火电机组快速响应负荷指令的优化设计

田娅菲，赵文杰，田 岚

（华北电力大学 控制与计算机工程学院，保定 071003）

自动发电控制系统AGC（auto generator con trol）是连接电网与单元机组之间的纽带，承担着协调锅炉、汽机控制系统以快速响应电网负荷指令的重要任务，其控制性能直接取决于协调控制系统的控制特性[1]。随着现代社会电网的要求越来越严格，就需要电厂火电机组具有较强的快速响应负荷指令的能力，电厂需对协调控制系统进行相应的优化设计，才能为电厂争取更大的经济效益。本文针对大同二电厂7号机组的运行现状，结合电网AGC控制系统的考核指标，有针对性地对协调控制系统进行了优化设计，有效提高了AGC控制系统的调节品质。

1 调节性能指标和机组介绍

1.1 调节性能指标

AGC性能指标目前主要考虑调节性能综合指标Kp，调节性能 Kp是调节速率 K1、调节精度K2和响应时间K3的综合体现。

1.2 AGC调节性能的定义

1.2.1 调节速率K1

调节速率K1i计算公式如下：

式中：Vi为该次AGC机组调节速率；VN为机组标准调节速率，单位是MW/min。K1i衡量的是该AGC机组第i次实际调节速率与其标准速率相比达到的程度。

1.2.2 调节精度K2

调节精度K2计算公式如下：

式中，ΔPi，j为该次AGC机组的调节偏差量，单位为MW。 K2i衡量的是该AGC机组第i次实际调节偏差量与其允许达到的偏差量相比达到的程度。

1.2.3 响应时间K3

响应时间K3计算公式如下：

式中，ti为该次AGC机组的响应时间。K3i衡量的是该AGC机组第i次实际响应时间与标准响应时间相比达到的程度。

1.2.4 调节性能综合指标Kp

每次AGC动作时计算AGC调节性能：

式中，Kpi衡量的是该AGC机组第i次调节过程中的调节性能好坏程度。

1.3 机组描述

国电电力大同发电有限责任公司#7机组为600 MW单元制汽轮发电机组，锅炉为东方锅炉（集团）股份责任公司根据引进三井·巴布科克燃烧工程技术设计制造的亚临界压力、自然循环、前后墙对冲燃烧、一次中间再热、紧身封闭、全钢构架的Π型汽包炉；汽轮机为哈尔滨汽轮机有限责任公司制造的亚临界、一次中间再热、四缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机，具有较好的热负荷和变负荷适应性，采用数字式电液调节（DEH）系统。锅炉制粉系统采用的是6台正压直吹式中速磨煤机，炉膛燃烧方式为正压直吹前后墙对冲燃烧。机组热工控制设备采用北京ABB贝利控制有限公司生产的Symphony 系统[2]。

在进行优化设计之前7号机组协调控制系统基本能保证电网对负荷的要求，但是调节性能考核指标偏低。该机组磨煤机惯性和迟延较大，煤在磨内停留时间较长，从而导致主汽压力被控对象具有较大的迟延，据统计从给煤指令变化到主汽流量发生变化大约需要（5～7）min；同时由于汽包容量相对较小，锅炉蓄热量明显不足；另外，负荷大范围变化过程，机、炉主控制器的动态调节性能不能很好地适应对象特性的变化。以上问题的存在，使得机组快速变负荷能力差，主汽压力存在较大的动态偏差，为了适应AGC调节性能的指标要求，使机组能够快速响应负荷指令，需要对原协调控制系统进行优化设计。

2 协调控制系统优化设计

2.1 响应时间K3的优化措施

2.1.1 LDC指令修正

为了提高机组负荷的初始响应速度，对LDC指令的产生逻辑进行优化设计，在AGC指令变化后，LDC指令以较快的速率变化，以实现负荷指令变化初期短时间内（10～30）s，机组负荷以较高的变化速率来升降负荷，然后再以固定的速率变负荷。这样可以使机组负荷快速地脱离调节死区，达到提高机组响应时间的目的，如图1所示。

图1 负荷设定值LDC曲线Fig.1 LDC curve of load set value

LDC指令增速的前提是要保证机组的稳定性，所以首先要满足相关条件之后，才允许机组在变负荷初期提高LDC速率。主要包括：DCS负荷指令与机组实际负荷偏差在±3 MW以内，持续时间在5 s以上，表示机组的负荷已经稳定；主汽压力与设定值偏差在±0.3 MPa内，表示主汽压力稳定。

通过上述措施，在AGC指令变化初期，短时增加负荷变化率后，能够使机组实际负荷指令快速越过允许偏差，既缩短了机组负荷响应时间，又不会对变负荷过程中的汽压品质造成大的影响。

