摘要：在发电厂生产过程中，自动发电控制（AGC）作为调整电网功率和频率的重要手段得到有效的应用。基于火力发电厂的生产特点和电网的运行实际，自动发电控制（AGC）也需要根据电网运行情况进行不断的优化。因此，加深对自动发电控制（AGC）的了解并认真研究其控制策略优化及应用，是提高电网运行质量和电网稳定性的关键。
关键词：自动发电控制；控制策略优化；研究
一、前言
为了提高区域电网CPS考核的成绩，电网公司对并网发电机组的变负荷性能提出了更高的要求。机组原有AGC变负荷速率根本无法达到要求，且机组的其他性能都不稳定。需要对发电机组的协调控制系统（CCS）进行调整，目的在于保证机组安全运行的前提下提高机组负荷能力，在AGC负荷指令变化的情况下尽可能减少锅炉设备的频繁调节。
二、自动发电控制（AGC）控制策略优化之前的现状
对于区域电网而言，基于自动发电控制（AGC）的代表性，对自动发电控制AGC进行必要的控制策略优化，不但可以提高区域电网的响应效果，同时还能够满足电网运行需要。因此，深入研究自动发电控制（AGC）控制策略是十分必要的。
1、AGC指令
AGC指令存在小幅度双向变化和大幅度单向变化两种情况。第一种情况的出现导致发电设备频繁往复调节，造成设备疲劳损耗，检修周期缩短，检修费用增加，且机组负荷调节性能也不理想。第二种情况将会导致发电机组无法快速响应AGC指令的突然反向变化，造成汽压、汽温的失衡，机组实际负荷不能及时响应AGC负荷指令。
2、原协调控制系统（CCS）对于AGC方式和CCS方式来说，机组的锅炉、汽机控制并无区别，区别在于机组负荷指令分别由调度和运行人员给出。原协调控制系统第一个特点是，在协调机组发电负荷与主汽压力的关系时，充分考虑了主汽压力的偏差，表现为机组相对比较稳定，但变负荷速度较慢；第二个特点是为了加快变负荷速度，在锅炉主控的控制参数上使用了很强的微分作用，这在负荷指令由运行人员手动给出时问题不大，但一旦机组投入AGC方式时，由于AGC指令具有来回变化的特征，致使锅炉侧的设备频繁大幅度往返调节，机组无法达到稳定状态，负荷调节性能也不理想。
3、机组变负荷性能分析
燃煤机组的负荷主要取决于负荷对汽机调门和锅炉燃烧率的响应特性。协调控制系统控制下的机组，其燃料、风可以认为是锅炉主控指令的随动系统，而锅炉热负荷对锅炉主控指令（煤、风）变化的响应有较大迟延，其变负荷速度较慢。而汽机侧与负荷有关的调节量主要是汽机的调门，调门快速跟随汽机指令变化，其变化引起的蒸汽流量、发电负荷和主汽压力的变化可认为是一个较快的惯性环节。因此，对于燃煤机组来说，锅炉燃烧产生锅炉热负荷的过程对于机组变负荷速率起决定性作用，它是一个迟延比较大的高阶惯性环节，它与制粉系统和锅炉的类型有关。
三、自动发电控制（AGC）控制策略优化过程
1、汽机侧变负荷控制的改进
原控制系统中，当机组负荷小于AGC负荷指令，汽机调门在负荷偏差的作用下将会开大，此时主汽压力下降，当主汽压力低于其设定值时要求关小调门，由于升负荷与主汽压力恢复对调门的作用相反，机组的升负荷速率较慢。
改进后的系统中，在汽压低于设定值一定的范围内，汽机调门不会因主汽压力的下降而动作，确保了机组升负荷的起始性能良好；同样，机组减负荷过程时，主汽压力高于设定值一定范围内，汽机调门不会因主汽压力的上升而动作。
2、汽机主控指令闭锁
在机组实际运行过程中，由于各种原因，主汽压力的变化可能比较大，为了保证机组的安全，用主汽压力的变化幅度对汽机指令进行闭锁，避免机组主汽压力进一步恶化，引起机组的不稳定。
（1）出现以下情况时调门闭锁开
主汽压力偏差下限（目前设置-1.0MPa）；
主汽压力过低（目前设置11MPa），此保护主要用于低负荷；
主汽压力下降速度过快（目前设置1MPa/min）。
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（2）出现以下情况时调门闭锁关
