超超临界机组协调控制系统及AGC响应特性分析_袁俊文.pdf

第 39 卷第 4 期电站系统工程Vol.39 No.42023 年 7 月PowerSystemEngineering57文章编号：1005-006X(2023)04-0057-03超超临界机组协调控制系统及 AGC 响应特性分析袁俊文刘伟党文越马晶妍（国网黑龙江省电力有限公司电力科学研究院）摘要：对南方某电厂超超临界机组协调控制系统的控制策略进行了分析，指出采用主蒸汽压力偏差限制回路、在机组负荷设定值上增加惯性环节及变负荷、变压力过程加入燃料动态加速环节的协调控制策略，可提高机组对外界负荷的适应性。试验结果表明：该机组采用的协调控制策略达到了协调控制系统快速性和稳定性的要求，能够满足 AGC 试验指标的要求。关键词：超超临界机组；调控制系统；快速性；AGC；动态加速中图分类号：TK39文献标识码：BAnalysis on Response Characteristics ofAGC and Coordinated Control Systemabout Ultra Supercritical UnitYUAN Jun-wen,LIU Wei,DANG Wen-yue,et al.(Electric Power Research Institute,State Grid Heilongjiang Electric Power Co.Ltd.)Abstract：The control strategy of the coordinated control system about 1000MW ultra supercritical unit is analyzed.It ispointed out that the coordinated control system can improve the adaptability of the unit to external load,adopting thedeviation limiting circuit of main steam pressure,adding inertia link to the set value of unit load,adding the fuel dynamicacceleration link in the process of variable load and pressure.The test results show that the coordinated control strategycan meet the requirements of rapidity and stability,and can meet the requirement ofAGC test indicators.Keywords:ultra supercritical unit;coordinated control system;rapidity;AGC;dynamic acceleration南方某电厂二期扩建工程超超临界机组的控制系统采用艾默生控制系统（上海）有限公司的OVATION 控制系统。其协调控制采用主蒸汽压力偏差限制回路、在机组负荷设定值上增加惯性环节、变压力过程加入燃料动态加速环节的方式，解决了因燃煤品质变化大而使机组负荷适应性差的问题，有效提高了机组对外界负荷需求的响应。1自动发电控制系统AGC 是根据电网负荷指令，直接控制发电机功率的自动控制系统。电网调度中心与机组协调控制系统的联系信号如图 1 所示。其中 EMS 为调度能量管理系统；RTU 为远动系统；DCS 为机组控制系统。AGC 试验过程中，实际负荷变化速率 S 是衡量机组 AGC 负荷跟随试验性能的重要指标之一，反应了机组负荷响应的速度，可按照公式（1）进行计算：100%NP PSt(1)收稿日期：2022-04-15袁俊文(1982-)，男，硕士研究生，高级工程师。黑龙江哈尔滨，150030式中：P为机组 AGC 过程实际负荷变化量，MW；NP为机组额定功率，MW；t为从负荷指令开始变化至实际负荷变化达到新的目标值所经历的时间，min。图 1AGC 与协调控制系统之间的联系信号2机组协调控制系统设计方案1,2本工程 21000 MW 超超临界机组协调控制系统采用炉跟机的控制方式，锅炉主控逻辑设计在DCS 侧，汽机主控逻辑设计在 DEH 侧，具体协调控制逻辑图如图 2 所示。2.1主蒸汽压力偏差控制回路在机组协调运行方式下，为限制在负荷变化较大而出现主汽压力波动较大，增加了压力偏差限制函数。当主汽压设定值与实际值偏差超过一定数值时，机主控将主汽压偏差经线性变换后与负荷设定58电站系统工程2023 年第 39 卷值叠加作为实际的功率设定值，以此来限制负荷的迅速变化，从而限制汽轮机进汽阀的开度变化速度，达到主蒸汽压力保持在允许的范围变化的目的。图 2机组协调控制逻辑图2.2负荷设定值回路加上惯性环节惯性环节用于补偿锅炉的大惯性，通过减缓负荷指令的变化速率，间接地降低汽轮机调门的动作速率，从而防止机前压力波动过大。但是由于减缓了机组负荷指令的变化速率，从另一方面也降低了机组的负荷响应速度。2.3燃料动态加速回路锅炉主控在负荷、压力响应较汽机主控存在较大的延迟，主要在于锅炉的燃烧控制系统是一个大惯性系统，系统从燃料指令变化到进入炉膛的燃料量的变化，经过燃烧后才能使主蒸汽压力或负荷发生变化。为了减少锅炉响应的延迟，将负荷指令、一次调频增量指令及主蒸汽压力设定值的微分作为锅炉主控指令的动态加速环节，使燃料量提前快速动作，弥补机组负荷快速响应导致的锅炉蓄热变化，稳定机组参数。3协调控制方式下机组 AGC 试验及结果分析35本工程 21000 MW 超超临界机组，AGC 试验分高、低两个负荷段进行，高负荷段负荷范围为7501000 MW；低负荷段负荷范围为 500750MW。试验采用单向斜坡负荷指令，由调度系统发出。