摘要：随着《可再生能源‘十三五’规划》的提出，甘肃新能源发展迅猛，风电、光伏等新能源大规模集中并网。新能源的快速发展，对火电机组的AGC性能的要求将会越来越高。网内机组AGC投运率及机组协调控制性能要求越来越高。需通过开展自动控制优化，提高自动发电控制调节品质。
关键字：机组协调控制 AGC 控制优化
引言
国电电力酒泉发电有限公司2*330MW机组，位于甘肃省酒泉市，是甘肃省和西北电网公司“十一五”规划中的重点电源建设项目。该项目的建设符合国家“西部大开发”的发展战略，对本地区建设循环经济、促进该市发展集中供热具有重大意义。机组在发电投产后，DCS内的协调控制方案自动调节品质较差，锅炉燃烧系统底层自动控制策略也不满足协调控制系统快速升降负荷要求。通过本次AGC控制系统优化的工作，使机组协调控制系统满足AGC控制各项指标要求、以保障机组的安全、经济、稳定运行。
1. 机组CCS以及AGC优化工作
根据汽包炉机组特性、采用典型的协调控制方案对#1、#2机组的逻辑进行了全新构架。 大容量火电机组，从改变煤量到主汽流量发生变化存在着较大的纯迟延，机组采用直吹式制粉系统330MW机组，该迟延一般在60s—150s左右。根据机组特性，主要修改的范围包括：优化协调控制系统、子系统控制策略构架，完成协调控制投入；增加基于协调控制的前馈控制模块；燃料—一次风—
图1.1机组协调控制模型
二次风联动调节优化； 完善二次风量设定函数优化；增加优化一次风机自动控制风压设定控制方案；优化协调控制增减闭锁方案；增加协调汽机主控PID变参数控制逻辑。
1.1针对燃烧滞后和机组模型的差异性问题设计了基于机组模型的动态解耦算法，在提高汽机侧参数的前提下利用动态前馈量可以有效减弱燃烧迟延对负荷响应和主汽压波动的影响，根据模型的不同特性设置不同的自适应前馈量。协调投入后，通过定负荷变压力压，定压力变负荷试验，整定锅炉压力调节器、汽机功率调节器PID参数。为机组适应AGC方式下的频繁变负荷提供整定依据。
1.2 完成两台机组汽轮机调门特性优化试验，解决底层调门特性问题。为AGC和一次调频提供一个适应性强的执行器，提高调频调峰过程中的控制稳定性。调门特性优化的重要性包括提高控制稳定性、负荷响应速度、控制参数鲁棒性、加快对AGC升降速率的响应。
1.3燃烧、风烟等分系统优化包括:彻底解决炉膛负压、送风等重要保护相关自动控制系统调节品质差的问题。当机组高负荷阶段由于煤量的超调可能需要锅炉侧磨煤机接近最大出力，导致燃料系统和风量、风压系统不匹配，最终影响机组汽温、汽压大幅波动。修改现有稳定煤种品质与磨一次风量、一次风压的配比关系，负荷与风量函数配比关系，进行参数重新整定。通过修改设定值评测自动调节品质，保证子系统的调节满足《657-2015火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》的要求。
1.4实现典型锅炉指令动态分量的逻辑实现（图例1.2）。保证机组燃料—一次风—二次风联动。在不同负荷下锅炉输入的静态平衡是由基于 BID 信号的相应的子控制回路指令信号维持的，如燃料量、一次风压和风量指令信号。但是，在负荷变动时由于子回路响应时间的滞后，仅有这些是不够的。考虑到锅炉的动态平衡，锅炉输入变化率（BIR）
图1.2典型锅炉指令动态分量逻辑原理
是以负荷指令信号为基础，根据相应子控制回路单独产生，并作为前馈信号个别加到燃料、风量、一次风压等的指令信号上。各 BIR 信号根据机组负荷上升和下降单独调整信号的强弱。BIR 量也会因为不同的负荷变化幅度，改变所需要的量，因此进行了负荷区间、负荷变化幅度（Load Change Width）的增益放大修正。
1.5为增加AGC指令下负荷的快速响应，增加汽机功率调节器指令叠加前馈方案（图1.3）。机组控制方式处于炉跟机控制方式，锅炉调节器维持主汽压力，汽机调节器调节机组有功功率。利用负荷指令对汽机调门的作用，使得汽机调门快速动作，朝向AGC指令的方向快速改变，迅速跳出负荷调节死区。
图1.3 指令叠加前馈方案
AGC投入后典型问题：
#1、#2机组AGC投入后，电网对于机组的考核很多，影响电厂经济效益。我们去省调自动化部门将AGC区域段考核数据，即《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》规定及甘肃省电网中日96个时段（每15min）负荷考核点进行了数据采集。
通过在电厂DCS侧查曲线，将采集的数据中AGC指令下发时间、实际负荷响应时间、电网电厂侧时间偏差、电网电厂侧实时有功功率进行逐条分析，通过技术分析发现，即使是在AGC指令不变化的时候，也存在响应时间不满足要求的情况（图1.4 AGC考核区域时段考核）。图中响应时间900S的点是非正常考核点。
图1.4 AGC考核区域时段考核
通过组织技术人员对DCS内协调控制逻辑、参数采集的相互对比，发现电网侧采集的有功功率（取自电气至DCS侧三个功率信号）参与电厂自动控制系统CCS功率调节器内所调节参数与电网调度EMS系统内功率信号存在偏差，故造成了较多考核。有功功率（取自电气至DEH侧三个功率信号）经与电网调度EMS系统内功率信号对比，偏差极小，故采用 DEH侧功率信号参与CCS协调控制，不响应次数大幅减少。（图1.5 电气至DEH、DCS侧功率信号）
1.5 CCS侧（或功率回路）典型原理图
结束语：
机组协调控制系统优化完成后，各项指标效果显著，达到了预期目标。通过开展机组大幅度变负荷、启停磨煤机以及煤种变化等扰动考验，机组的AGC汽温、汽压控制的性能指标和稳定性都有了大幅度提高，降低了运行人员的劳动强度，有效地提高了机组的安全性和经济性。同时证明了，此控制策略的实施能够更好地解决330MW亚临界火电机组热工自动控制中的难题，具有很好的借鉴意义。
参考文献：
［1］梅得奇，朱 珂，李卫华，等．600ＭＷ 火电机组协调控制策略优化 [J]．热力发电，2009，38（5）：
［2］郑飞, 金丰. 大中型火电机组AGC快速响应控制策略优化的研究 [J]. 东北电力技术, 2013, 34 (5) : 21-23
［3］西北电监局 西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则
［4］西北电监局 西北区域发电厂并网运行管理实施细则
论文作者:闫培飞
论文发表刊物:《基层建设》2018年第31期
论文发表时间:2018/12/18
标签：机组论文; 负荷论文; 指令论文; 功率论文; 信号论文; 汽机论文; 电网论文; 《基层建设》2018年第31期论文;