基于两个细则的超临界机组AGC快速响应优化

(华电内蒙古能源有限公司土默特发电分公司，内蒙古 包头 014000)

1 机组概况及优化背景

1.1 机组概况

华电土右电厂为2×660 MW超临界燃煤发电机组。锅炉采用上海锅炉厂660 MW超临界变压直流炉，汽机为东方汽轮机厂超临界直接空冷凝汽式汽轮机；东方发电机厂为三相、水-氢-氢冷却、静态励磁型发电机。

1.2 优化背景

随着我国电力供给侧可再生能源的快速发展，其在电力供给中的占比快速提高，承担调频调峰任务的火电机组任务日益加重。而需求侧稳定的工业用电比重下降，负荷波动性加大，加剧了煤电调峰压力。为保障电力系统安全、优质、经济的运行，华电土右电厂实施了基于适应《内蒙古电网并网发电厂辅助服务管理实施细则(试行)》和《内蒙古电网发电厂并网运行管理实施细则(试行)》(以下简称“两个细则”)的AGC优化工作[1]。两个细则的调节性能综合指标为

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2 控制策略及存在问题

2.1 控制策略

机组控制系统采用艾默生Ovation系统。机组控制方式主要有机炉协调控制(CCS)方式、汽机跟随(TF)方式、锅炉跟随(BF)方式[2]。CCS方式投入时，汽机和锅炉同时对主蒸汽压力及机组功率进行调节。既满足快速响应负荷要求，又要保证机组运行的稳定；既满足电网需求，又顾及机组实际出力。TF方式投入时，汽机主控投入自动控制主蒸汽压力，锅炉通过改变燃烧率适应机组变负荷，机组响应速度较慢，但机组主蒸汽压力波动小。BF方式投入时，锅炉主控投入自动控制主蒸汽压力，汽机通过改变阀门开度来改变机组负荷。负荷响应快，但机组主蒸汽压力波动大。

2.2 存在问题

现有协调控制系统存在的主要问题是机组快速响应负荷与机组运行稳定的矛盾。在变负荷的过程中既要利用直流炉的蓄能来快速响应负荷指令，又要限制这种利用锅炉蓄能的幅度，同时要通过动态超调锅炉能量输入，补偿锅炉蓄能，稳定机组主蒸汽压力。另一方面要合理配置压力调节控制回路(压力拉回控制回路)，既要满足机组快速响应负荷，又要保证机组安全、稳定运行。

锅炉和汽机调节之间存在强耦合作用，锅炉的内扰影响汽机的控制回路，汽机的内扰影响锅炉的控制回路。扰动侧发生变化，非扰动侧的控制回路应尽量少动或不动，应由扰动侧控制回路自行消除，以利于控制过程稳定。

3 优化AGC控制策略

3.1 现有系统的MCS控制子回路优化

现有系统的MCS控制子回路优化可采用多种方法，如一、二次风量调节，氧量调节，汽温调节，给水调节，水煤比调节等。

3.2 扰动试验、变负荷试验

通过试验建立模型和设置优化系统初始参数。分别在550 MW、450 MW、330 MW负荷点进行了汽机和锅炉主控的阶跃扰动试验，获得了机组负荷和主蒸汽压力对锅炉、汽机指令响应的数据。使用艾默生高级算法块，生成优化模型。

锅炉主控的优化：针对锅炉的大惯性延迟，锅炉主控引入负荷变化动态超前算法模型和主蒸汽压力变化动态超前算法模型作为变负荷的锅炉前馈。前馈在机组负荷变动过程中参与调节，以保证在输入输出能量平衡关系将要失去或者不平衡刚要发生的时候，先行调整，以将不平衡限制在较小范围。锅炉主控的常规PID调节作为变负荷的精准调整。当负荷变化时，单元机组的负荷控制系统响应特性的好坏主要取决于锅炉侧，所以前馈控制的重点在锅炉侧。

汽机主控的优化：采用超前响应与模糊算法使汽轮机超前响应机组负荷指令，一次调频负荷量与压力拉回(主蒸汽压力偏差经死区非线性和饱和非线性处理)回路作用于机组负荷指令，负荷与主蒸汽压力通过优化算法形成汽机主控输出的前馈。各种算法的合理利用保证机组压力在可调整的范围内，实现机组响应负荷速度的最优化。

3.3 变负荷试验

在不同负荷段，对控制参数进行整定和微调，对模拟量控制子回路进一步优化。

4 优化成果及实例

4.1 优化成果

对机组协调控制系统进行优化后，机组实现了在安全稳定运行基础上对电网负荷指令的快速响应，参与电网调节的精度和响应时间指标都有了质的改变，深度调峰得以实现。由于机组MCS各子系统的优化调节，锅炉和汽机之间的协调能力得到了有效的提升。主要指标负荷变动速率≥10 MW/min，主蒸汽温度偏差≤±10 ℃，中间温度偏差≤±8 ℃，炉膛负压与设定值偏差≤±150 Pa。

在投入优化模式后，机组对AGC的响应速度明显提高，且K1大于考核值1，不仅达到电网AGC的响应要求，而且带来了AGC补偿效益，如图1所示。

图1 AGC优化前后，两个细则考核比对

4.2 优化实例

采用AGC负荷指令与机组负荷指令的函数作前馈提前响应电网负荷，实际负荷曲线超前于经过速率处理后的机组负荷曲线，达到提前响应电网负荷的要求。

图2所示为1#机组某日AGC指令、机组负荷指令、实际负荷情况。从图2中可见，机组实际负荷明显超前机组负荷指令，可满足快速响应电网负荷指令要求。图3所示为AGC变负荷速率为13 MW/min时，机组过热汽温、再热汽温的响应曲线。图4所示为中调AGC变负荷速率为13 MW/min时，机组主蒸汽压力、中间点温度过热度参数响应情况。

1—变负荷速率 2—机组负荷指令 3—机组实际负荷 4—AGC指令图2 1#机组某日AGC指令、机组负荷指令、实际负荷

1—变负荷速率 2—AGC指令 3—再热汽温设定值 4—过热汽温设定值 5—再热蒸汽温度 6—过热蒸汽温度图3 AGC变负荷速率为13 MW/min时，机组汽温响应曲线

1—AGC变负荷速率 2—机组负荷指令 3—中间点温度过热度 4—主蒸汽压力设定值 5—主蒸汽压力过程值图4 AGC变负荷速率为13 MW/min时，主蒸汽压力、中间点温度过热度参数响应

5 结论

通过对华电土右电厂1#、2#机组锅炉主控、汽机主控、过热蒸汽温度、水煤比等主要控制回路的系统进行优化，对一、二次风量，给水调节，氧量调节等控制子回路参数进行优化，以及引入动态矩阵、模糊控制等先进控制算法，机组的调节品质得到了提高，其能够在机组安全稳定运行的前提下对电网的负荷指令快速响应。