提高火电机组AGC性能的方法研究(以负荷指令-燃料量为参数的超前滞后环节动态前馈)

1、第21卷第10期 2008年10月文章编号:1007-290X(2008)10-0029-03广东电力GUANGDONGELECTRICPOWERVol 21No 10Oct 2008提高火电机组AGC性能的方法研究陈亮1,陈世和2,陈锐民2,黄卫剑2(1 广东省电力调度中心,广州510600;2 广东省电力试验研究所,广州510600)摘要:论述了火电机组自动发电控制(AGC)功能对协调控制系统(CCS)的性能要求,分析了发电机组调节速率不能满足要求的主要原因。并以广东某电厂3号机组为例,分析了CCS存在的主要问题,提出了增加负荷指令-燃料量指令的动态前馈功能,以提高火电机组AGC性能。试验

2、结果表明,该方法对提高火电机组AGC性能有显著效果。关键词:超临界机组;自动发电控制;负荷指令-燃料量指令;动态前馈中图分类号:TM311 文献标志码:BResearchonImprovingPerformanceofAutomaticGenerationControlforThermalPowerGeneratingUnitsCHENLiang1,CHENSh-ihe2,CHENRu-imin2,HUANGWe-ijian2(1.GuangdongPowerDispatchCenter,Guangzhou510600,China)Abstract:Thispaperintroducesthe

3、requirementsonperformanceofcoordinatedcontrolsystem(CCS)forautomaticgenerationcontrol(AGC)ofthermalpowergeneratingunits,andanalyzesthemainreasonsforthedeficiencyofregulatingspeed.TakingUnit3ofsomepowerplantinGuangdong,Chinaasanexample,thispaperanalyzesthemainproblemsofCCS,andproposesthedynamicfeedfo

4、rwardofload-fuelinstructiontoenhancetheAGCperformanceofthermalpowerunits.Theavailabilityoftheproposedmethodisvalidatedbytestingresults.Keywords:supercriticalunit;automaticgenerationcontrol(AGC);load-fuelinstruction;dynamicfeedforwardGuangzhou510600,China;2.GuangdongPowerTest&ResearchInst.,火电机组自动

5、发电控制(automaticgenerationcontrol,AGC)性能指标中,调节范围和调节速率是两个最重要的参数。调节范围主要由机组的最低稳燃负荷确定,目前大容量火电机组基本都可以满足需求。但调节速率由于受到机组协调控制系统(coordinatedcontrolsystem,CCS)品质、锅炉主蒸汽压力偏差等多重因素影响,较多机组难以满足电网调节需求11 AGC对CCS的性能要求从AGC的角度,要求CCS的控制负荷范围、阶跃负荷指令的幅度和负荷变化率越大越好,但CCS能适应的负荷范围、阶跃负荷指令幅度和负荷变化率不仅与CCS的控制策略和控制品质有关,而且与机组自身的运行特性相关。1 1

6、 负荷调节范围对AGC而言,最好能做到机组负荷的全程控制,而现有机组的CCS尚未能做到负荷控制的全程自动化,主要体现在锅炉燃烧器的控制上,当负荷变化范围大时,需运行人员手动操作进行干预。对于直吹式制粉系统,有制粉系统切、投的操作;对于中间储仓式制粉系统,有给粉机切、投和相关;,。要提高火电机组的AGC调节速率指标,必须对机组的CCS特性进行深入研究,寻求控制主蒸汽压力偏差、提高调节速率的方法。30广东电力第21卷炉的燃烧,则要投用油燃烧器2。根据炉型和燃料品种的不同,锅炉不投油稳定燃烧的负荷一般在40%70%额定负荷,结合各台机组的实际情况,投用CCS和AGC的最低负荷一般在40%70%额定负

7、荷。1 2 负荷目标的变化速率由于CCS对负荷指令有给定负荷变化率的功能,所以CCS给锅炉和汽轮发电机组的负荷信号是按给定负荷变化率给出的,因锅炉的热惯性很大,其主要参数(如主蒸汽压力、主蒸汽温度、汽包水位等)的动态调节过程周期较长,调度端对机组每次给定的负荷变化幅度不仅有所限制(一般控制在10%15%额定负荷范围内)。而且负荷变化的时间间隔也应足够长,要大于锅炉主要参数的动态调节过程周期,否则,电厂端为保证机组自身运行的安全与稳定,只能进一步限制负荷变化速率。时,保持机炉能量平衡是火力发电厂热控技术多年研究的问题。要克服主蒸汽压力偏差大的问题,需要采用先进的控制策略,对原控制逻辑中的协调逻辑

