超超臨界機組AGC控制技術(shù)的研究與應(yīng)用

羅 嘉，朱亞清，張 曦，李 鋒

(廣東電網(wǎng)公司電力科學(xué)研究院，廣東 廣州510600)

電網(wǎng)頻率是電能質(zhì)量三大指標(biāo)之一，電網(wǎng)的頻率反映了發(fā)電有功功率和負(fù)荷之間的平衡關(guān)系，是電力系統(tǒng)運行的重要控制參數(shù)，與廣大用戶的電力設(shè)備以及發(fā)供電設(shè)備本身的安全和效率有著密切的關(guān)系。傳統(tǒng)的頻率調(diào)節(jié)方法是依靠調(diào)度員指令或指定的調(diào)頻廠的調(diào)節(jié)來保持頻率的質(zhì)量，但隨著電力系統(tǒng)規(guī)模的不斷擴展，負(fù)荷的變化速率不斷提高，在正常情況下，負(fù)荷波動的最高速率可達600 MW/min，在這種快速的負(fù)荷變化情況下，依靠傳統(tǒng)的頻率調(diào)節(jié)方法，要將電網(wǎng)頻率始終控制在規(guī)定的范圍內(nèi)已是相當(dāng)困難了。

負(fù)荷除了瞬間波動以外，在一天中還會有較大幅度的變化，這需要改變大量發(fā)電機組的出力，才能得到發(fā)電有功功率和負(fù)荷之間的平衡。盡管各級電網(wǎng)調(diào)度所根據(jù)負(fù)荷預(yù)計對管轄范圍內(nèi)的發(fā)電廠安排了發(fā)電計劃曲線，但是，負(fù)荷預(yù)計本身一般存在著1%～2%的偏差，另外電網(wǎng)中意外故障的發(fā)生，也會打破發(fā)電有功功率和負(fù)荷之間的平衡。隨著電力系統(tǒng)的發(fā)展，電網(wǎng)中單個設(shè)備故障都會造成發(fā)電有功功率和負(fù)荷之間的嚴(yán)重偏差，而靠人工調(diào)整發(fā)電出力則需要較長的時間才能達到新的平衡。針對這些問題，采用自動發(fā)電控制（AGC）是一種很有效的技術(shù)手段。

超超臨界發(fā)電是一項有效利用能源的技術(shù),其水蒸汽工質(zhì)的壓力、溫度均超過以往機組的參數(shù)，從而可以大幅度提高機組熱效率。超臨界機組的效率可比亞臨界機組提高2～3個百分點，而超超臨界機組的效率可比超臨界機組提高2～4個百分點。配有污染物排放控制技術(shù)的超超臨界機組在國際上已經(jīng)是成熟的商業(yè)化的發(fā)電技術(shù)，在可用率、可靠性、運行靈活性方面較之以前類型機組都有很大的優(yōu)勢。所以研究超超臨界機組AGC控制技術(shù)具有非常重要的意義。本文以華能海門電廠1期2×1 000 MW機組工程為研究背景，該廠三大主機均由東方電氣集團提供。

1 廣東電網(wǎng)AGC標(biāo)準(zhǔn)

并入廣東電網(wǎng)的機組，其中1 000 MW超超臨界AGC功能及性能應(yīng)同時滿足以下各項指標(biāo)要求，如圖1所示。

(1)AGC調(diào)節(jié)范圍達到單機額定容量的50%。

(2)火電機組AGC響應(yīng)速率與響應(yīng)時間要求：

AGC實際調(diào)節(jié)速率≥1.5%機組額定有功功率/min；AGC響應(yīng)延遲時間≤90 s；機組實際負(fù)荷反向延時≤4 min。

(3)在調(diào)節(jié)量以規(guī)定的速率所需時間達到目標(biāo)負(fù)荷時，實際負(fù)荷偏差不超過機組額定容量的3%。

2 協(xié)調(diào)控制

AGC的基礎(chǔ)是單元機組的協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)CCS(Coordinated Control System)。單元機組的基礎(chǔ)閉環(huán)系統(tǒng)的投入是CCS的基礎(chǔ)，主要是指鍋爐燃燒、送風(fēng)、引風(fēng)、給水、減溫和汽機的閉環(huán)系統(tǒng)，如圖2所示。對于火電機組來說，機組的主要參數(shù)在機組負(fù)荷大范圍波動或快速波動的時候必須保證在安全范圍之內(nèi)。

控制負(fù)荷的每種方式根據(jù)汽機主控和鍋爐主控回路確定。其中協(xié)調(diào)控制方式是最高自動化水平的負(fù)荷控制。負(fù)荷指令同時送到鍋爐主控和汽機主控，功率偏差被控制在最小。常用的四種控制方式分別敘述為：

(1)手動方式

汽機主控A/M站在手動和鍋爐主控A/M站在手動時采用這種操作方式。在這種方式下鍋爐和汽機單獨操作，由操作員負(fù)責(zé)控制負(fù)荷和壓力。操作員在鍋爐主控A/M站上設(shè)定燃料和助燃風(fēng)（BM）指令。