设定 AGC 负荷指令变化率为 20 MW/min，在负荷指令变化幅度分别为 50 MW、100 MW 和 150MW 时做负荷跟随试验。在试验期间，解除机组的一次调频功能。表 1 给出了负荷指令变化幅度为 50MW 和 100 MW 时试验过程采集到的部分动态数据。表 1负荷指令变化幅度为 50 MW 和 100 MW 时试验过程采集到的部分动态数据AGC 负荷指令/MW535.288586.417539.072756.495803.293754.4771000.596948.5061000.055600.535500.218目标负荷指令/MW535.288586.417539.039756.553803.168754.4431000.596948.472999.799600.719500.313实际功率/MW534.300586.812538.586755.040802.945757.443999.692950.1851000.172598.027500.294主蒸汽压力实际值/MPa15.99816.83115.76121.95622.88521.70927.31026.27127.24718.13316.042主蒸汽压力设定值/MPa15.90217.15016.29221.60622.73521.95527.18426.64527.06117.56615.217炉膛压力/kPa-0.302-0.079-0.182-0.088-0.129-0.044-0.221-0.203-0.298-0.103-0.241炉膛压力设定值/kPa-0.180-0.180-0.180-0.180-0.180-0.180-0.180-0.180-0.180-0.180-0.180二级再热器出口温度/550.121560.137545.810571.860584.173566.308594.701585.622600.327566.559559.457三级过热器出口温度/577.033572.056561.325590.891591.054571.680590.617582.560599.106598.521593.250负荷响应纯延迟时间/s升负荷：31.6；降负荷：37.2升负荷：26.1；降负荷：31.3降负荷：27.8；升负荷：29.6降负荷：35.2实际负荷变化率%PN/min升负荷：1.69降负荷：1.35升负荷：1.50降负荷：1.31降负荷：1.53升负荷：1.351.59图 3机组 AGC 试验调节过程主要参数变化曲线从表 1 的试验数据可以看出：AGC 负荷指令在变化过程中，实际功率跟随目标负荷指令迅速及时，实际负荷变化速率大于 1.2%PN/min，主蒸汽压力最大动态偏差为 0.374 MW，炉膛负压动态偏差范围为-0.120.136 kPa，负荷响应纯延迟时间不超过 60s，主要控制参数在负荷变化过程中波动较小，能够满足电网调度对机组 AGC 的要求。图 3 给出了机组 3 h 的 AGC 试验调节过程主要参数变化曲线，机组在 AGC 方式下运行稳定，各模拟量控制子系统的调节效果良好。图4给出了AGC负荷指令变化幅度为150 MW时，机组负荷指令从 800 MW 升至 950 MW 时主要运行参数变化曲线。从图 4 可以看出，在机组目标负荷指令变化时，主蒸汽压力跟随负荷的变化而变化，波动过程比较平稳；炉膛压力在负荷指令增加瞬间有一个大的波动，最大偏差达到 191 Pa（AGC 性能指标要求不超过 200 Pa），这是由引风机动叶开度指令上的负荷第 4 期袁俊文等：超超临界机组协调控制系统及 AGC 响应特性分析59指令变化前馈信号引起的；汽水分离器出口蒸汽焓值在负荷变化过程出现一个大的波动，与熵值设定值的最大偏差达到 61 kJ/kg，但随着调节过程结束后负荷稳定恢复正常范围。1.主蒸汽压力设定值 2.主蒸汽压力 3.AGC 负荷指令 4.目标负荷指令5.炉膛压力设定值 6.炉膛压力实际值 7.汽水分离器出口焓值 8.汽水分离器出口焓值设定值 9.三级过热器出口温度 10.二级再热器出口温度图 4机组 AGC 负荷指令变化幅度为 150 MW 时的主要运行参数变化曲线4建议为了提高火电机组对 AGC 控制的负荷响应能力，需要从设备、控制方式及运行方式等多方面进行综合改进，并结合先进控制策略使控制系统设计既满足 AGC 负荷变化要求，又简捷实用。参考文献1敖员红,邬菲.350 MW机组协调控制系统优化J.江西电力,2008,32(3):3740.2袁俊文,宿海涛.1000 MW超超临界机组负荷变动试验过程的动态特性研究J.电站系统工程,2018,34(4):2729.3边立秀,周俊霞.热工控制系统M.北京:中国电力出版社,2001.4江苏方天电力技术有限公司.1000 MW超超临界机组调试技术丛书M.中国电力出版社,2016.373387.5王淼婺.火电机组协调控制对AGC的适应性分析J.中国电力,1999,32(6):4547.编辑：桂如（上接第 56 页）炉膛负压最大值为-1710.5 Pa，最终稳定在-660.6Pa，与#2 号机组试验期间的炉膛负压最大值-2499Pa 及稳定工况下的 1074.5 Pa 相比，炉膛压力运行参数有明显改观。(4)#1 号、#2 机组炉膛负压最终稳定在-660.6Pa 和 1074.5 Pa，与预期目标-50 Pa 相比差距较大。其主要原因为，在 FCB 试验过程中，引风机进口导叶因偏差大由自动切至手动，在试验后期不能自动调节炉膛压力。基于上述分析，可考虑对引风机的控制逻辑进一步优化，增加“在 FCB 工况下，引风机一直为自动控制方式”的逻辑，避免试验期间不能自动调节。5结论本文对某110 MW无旁路循环流化床机组FCB试验技术难点进行了分析，并提出了相应的控制策略，对试验过程中发现的问题进行了分析，并提出了相应解决措施。将该控制策略应用印尼廖省试验项目后，两台机组 100%负荷 FCB 试验均取得一次成功。