8、、主蒸汽压力设定逻辑、燃料量前馈逻辑等进行修改,并反复进行大速率的机组升、降负荷试验,调整相关参数,使汽轮机调门和锅炉燃料量协调动作,从而有效控制主蒸汽压力的偏差。3 提高火电机组AGC调节速率的方法研究在AGC投运过程中,为提高机组的AGC响应性能,研究人员在现场研究出了一些具有普遍推广价值的方法,现以广东某电厂3号机组AGC性能优化工作为例,进行探讨3。3 1 CCS存在的主要问题广东某电厂3号机组为600MW超临界燃煤机组。该机组从2007年2月8日11时0分至2月9日11时30分,进行了初次AGC联调试验,但最终测试结果不能满足广东省电力调度中心对AGC性能指标的要求。主要表现在4个方

9、面:a)机组负荷变化率过低,在510MW 600MW的负荷联调试验过程中,设定负荷变化率为9MW/min,实际负荷变化率仅有34MW/min,达不到广东省电力调度中心要求的 负荷率设定为12MW/min,实际负荷率不低于9MW/min ;b)某些负荷段,机组升、降负荷时,主蒸汽压力与压力设定值偏差过大,有时超过2 5MPa,严重影响了机组运行的稳定性和安全性;c)升、降负荷时,煤量变化过于剧烈,造成锅炉燃烧不稳;d)升、降负荷时,机组负荷、主蒸汽压力耦合严重,煤、风、水和汽轮机调门相互干扰,难以进入稳定工况。3 2 增加负荷指令-燃料量指令的动态前馈功能采用直吹式制粉系统的机组,由于燃料量指令

10、改变后直接控制的是给煤机的原煤给煤量,原煤经传送皮带送入磨煤机,经研磨变为细度合格的煤粉,通过长几米至二十几米不等的一次风管吹送入炉膛燃烧释放热量,锅炉的水和蒸汽吸收热量变成预定温度、压力的蒸汽,蒸汽驱动汽轮发电机组开始输出电负荷需要的纯迟延时间为100150s,从2 发电机组AGC功能运行过程中存在的问题从目前测试和投运AGC的机组来看,广东电网只有部分机组的AGC投运指标长期满足 广东电网自动发电控制(AGC)运行管理规定 ,还有部分机组虽然通过了AGC性能测试,但在AGC的投运中,无法满足广东省电力调度中心的AGC指标要求,其中一个非常明显的现象就是:机组升、降负荷时,主蒸汽压力偏差大,

11、限制了机组负荷的实际变化速率。火电机组AGC投运的前提是机炉协调控制系统的投入。而单元制火电机组实现机炉协调控制有很大难度,除控制面广、涉及的工艺设备多等原因外,其主要问题是:汽轮机和锅炉是两个动态特性差异很大的控制对象。汽轮发电机组由热动能转换成机械能再转换成电能的全过程惯性小,延迟时间短,调节响应快,如不计外界因素,一次常规的调节过程只要数秒时间就可完成。而锅炉能量的产生则是一个由燃料的化学变化到能量的物理转换过程,热量的积累、释放过程惯性大,燃料调节迟延时间长。一个调节过程需要数十秒,甚至几百秒才能完成。因此,机组负荷变动时,锅炉能量调节滞后汽轮机的能量变化,这就决定了单元制火力发电机组

12、的控制品质主要取决于锅炉带负荷能力。在合第10期陈亮等:提高火电机组AGC性能的方法研究31左右的时间,因此燃料-机组负荷对象是一个大迟延、大惯性对象。因此,仅按照常规比例、积分、微分(PID)控制负荷指令-燃料量指令的线性前馈调整锅炉燃料量,其负荷响应纯迟延较大,造成机组负荷的平均响应速度较低。为克服从锅炉指令变化到机组负荷变化的大迟延和大惯性的影响,提高机组负荷的平均响应速度,通常采取的措施是增加负荷指令-燃料量指令的动态前馈功能。常用的动态前馈方式有比例加微分、超前-滞后和比例减多阶惯性等形式。其中比例加微分的前馈方式在参数整定不当时,较容易引起尖峰形式的波动,对燃烧系统的稳定运行有一定

13、影响;比例减多阶惯性前馈方式的输出变化比较平滑,对锅炉的稳定运行有利,但其结构相对复杂,参数整定相对困难;而超前-滞后的前馈形式结构简单,前馈输出变化平滑,参数整定容易。基于三种前馈方式和输出作用的比较,3号机组采用了超前-滞后形式的负荷指令-燃料量指令前馈。图1为机组增加的负荷指令-燃料量指令前馈回路。图1中,F(X)模块是机组负荷稳定工况下,负荷指令与锅炉实际需要的燃料量的关系函数,该函数模块的设定,保证了机组在各负荷段中前馈输出的准确性;为突出超前作用特性,取超前-滞后模块中的超前时间大于滞后时间,使其输出与输入相比有一个明显的超前作用过程,滞后时间的选取需要保证回路正常运行时把高频干扰

