优化协调控制系统提高机组AGC响应速率

赵 雷

大唐黄岛发电有限公司 山东 黄岛 266000

0 引言

目前高容量的电网运行情况对发电机组的AGC投运提出了更高的要求，而发电机组的AGC投运情况的优劣取决于机组的协调控制系统的控制品质。本文结合大唐黄岛电厂三期两台超临界670MW火电机组AGC的投入运行情况，提出了对机组协调控制系统进行优化，进而提高机组AGC的响应速率。

1 AGC系统的概述

火电机组AGC系统主要由机组控制系统、远程终端控制系统（RTU）、传输通道和电网调度实时控制系统组成。火电机组将电厂的运行情况传输到电网调度中心，电网调度系统进行数据分析，对火电机组的负荷进行分配，发出AGC指令传输到电厂的RTU装置。信息传输过程如图1所示［1］。

AGC指令是根据当前负荷需求和电网频率的稳定要求，每几秒钟运算一次机组的设定负荷，由此产生指令信号，AGC指令是由基本负荷分量和调节分量组成。基本负荷分量在短期的预测中制定的日负荷发电量；调节分量是负荷预测系统在根据当前几分钟内负荷的变化情况预测得出下一个时间段负荷的调节量［2］。

图1 电网调度与电厂的信息传输过程

火电机组通过分散控制系统（DCS）中的机炉协调控制系统（CCS）完成对AGC指令的响应和调节，CCS又包括锅炉跟随、汽机跟随、机炉协调多种控制方式。不管机组CCS采用哪种控制方式，其最终的目的都是通过协调机组的燃烧和调门的开度，尽可能地快速响应AGC指令和运行人员的操作指令［1-2］。

2 控制对象的特点

大唐黄岛电厂三期两台机组协调控制系统在投入运行后基本可满意电网调度中心AGC的指令要求，但是机组在负荷升降和燃料扰动等情况下，主蒸汽压力和温度波动幅度较大；且在负荷命令变化后机组系统响应慢，难以满足电网调度中心对AGC投运的要求。调度中心对AGC的投运要求为机组出力调整迟延时间小于30s，机组负荷调节速率不小于机组额定出力的1.2%［3］。

在机组协调控制系统的设计中应尽量克服纯时延、大滞后环节对控制系统稳定性的影响，尽可能加快锅炉侧的动态响应；并且要保持燃料率与给水量之间的平衡等。在锅炉跟随的协调方式下，锅炉主控维持机前压力、汽机主控控制机组负荷，这种控制方式下系统具有较高的控制精度且机组负荷响应速度较快。因此采用锅炉跟随的控制方式，机组最适合投入AGC运行，本文也是在此基础上进行机组协调控制系统的优化。

黄岛电厂两台机组锅炉采用直流式锅炉，在锅炉蓄热能力方面表现较差，并且在不同的负荷段锅炉的蓄热能力也有较大差别，锅炉的给水流量对机组的稳定性和相关参数也有明显的影响。由于机组锅炉蓄热能力较差，并且具有较强的迟延性和耦合性，机组在正常运行时，不利于机组负荷变化，对机组的安全稳定性能有一定影响［4］。机组在负荷变化过程中初始阶段响应较慢，如果只是加大燃料前馈，可能使负荷变化超调，相关的主要参数不稳定，鉴于以上情况在机组协调控制系统的设计和参数调整中，还需要考虑燃料和给水量的比例，保证燃料和给水量的平衡关系。总之在使协调控制系统满足机组安全稳定运行的同时，还要满足能够快速跟踪AGC指令的变化。

3 对协调控制系统的优化处理

为使系统较好地跟随电网调度中心的AGC指令，并结合机组在调试期间出现的问题，工程人员对机组的协调控制系统进行了相应优化处理。火电机组的协调控制系统包含多输入、多输出的复杂系统，针对调试过程中出现的问题，对系统增加非线性函数和变参数设置，可适当提高机组对诸如煤种变化、负荷变化等外界干扰的适应能力［5］。

