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火电机组参与电网AGC调节方法!

日期:2019-09-17    来源:电力工程学

国际电力网

2019
09/17
10:26

关键词: AGC功能 自动发电控制技术 现代电网

   目前,随着电网规模的不断扩大和自动化水平的不断提高,具备自动发电控制AGC(AutomaticGeneration Control)功能的机组在电网中的比重越来越大,自动发电控制技术已经成为现代电网运行不可缺少的手段,维持电力系统频率合格稳定、控制电量按照计划与电网经济调度运行方面发挥了重要作用。目前,300MW和600MW机组的单元机组协调控制系统都具备AGC功能,许多125MW与200MW机组,经过DCS改造后也具备了此功能。
  一、概况
  电网调度中心通过机组DCS 系统直接控制机组目标负荷,或者通过厂级实时监控信息系统SIS来实现机组群的负荷自动控制。这里,同时介绍AGC的调节特性与改善AGC调节品质的技术手段,供大家一起参考。
  二、AGC特点及分析
  1、直控机组负荷的AGC功能
  电网调度中心通过通讯连接到电厂远动端子单元RTU(Remote Terminal Unit),而RTU与电厂各机组DCS通过硬接线(DI/DO、AI/AO)连接信号。
  1) 通常DCS通过RTU单元送往中调的信号如下:
  ●     AGC投入自动请求(DO),表示该机组可接受中调AGC的控制;
  ●     闭锁增减信号(DO),机组禁止增减机组负荷;
  ●     机组实际负荷(AO),由电气信号通过RTU单元输送到中调;
  ●     RTU送往AGC的信号:中调AGC投入请求(DI)与AGC指令(AI);
  2) AGC自动投入的过程如下:
  在协调控制系统的单元机组负荷指令ULD控制中设有投/切AGC的M/A操作站,该站设为自动方式时,表示该机组AGC已投入自动。
  ●     操作员在AGC控制站发出投自动请求;
  ●     输出到中调的“AGC投入自动请求”DO信号为有效,表示该机组可以接受中调的AGC负荷指令控制;
  ●     当中调将机组的负荷控制方式置为自动时,中调“AGC投入自动信号”DI由0变1;
  ●     为实现AGC 的无扰切换,投入自动前,中调给机组的AGC指令跟踪机组的实际负荷;
  ●     此后,机组运行方式由CCS控制方式为AGC自动控制方式,CCS接受中调AGC指令作为负荷设定值进行闭环控制;
  ●     当不满足AGC自动条件时,AGC控制站自动切换到手动状态,主要有以下条件:
  A)操作员将AGC控制站置为手动方式;
  B)中调切除AGC自动方式,“中调AGC投入自动”信号为“0”;
  C)中调AGC指令AI坏质量;
  D)  CCS切除自动;
  在AGC自动控制过程中,如果机组工况出现异常,不能满足负荷调节要求,CCS的负荷增、减指令信号将闭锁。同时闭锁增/减信号送中调,此时AGC指令失去实际作用,机组负荷指令输出值不变。
  2、由SIS分配机组负荷的AGC功能
  当电厂有多台发电机组时,利用SIS系统来优化调度全厂负荷,SIS系统根据电网调度中心发出的全厂发电总负荷,在机组之间进行合理的负荷分配。
  1)根据运行机组在当前负荷下的负荷响应特性,确定最适宜的增、减负荷的机组;
  2)根据机组经济评价指标因素,包括机组的效益指标和运行损耗指标,确定最适宜增、减负荷的机组;
  3)根据机组运行安全指标、稳定指标的评价因素,确定最适宜增、减负荷的机组;
  三、火电机组的AGC 调节特性
  电网调度对发电机组AGC的主要投运指标有以下几个方面:
  1)机组负荷变化速率;
  2)机组负荷响应迟延时间;
  3)机组负荷变化范围;
  4)机组负荷静态偏差;
  5)机组负荷动态偏差;
  在上述的几个指标中,负荷变化速率和负荷响应延时时间是其中重要指标。火电机组负荷调节速率与响应时间的影响因素,在经过试验后有以下4方面影响调节品质:
  1)锅炉响应的迟延时间
  火电机组对负荷响应的延时取决于锅炉接到负荷指令后,从煤量改变到蒸汽流量发生变化所需时间,由于制粉系统的类型不同,机组对负荷的响应速度也不同。中储式制粉系统因为没有制粉过程的影响,负荷响应较快;钢球磨直吹制粉系统可以利用磨煤机筒体的存粉,通过调节系统的前馈作用,可以提高负荷响应速度,但是对于中速磨直吹系统,磨内只有少量存粉,前馈作用不明显,因此对负荷的响应速度较慢。
  2)滑压运行的影响
  滑压运行对负荷的适应性较差,这是因为机组在滑压运行时,锅炉蓄热能力将随参数的变化而变化,变化方向恰好与负荷需求方向相同;降低负荷响应速率。以降低负荷为例,当负荷将至定滑压切换点后,锅炉参数下降,释放的蓄热补充了煤量下降所减少的热量。虽然控制调节器已经调节煤量下降,但由于制粉系统的迟延作用,暂时不影响负荷变化,将保持2分钟的时间,再开始下降。