14、信号彻底过滤。作用过程。效果图2 机组升负荷过程中前馈回路各环节的响应曲线3 3 系统改进后机组的升、降负荷效果3号机组CCS通过采用投入协调控制-锅炉跟随(CCBF)方式、增加负荷指令-燃料量指令动态前馈回路、在原主蒸汽压力设定值的输出增加等效主蒸汽压力模型的三阶惯性环节后,机组升降负荷过程中的实际负荷变化率得到了显著的提高,主蒸汽压力也取得了预期的控制效果。经模拟量控制系统(MCS)优化调整后,于2007年11月7日重新进行了3号机组AGC联调试验,试验设定负荷变化率为12MW/min。负荷目标分别设定为400MW 500MW 600MW 500MW,机组负荷稳定在500MW后,进行反向延

15、时测试,负荷目标分别设定为500MW 560MW 500MW 560MW 500MW。反向延时试验结束后,继续进行AGC负荷联调试验,负荷目标分别设定为500MW 400MW 300MW 400MW。在进行400MW 300MW 400MW的降、升负荷过程中,负荷和压力均有较大超调,修改300MW 400MW的燃料量、给水量的函数后,重新进行400MW 300MW 400MW的AGC图1 机组增加的负荷指令-燃料量指令前馈回路联调试验一次,负荷、压力满足机组稳定运行要求和AGC性能试验要求。图2为机组升负荷过程中前馈回路各环节的响应曲线,从3条曲线的变化过程可看出,函数模块输出曲线与负荷指令变

16、化曲线的变化过程相似,说明稳态时,燃料前馈量与负荷指令呈线性关系;稳态时超前-滞后环节的输入、输出重合,负荷指令增加时,输出与输入从同一起点变化,输出为一平滑加速过程,并最终过渡到输出比输入高一个恒定值,体现超前作用过程;负荷指令增加结束后,输,4 结束语通过对CCS的性能调整,对火电机组CCS逻辑进行了修改、完善,机组启动后,进行锅炉主控输出-负荷、锅炉主控输出-主蒸汽压力、汽轮机主控输出-负荷、汽轮机主控输出-主蒸汽压力特性试验,投入锅炉跟随(BF)方式和CCBF方式,通过试验结果可以看到,机组负荷和主蒸汽压力调节性能得到(34广东电力第21卷由式(4)画出以-UL1为直径的半圆,半圆的轨

17、迹就是中性点位移电压U N的末端轨迹(如图3所示)。当发生金属性短路时,Rg=0,U N=-UL1;当Rg>0,U N<-UL1;当系统正常运行时,Rg= ,U N=0。图3中的(a),(b),(c)分别示出了接地电阻Rg由小到大的三个不同区域中,中性点位移电压U N和相电压UL1的关系。分析不接地系统单相接地故障时U eq的变化轨迹后,可以得出以下结论:a)当接地点在图3(a)所示位置时,U N>UL1,U L1<U L2;2b)当接地点在图3(c)所示位置时,U N<UL1,U L1>U L2。2图4 系统L1相高阻接地,保护动作录波图uL1,uL2,u

18、L3 分别是L1相、L2相、L3相电压;3u0 零序电压;ig 接地电流;iZN 流过ZN05A装置的电流;K 电抗器投入开关的信号量表2 L1相高阻接地时保护动作数据内容L1相电压L2相电压L3相电压零序电压接地电流故障时54 7V48 8V77 1V39 5V2 302A保护动作时0 3V104 1V99 1V106 8V0 21A3 结论a)10kV不接地系统的单相经不同阻抗接地故障时,其故障相电压并不都是最低的,有时可能会高于非故障相,需结合中性点位移电压的取值范围来确定。图3 单相接地半圆图b)按照分析得出的单相接地故障相的判断理论研制的ZN05A型接地综合保护装置,在现场的多种接地方式下,均能正确判断故障,保护正确动作,取得了很好的效果。参考文献:1陈禾,陈维贤 配电网中性点电位的作图分析J 高电压技术,2004,30(9):22-23作者简介:黄涛(1976-),男,湖北京山人。工程师,工学硕士,主要从事电网高电压技术管理工作。TelE-mail:ht362sohu com。由以上分析可知:当有电阻接地时,不能简单认为电压最低相就是接地相,而需结合U N的取值范围,进行分别判断,只有这样才能正确地判断实际的故障相。ZN05A型接地综合保护装置据此作为接地故障选相的判据,在不同接地情