1）改变燃料量负荷前馈

大唐黄岛电厂三期超临界机组在升负荷过程中，发现锅炉的蓄热能力有下降趋势。针对此种情况，在系统中增加变负荷指令前馈；对虚假煤位使燃烧调节滞后，在系统中增加给煤量前馈；这样通过记录不同负荷下的燃料量，就可得到锅炉的静态前馈参数［6］。在机组负荷变动的AGC调试实验中发现单一的f（x）函数难以满足机组变负荷时对系统的需求，因此根据负荷偏差变化的特点对燃料量前馈增加动态可变前馈回路，如图2所示。

图2 优化后的燃料主控前馈

在负荷AGC指令与实际负荷偏差较大情况下，机组增负荷时通过f（x）对燃料主控前馈进行修正调整，增加锅炉燃料量；机组减负荷时通过f（x）对燃料主控前馈进行修正调整，减少燃料量。机组在稳定工况下，没有变化时此回路失效；在压力闭锁情况下，此回路作用也会失效，此时由原CCS控制回路自身进行闭锁和调节［7］。优化后的燃料和给水前馈曲线如图3所示。

2）预加减燃料

通过预加减可克服主蒸汽压力惯性，在蒸汽压力回路中增加一路预加减燃料前馈，可实现系统根据实际负荷的需要对燃料量做相应地增减。此回路在系统中的主要作用是在负荷变化开始时，增加主蒸汽压力的变化力度，克服主蒸汽压力的惯性，从而达到加快负荷变化速率的目的［8-9］。

3）增加机组对煤质变化的适应能力

目前燃煤锅炉的煤质得不到保障，机组的协调控制系统的稳定性和AGC投入的品质很大程度上也受到煤质变化的影响。机组在负荷变化较大时，系统为提高机组的快速响应能力，会采用较强的前馈作用，在此作用下机组负荷就会出现较大程度地超调。因此在燃料量发生较大变化时，系统对前馈环节作出相应地修正，可在一定程度上减小超调程度，提高系统的稳定性能和对负荷变化的响应速率［10］。

图3 优化后的燃料和给水前馈曲线

4）对汽轮机调门特性流量曲线整定

根据高调门的实际流量特性曲线和重叠度数据，优化DEH系统高调门单阀和顺序阀流量曲线，使流量趋于线性化。整定后机组可较准确和快速的响应中调指令，保障和提高了AGC投入品质［11］。

4 系统优化后AGC的投入情况

协调控制系统优化后，分别对黄岛电厂三期两台机组进行了相应的AGC系统性能测试，测试结果表明系统具有较好的负荷响应性能，机组升负荷和降负荷的实际速率都大于12MW/min，满足电网调度中心对机组跟踪AGC指令的要求，且机组在投运AGC后运行稳定，各模拟量控制子系统的调节效果良好。机组在升负荷时各项相应参数如图4所示。机组在降负荷时各项相应参数如图5所示。

图4 机组升负荷时AGC指令、实际功率、主蒸汽压力、煤量关系曲线

图5 机组降负荷时AGC指令、实际功率、主蒸汽压力、煤量关系曲线

由图4和图5可见在机组升负荷和降负荷的过程中，机组的实际负荷值与AGC的指令值最大偏差为4MW，主蒸汽压力最大偏差为0.6MPa，给水量也根据负荷的变化而变化，其他参数也基本稳定，机组运行满足电网AGC及机组安全运行的要求。

5 结语

黄岛电厂三期两台超临界670MW机组控制系统设计合理，且根据机组特点对其协调控制系统做了相应地优化，采取了适应机组特点的控制策略，协调控制系统优化后机组的AGC投运可较好地满足电网调度中心的要求，达到了预期的效果。

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［2］王家兴，白焰，董玲等.超临界600 MW机组直流炉协调控制系统及AGC策略的改进与应用 ［J］.热力发电，2008，37（12）：85-89.

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［5］毕贞福.火力发电厂热工自动控制实用技术［M］.北京：中国电力出版社，2008.

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［7］谢谢.基于电网AGC性能指标的单元机组协调控制系统研究［D］.北京：华北电力大学，2012.

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