  3)磨煤机启停的影响
  磨煤机的启停会对直吹式制粉系统机组的负荷调节产生影响,通常600MW的机组配备6台磨,负荷在一定范围内变化时,不需要启停磨煤机的操作,但若负荷变化大,则需要启动或停止磨煤机,其中暖磨、空磨的操作,影戏锅炉燃烧工况,造成参数波动,因此有些机组在启动或停止磨煤机时还要切除AGC和CCS运行。
  4)锅炉蓄热能力的利用
  协调控制系统在负荷调节过程中,是否利用锅炉的蓄热能力,对负荷响应速度的影响较大。高温高压锅炉机组蓄热的储存和释放发生在机组负荷的变化过程中,由于汽压的变化使汽化潜热改变,或由于汽温的变化使锅炉受热面金属热容量改变,他们的变化需要一定的时间,因此无法利用在负荷指令变化瞬间缩短负荷变化的纯迟延,太快的温度变化对于机组是不允许的。当汽机调门迅速地关闭或打开时,可以造成汽压的突然变化,使蒸发量突然改变,以适应负荷的瞬间需求。
  通过汽压的变化利用锅炉蓄热能力,尽管在一定程度上缩短了负荷的响应迟延,但其程度取决于参数的允许偏离设定值的范围,受到机组安全、经济运行的限制。直流锅炉的蓄热能力差,此外,直吹式制粉系统的锅炉是一个大迟延环节,在利用蓄热能力缩短迟延时间的同时,加大了机、炉能量供需的不平衡,使调节过程波动加大,负荷响应速度减慢。
  四、改善火电机组AGC调节品质的技术手段
  单元制机组的负荷控制一般由协调控制系统来完成,协调控制系统通过改变锅炉燃烧率(直流锅炉控制燃水比)和汽机调门开度来调节机组负荷和主汽压力。协调控制系统保证机组安全的前提下,尽快响应调度的负荷变化要求,并保持主汽压力在允许的范围。主汽压力反映了机、炉之间的能量平衡,是机组安全、稳定的重要标志。以下通过控制策略改善机组的AGC协调控制能力:
  1)汽机调门迅速响应负荷指令,充分利用锅炉的蓄热能力
  协调控制系统接到AGC负荷指令调节后,汽机调门不加任何迟延迅速打开,并放宽限制汽机调门动作的压力波动允许值,通过试验负荷响应纯迟延时间t缩短1.0~1.5min.。利用锅炉蓄能,暂时牺牲主汽压力参数的稳定,只是为了满足负荷指令变化之始瞬间的需求,注意加强汽机调门限制功能,避免由于调门动作过快而引起参数大幅度波动和调节过程过长。具体在调试试验时,参数的整定尤为重要,可参见下图组态的关系:
  这是一个以锅炉跟随BF为基础的协调控制系统,在锅炉增加负荷指令的比例微分前馈信号;在汽机增加负荷指令的迟延环节PTn,PTn环节推迟了汽机调门动作,为锅炉争取了蓄能时间,保证负荷变化后的能量供给,利于能量平衡,控制性能稳定、品质良好。但当接受ADS指令进行AGC自动控制时,中调不能及时收到负荷变化的反馈信号,将对负荷调节产生不利影响。应适当调整PTn环节中的时间常数和阶次,同时放宽限制调门动作的压力波动允许值,可取得良好效果。
  2)增强煤量和一次风量的前馈作用
  利用负荷指令的前馈信号,迅速改变给煤量,使锅炉的燃烧率发生变化,适应负荷的需要。但采用直吹式制粉系统的机组,由于制粉需要一段时间,负荷指令的前馈信号,只能提高负荷变化速率,不可能有效地缩短负荷响应纯迟延时间。将负荷指令前馈信号同时作用在一次风量,利用磨煤机中的蓄粉快速响应负荷指令,免去了制粉过程所需要的时间,可以缩短负荷响应纯迟延时间,综合利用煤量和一次风量前馈可使负荷响应时间缩短1min的时间。
  3)采用定压-滑压联合调节方式提高负荷响应速度
  滑压运行方式在低负荷下具有较好的经济性,并使汽轮机各部件承受较低的热应力,在调峰运行,有必要改变传统的定压运行方式。综合考虑机组节能、负荷响应和安全稳定运行,采用联合滑压控制方式,即定压-滑压-定压方式,根据机组容量不同,一般在30~40%额定负荷以下采用定压运行方式,在30~80%范围内采用滑压运行,80%以上负荷采用定压运行方式。在提高滑压工况下的负荷响应速度,控制方式为,变负荷时先保持定压运行,使机组获得定压时的变负荷速度,等机组变负荷完成后,再回到变压运行方式,这样即满足快速变负荷的要求,又能在稳态时完成机组的滑压运行要求。
  4)正确使用风煤交叉限制
  燃烧控制系统采用燃料/空气交叉限制(风煤交叉限制),是《火力发电厂热工控制系统设计技术规定》推荐的方法,在机炉协调控制系统方案中,锅炉主控的燃料与送风系统之间,按过量空气原则引入交叉限幅,实现加负荷先加风后加燃料,减负荷先减燃料后减风。
  对于机组燃料供给方式的不同,可采用各种适合本台机组要求的控制方案,控制系统的完备将对机组的稳定和负荷响应时间都有很好的改观。CCS系统设计时,既要保留风煤交叉限制,又能让调节系统在接到负荷变化指令的同时开始动作,适当的进行平行调节。这样即能保证燃烧控制的安全,又让锅炉控制系统获得较快的响应。
  风煤交叉限制的方案有很多种,不一一赘述。

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