主汽压力偏差上限（目前设置0.8MPa）；
主汽压力过高（目前设置16.5MPa），此保护主要用于高负荷。
3、锅炉侧变负荷控制的改进
协调控制系统的锅炉指令BM用于控制锅炉的燃烧率（煤量和风量）。原协调控制系统中，锅炉热负荷主要由常规的PID调节，并配以负荷指令比例和微分前馈，由于锅炉负荷的动态特性比较差，这种调节方法的调节品质比较差，难以兼顾负荷变化和稳态的工况。
改进后的协调控制系统，在负荷变化时，锅炉指令采用粗调+超调+微调的控制策略，此时锅炉侧的PID调节单元被冻结。
4、汽机侧的稳态控制
汽机侧的稳态控制方式与原协调方式相似，调节电负荷和主汽压力的综合偏差，锅炉有内扰时，由于其引起的电负荷和主汽压力的变化方向相同，图1中k4/k1取合适的值，能使汽机侧的PID输入偏差基本不变，锅炉负荷变化时不影响汽机侧调节系统，实现锅炉侧对汽机侧的解耦目标。
5、锅炉侧的稳态控制
锅炉指令的粗调使机组负荷接近其目标值，机组进入相对稳定的状态时，锅炉指令才由其PID作用进行细调，锅炉侧PID的输入：IB=k1ΔN+k2ΔP=k1（N0-N）+k2（P0-Pt）（1）
通过调节锅炉指令并与汽机侧调节配合，最终达到系统平衡，使IB=0，此时，N=N0，Pt=P0。
由于电负荷和主汽压力对锅炉指令的对象特性是一种迟延很长的高阶惯性环节，由常规PID构成的锅炉侧调节系统的调节品质较差，在本方案中其主要承担消除较小的稳态偏差的任务，调节作用设置得较弱。另外，系统还对原PID的调节作用作了改进，新系统中Kp、ki为负荷指令的函数，可以在不同负荷下设置不同的调节参数。
四、自动发电控制（AGC）控制策略优化取得的积极效果
由于对机组投入AGC后的各种工况都有周密的考虑部署，控制系统优化的效果非常明显，实现了优化目标。一年多的实际运行表明，协调控制系统改进后负荷的调节速率比原来有较大的提高，达到了目前电网的AGC变负荷性能要求，并能保证机组安全稳定地运行。
不管AGC是大幅度的变负荷，还是频繁小幅度的来回变负荷，机组电负荷都能基本上无迟延地快速跟随AGC负荷指令变化，电负荷与速率限制后的负荷指令基本重合，稳态过程中，协调控制系统有较好的稳定性，电负荷与其指令的稳态偏差很小。
（1）负荷响应迟延
电负荷响应迟延<60s。
（2）变负荷速率目前机组变负荷速率设置为6MW/min，实际电负荷在主汽压力偏差小于0.6MPa范围内达到6MW/min的变化速率，如主汽压力偏差与负荷指令变化同向时，实际电负荷变化速率>6MW/min。
（3）AGC负荷范围
目前AGC能在165～330MW负荷范围内正常投运，且达到上述变负荷性能。从控制角度来看，AGC的最低负荷还能降低，满负荷时基本上无超发现象。
五、结论
通过本文的分析可知，在电网运行过程中，自动发电控制（AGC）控制策略的优化至关重要。按照发电厂的生产流程以及电网的运行实际，在具体的控制策略优化中，应找准优化的着力点，做好汽机侧变负荷控制的改进、汽机主控指令闭锁、锅炉侧变负荷控制的改进、汽机侧的稳态控制、锅炉侧的稳态控制等改进。保证自动发电控制（AGC）控制策略优化取得积极效果。
参考文献：
[1]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]；华北电力大学；2012年
[2]梁丽萍；联合循环机组AGC投入情况下的负荷跟随优化控制[D]；上海交通大学；2012年
[3]张国斌；300MW循环流化床锅炉发电机组炉侧保护及控制策略[D]；华北电力大学；2011年
论文作者:魏胜卫
论文发表刊物:《电力设备》2017年第24期
论文发表时间:2017/12/22
标签：负荷论文; 机组论文; 汽机论文; 锅炉论文; 指令论文; 压力论文; 电网论文; 《电力设备》2017年第24期论文;