2.1.2 汽机主控回路的自适应调整措施

汽机主控回路能够快速地改变机组负荷，以实现机组负荷跟踪LDC的变化。在该逻辑中，设计了三组参数对汽机的不同工况进行调节，如图2所示。稳态时汽机主控的PID控制器选择较小的一组控制参数来保证稳态时汽机的调节；在升降负荷，并且主汽压力和给定值的偏差在限定值范围之外的时候（工况异常），汽机主控的PID控制器选择较为适中的一组参数来进行调节；在升降负荷并且主汽压力和给定值的偏差在限定值范围内 （工况正常），汽机主控的PID控制器选择较大的一组参数来加快调节。与此同时，在工况变化时，为了维持调节的稳定对图2中PID参数的输出进行限速处理。

图2 汽机主控PID的变参数调节示意图Fig.2 Turbine master control variable parameters of the PID conventional diagram

2.2 调节速度K1的优化

优化K1的关键在于有效缩短给煤量的滞后，以实现机组负荷持续快速变化的需要，采取的措施主要包括：（1）通过改变一次风量，充分利用磨煤机中的蓄粉，以提高燃料响应速度，改善AGC跟踪特性；（2）利用凝结水节流技术，利用机组的抽汽加快机组对AGC指令的响应速度；（3）锅炉主控动态前馈的合理设计，提高给煤量的快速性；（4）设计煤质热值在线校正回路，提高锅炉主控前馈信号的准确性。

2.2.1 一次风控制回路优化

一次风用来输送煤粉增大一次风量使更多的煤粉吹进炉膛，通过调节一次风机的动叶开度来使一次风压力保持在允许范围内，从而使送粉和炉内充分燃烧。对一次风控制系统进行的优化设计措施如下：1）增强动叶开度的负荷指令微分前馈作用[3]；2）减小一次风压控制器的比例和积分增益。改变一次风压，同时一次风量也随之发生改变，磨煤机内的蓄粉被充分利用，使锅炉的燃烧率发生变化，使其适应负荷变化需要，从而缩短迟延时间，免去了制粉过程所耗费的时间，一次风压力控制原理如图3所示。

图3 一次风压控制原理图Fig.3 Primary air pressure control theory diagram

2.2.2 凝结水节流技术

所谓凝结水节流技术是指在机组变负荷时，在凝汽器和除氧器允许的水位变化内，改变凝泵出口调门的开度，以改变凝结水流量，从而改变抽汽量，暂时获得或释放一部分机组的负荷[4]，如加负荷时，关凝汽器出口调门，减小凝结水流量，从而减小低加的抽汽量，增加蒸汽做功的量，使机组负荷增加，减负荷时反之亦然。

利用机组蓄热只能够解决短时间的负荷响应，能够减轻由锅炉延迟而造成的负荷响应延迟，但最终的负荷响应仍然需要锅炉侧燃烧率的变化，因此对锅炉侧的协调控制优化设计显得尤其重要，而且需要与利用蓄热技术相配套[5]。

2.2.3 增加锅炉动态过程加速BIR逻辑

当机组负荷变化时，锅炉侧的纯迟延和大滞后是影响机组动态响应的关键因素。BIR（boiler input rate）是锅炉动态加速信号，在日系直流炉自动控制系统中就是采用了BIR回路作为前馈。BIR的作用是机组在稳态负荷下，不起任何作用；当变负荷时，通过BIR能够保证机组各系统的动态平衡。在负荷快速变化时，各子系统对机组负荷变化的响应速度快慢不同，惯性时间常数大小不同，若要求整个锅炉保持动态平衡，就要把不同的时间常数提供不同的锅炉输入速率需求指令作为前馈信号，加到各自子控制回路需求信号上，从而加速锅炉对负荷指令的响应速度。

在负荷变化过程中，为了及时补充蓄热，对燃料量进行适量的超调。通过每个锅炉输入指令的过调（负荷上升时）和欠调（负荷下降时）作用，加速锅炉过程控制，改善主汽压力可控性。

2.2.4 煤质的适应

为了克服煤质变化产生的扰动，设计中增加了热值校正，如图4所示。图中采用的是热量信号，蒸汽流量代表锅炉能量的输出，汽包压力的变化率代表锅炉蓄能的变化，二者的代数和表示锅炉能量的输入，根据能量平衡来获得煤质系数。热值校正回路可以动态地对给煤量进行调整，当负荷稳定、煤质发生变化时，炉膛内部热量信号发生改变，热值校正调节器会发生改变，从而改变热值校正系数，进而改变总给煤量。

