩短了负荷的响应迟延，但其程度取决于参数的允许偏离设定值的范围，受到机组安全、经济运行的限制。直流锅炉的蓄热能力差，此外，直吹式制粉系统的锅炉是一个大迟延环节，在利用蓄热能力缩短迟延时间的同时，加大了机、炉能量供需的不平衡，使调节过程波动加大，负荷响应速度减慢。四、改善火电机组AGC调节品质的技术手段单元制机组的负荷控制一般由协调控制系统来完成，协调控制系统通过改变锅炉燃烧率（直流锅炉控制燃水比）和汽机调门开度来调节机组负荷和主汽压力。协调控制系统保证机组安全的前提下，尽快响应调度的负荷变化要求，并保持主汽压力在允许的范围。主汽压力反映了机、炉之间的能量平衡，是机组安全、稳定的重要标志。以下通过控制策略改善机组的AGC协调控制能力：1）汽机调门迅速响应负荷指令，充分利用锅炉的蓄热能力协调控制系统接到AGC负荷指令调节后,汽机调门不加任何迟延迅速打开,并放宽限制汽机调门动作的压力波动允许值,通过试验负荷响应纯迟延时间t缩短1.0~1.5min.。利用锅炉蓄能，暂时牺牲主汽压力参数的稳定，只是为了满足负荷指令变化之始瞬间的需求，注意加强汽机调门限制功能，避免由于调门动作过快而引起参数大幅度波动和调节过程过长。具体在调试试验时，参数的整定尤为重要，可参见下图组态的关系：这是一个以锅炉跟随BF为基础的协调控制系统，在锅炉增加负荷指令的比例微分前馈信号；在汽机增加负荷指令的迟延环节PTn，PTn环节推迟了汽机调门动作，为锅炉争取了蓄能时间，保证负荷变化后的能量供给，利于能量平衡，控制性能稳定、品质良好。但当接受ADS指令进行AGC自动控制时，中调不能及时收到负荷变化的反馈信号，将对负荷调节产生不利影响。应适当调整PTn环节中的时间常数和阶次，同时放宽限制调门动作的压力波动允许值，可取得良好效果。详见下图：协调控制策略2）增强煤量和一次风量的前馈作用利用负荷指令的前馈信号，迅速改变给煤量，使锅炉的燃烧率发生变化，适应负荷的需要。但采用直吹式制粉系统的机组，由于制粉需要一段时间，负荷指令的前馈信号，只能提高负荷变化速率，不可能有效地缩短负荷响应纯迟延时间。将负荷指令前馈信号同时作用在一次风量，利用磨煤机中的蓄粉快速响应负荷指令，免去了制粉过程所需要的时间，可以缩短负荷响应纯迟延时间，综合利用煤量和一次风量前馈可使负荷响应时间缩短1min的时间。3）采用定压-滑压联合调节方式提高负荷响应速度滑压运行方式在低负荷下具有较好的经济性，并使汽轮机各部件承受较低的热应力，在调峰运行，有必要改变传统的定压运行方式。综合考虑机组节能、负荷响应和安全稳定运行，采用联合滑压控制方式，即定压-滑压-定压方式，根据机组容量不同，一般在30~40%额定负荷以下采用定压运行方式，在30~80%范围内采用滑压运行，80%以上负荷采用定压运行方式。在提高滑压工况下的负荷响应速度，控制方式为，变负荷时先保持定压运行，使机组获得定压时的变负荷速度，等机组变负荷完成后，再回到变压运行方式，这样即满足快速变负荷的要求，又能在稳态时完成机组的滑压运行要求。4）正确使用风煤交叉限制燃烧控制系统采用燃料/空气交叉限制（风煤交叉限制），是《火力发电厂热工控制系统设计技术规定》推荐的方法，在机炉协调控制系统方案中，锅炉主控的燃料与送风系统之间，按过量空气原则引入交叉限幅，实现加负荷先加风后加燃料，减负荷先减燃料后减风。对于机组燃料供给方式的不同，可采用各种适合本台机组要求的控制方案，控制系统的完备将对机组的稳定和负荷响应时间都有很好的改观。CCS系统设计时，既要保留风煤交叉限制，又能让调节系统在接到负荷变化指令的同时开始动作，适当的进行平行调节。这样即能保证燃烧控制的安全，又让锅炉控制系统获得较快的响应。风煤交叉限制的方案有很多种，不一一赘述。表1负荷变动试验中各主要被调参数的动态、稳态偏差参数负荷变动试验动态品质指标AGC负荷跟随试验动态品质指标稳态品质指标直吹式机组中储式机组直吹式机组中储式机组300MW以下机组/300MW及以上机组/①②③④⑤⑥负荷指令变化速率/%Pe·min-12233341.52.0实际负荷变化速率/%Pe·min-1≮1.5≮1.5≮2.2≮2.5≮2.5≮3.2≮1.0≮1.5//负荷响应纯迟延时间/s12090906040409040//负荷偏差/%Pe±3±3±3±3±3±3±5±5±1.5±1.5主汽压力/MPa±0.6±0.5±0.5±0.5±0.5±0.5±0.6±0.5±0.2±0.3主汽温度/℃±10±8±8±10±8±8±10±10±2±3再热汽温度/℃±12±10±10±12±10±10±12±12±3±4汽包水位/mm±60±40±40±60±40±40±60±60±20±25炉膛压力/Pa±200±150±150±200±150±150±200±200±50±100烟气含氧量/%////////±1±1注：等级直吹式机组：指标①为合格指标，指标②为优良指标。等级以下直吹式机组：指标②为合格指标，指标③为优良指标。300MW等级及以上中储式机组：指标④为合格指标，指标⑤为优良指标。300MW等级以下中储式机组：指标⑤为合格指标，指标⑥为优良指标。表2火力发电厂模拟量控制系统定值扰动下的品质指标控制系统定值扰动ψ最大超调M1稳定时间tS稳态偏差δABABABAB三冲量汽包水位40mm60mm0.7～0.815mm25mm3min5min±20mm±25mm过热汽温喷水减温±5℃0.75～11℃15min20min±2℃±3℃再热汽温喷水减温±5℃0.75～11℃15min20min±3℃±4℃炉膛压力100Pa150Pa0.75～0.920Pa30Pa40s1min±50Pa±100Pa送风风压/差压100Pa150Pa0.75～0.920Pa30Pa30s50s±100Pa±150Pa一次风压300Pa0.75～160Pa30s50s±100Pa±100Pa磨煤机风量5%0.75～0.91%—20s±5％±5％磨煤机出口温度3℃0.75～0.90.6℃—5min±3℃±3℃钢球磨入口风压50Pa0.75～10Pa20s20s±40Pa±40Pa0.9除氧器水位100mm0.7～0.8—10min20min±20mm±20mm除氧器压力50kPa0.75～1—1min1min±20kPa±20kPa凝汽器水位50mm0.75～1—3min5min±20mm±20mm注：A为300MW等级以下机组；B为300MW等级及以上机组。