图4 煤质系数校正Fig.4 Coefficient calibration of coal quality

2.3 调节精度K2的优化

K2值主要是计算负荷的精度，即实际调节偏差量与其允许达到的偏差量相比达到的程度，调节精度的大小与主汽压力是否稳定有直接的关系。协调控制系统中存在汽机响应速度较快与锅炉燃烧的大惯性、延迟性之间的矛盾，在负荷变动过程中，压力必然有较大的波动，需要锅炉汽轮机之间进行多变量解耦设计。如果实际压力值一直偏离压力设定值，必然影响负荷的稳定性，影响其调节精度。

2.3.1 锅炉主控增加负荷偏差

入口增加负荷偏差的信号，如图5所示。当升（降）负荷时，负荷偏差信号经过折算和叠加到主汽压力的偏差上，相当于增加（减少）主汽压力的设定值，加快锅炉的响应；在稳态时，机组实发功率与功率给定值相等，主汽压力设定值，恢复到给定值。

图5 锅炉主控增加的负荷偏差Fig.5 Increased load deviation to the boiler master control

2.3.2 负荷调节的不灵敏区的影响

在协调控制系统中设计AGC指令和机组负荷目标值的不灵敏区，是为了保证机组的稳定性在AGC指令频繁变化的情况下受到最小影响。为了满足AGC调节精度的要求，需要将这数值设得尽可能小，一般设置为（±1～±2）MW[6]。

2.3.3 汽机主控增加机前压力偏差

汽轮机主控中除了包含负荷控制回路，还增加了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，其目的是使汽轮机和锅炉共同调节主蒸汽压力为定值。当机前压力偏差较小时，锅炉主控制系统即可维持机前压力为定值，不需要汽机主控的参与，有利于负荷的稳定；当机前压力偏差较大时，仅靠锅炉主控调节调节时间长而且效果不好，此时需要汽机协助锅炉共同稳定主汽压力，在两者共同作用下使机前压力达到定值，但这会影响负荷响应的稳定性，造成较大波动。通过放宽机前压力偏差修正负荷指令回路有利于负荷响应的快速性，同时使调节精度得到提高。

3 优化效果

华北电网每天都会自动计算出AGC控制系统的调节性能K1，K2，K3及Kp值，并以此数据作为考核的依据。在2011年末，华北电网中心进行了主站升级，升级后的计算方法更为苛刻，尤其是K2值的计算方法发生了变动，使整个华北电网下所有机组的 K2值均有明显下降。因此，对 Kp值及其 K1，K2，K3值的比较，应考虑到上述因素的存在。图6和图7分别给出了优化前后的AGC性能指标，优化前#7机组AGC控制系统处于考核不盈利状况，优化后的#7机组AGC控制系统每月可得到非常可观的考核补助。

图6 优化前#7机组AGC考核指标Fig.6 #7 unit AGC performance targets before optimization

图7 优化后#7机组AGC考核指标Fig.7 #7 unit AGC performance targets after optimization

通过优化前后数据的比较可看出，AGC系统优化后，Kp总体呈上升趋势，且有明显改善。

4 结语

大同发电有限公司7号机组AGC系统改造前存在着快速变负荷能力差，主汽压力波动大，不能满足AGC调节性能的指标要求，考核处于不盈利状态，影响机组的安全经济性。通过对机、炉主控制器参数采用自适应调整措施以及在协调控制系统中融入凝结水节流调节负荷策略，优化负荷指令设定逻辑，增设了煤质热值校正回路等优化措施，明显地减小了主蒸汽压力偏差，AGC的调节品质得到明显提高。从华北电网给出的AGC补偿考核指标看，优化后的AGC系统，K1值得到了明显改善，K3值略有提高，K2值由于电网计算方法比以前变得苛刻，该值略有下降。从机组运行情况看，在机组燃用煤质和设备出力满足运行条件的情况下，优化后的AGC系统能够有效提高机组负荷和压力的控制品质。

[1] 刘吉臻.协调控制与给水全程控制[M].北京：水利水电出版社，1995．

[2] 秦治国，张彩宏，李广.600MW机组协调控制策略优化[J].陕西电力，2010，38（3）：46-48.

[3] 梅得奇，李卫华，王军孝，等.600MW火电机组协调控制策略优化[J].热力发电，2009，38（5）：98-101.

[4]LAUSTERER G K.Improved maneuverability of power plants for better grid stability[J].Control Engineering Practice，1998，116（6）：1549-1557.

[5] 姚俊，祝建飞，金峰.1000MW机组节能型协调控制系统的设计与应用[J].中国电力，2010，43（6）：79-84.

[6] 张秋生，梁华，胡晓花.电网两个细则实施条件下AGC和一次调频控制回路的改进[J].神华科技，2010，8（1）：46-50.