(2)鍋爐跟隨方式

當(dāng)汽機主控A/M站在手動，鍋爐主控A/M站在自動時采用鍋爐跟隨方式。在這種方式下，鍋爐控制汽機入口蒸汽壓力，同時汽機調(diào)門采用手動調(diào)節(jié)以獲得期望的功率。主蒸汽壓力設(shè)定值(TPD)與汽機入口蒸汽壓力進行比較，其偏差(TPDΔ)經(jīng)發(fā)電機輸出信號前饋和修正后產(chǎn)生鍋爐主控信號(BM)去風(fēng)和燃料回路，操作員設(shè)定調(diào)節(jié)閥位置建立負(fù)荷指令。

(3)汽機跟隨方式

當(dāng)汽機主控A/M站在自動，鍋爐主控A/M站在手動時采用汽機跟隨方式。在這種操作方式下，汽機控制汽機入口蒸汽壓力，通過調(diào)節(jié)鍋爐的燃燒率來獲得期望的負(fù)荷。操作員在鍋爐主控A/M站上設(shè)定燃料和助燃風(fēng)（BM）指令。燃料和助燃風(fēng)的變化將引起鍋爐能量水平的改變，從而改變蒸汽壓力。

(4)協(xié)調(diào)控制方式

在協(xié)調(diào)方式下，鍋爐和汽機并行操作。如圖3所示，在這種方式下鍋爐控制汽機入口蒸汽壓力，汽機控制功率，兩者相互影響。因此，負(fù)荷變化過程先于鍋爐指令信號，同時壓力變化過程修正調(diào)節(jié)閥位置。當(dāng)鍋爐主控和汽機主控A/M站在自動時采用這種方式。機爐協(xié)調(diào)控制的特點是具有閉環(huán)調(diào)節(jié)主汽壓力和機組功率的功能，從而維持主汽壓力的穩(wěn)定和滿足機組負(fù)荷要求。鍋爐主控主要控制主汽壓力偏差，汽機主控主要控制機組負(fù)荷，同時設(shè)計有汽機側(cè)單向解耦和主汽偏差大的拉回控制回路，在主汽壓力偏差過大時，汽機側(cè)幫忙調(diào)節(jié)，防止壓力偏差過大引起鍋爐側(cè)的不穩(wěn)定。在機爐協(xié)調(diào)控制方式下，機組目標(biāo)由操作員手動給定或AGC給定；在鍋爐跟隨、汽機跟隨和機爐協(xié)調(diào)控制方式下，主汽壓力設(shè)定值則根據(jù)負(fù)荷-主汽壓力曲線自動設(shè)定。

汽機主控站的輸出，作為DEH的汽機閥位指令信號送至DEH系統(tǒng)。鍋爐主控站的輸出作為鍋爐負(fù)荷指令（MW），分別送到燃料主控和給水主控回路，實現(xiàn)鍋爐負(fù)荷的控制。當(dāng)給水或燃料在自動方式時，鍋爐主控輸出速率受機組負(fù)荷率限制。機組主控的輸出作為單元機組目標(biāo)負(fù)荷指令值，經(jīng)負(fù)荷運行中心和負(fù)荷率限制后形成機組負(fù)荷設(shè)定值，并送到汽機主控和鍋爐主控，控制機組實際負(fù)荷與設(shè)定相一致，負(fù)荷運算中心包括負(fù)荷高限、低限、RB及調(diào)頻校正等。在協(xié)調(diào)控制方式下，目標(biāo)負(fù)荷可由運行人員手動設(shè)定；AGC運行方式時，目標(biāo)負(fù)荷由中調(diào)的AGC信號設(shè)定。主汽壓力設(shè)定值經(jīng)過一個速率限制后，再經(jīng)一個純遲延，最后經(jīng)過一個LAG后，形成與鍋爐模型對象相對應(yīng)的值后，最終形成主汽壓力設(shè)定值。

3 AGC系統(tǒng)投運

3.1 AGC投入允許條件

以下條件都滿足，才能投入AGC控制：

(1)機組負(fù)荷指令大于300 MW；

(2)AGC目標(biāo)負(fù)荷指令與機組負(fù)荷目標(biāo)值相差小于50 MW；

(3)機組負(fù)荷沒有到達低限值；

(4)機組負(fù)荷沒有到達高限值；

(5)發(fā)電機頻率在 49.5 Hz～50.5 Hz范圍內(nèi)；

(6)RTU裝置正常；

(7)沒有強制退出AGC的條件。

當(dāng)滿足AGC投入條件后，若沒有自動退出AGC的條件出現(xiàn)，或機組已在AGC控制，則送出一個“AGC投入允許”信號到中調(diào)EMS。

3.2 AGC自動退出條件

出現(xiàn)以下任一條件，則自動退出AGC控制：

(1)RTU裝置故障；

(2)CCS在負(fù)荷跟蹤模式；

(3)CCS在鍋爐跟隨模式；

(4)AGC目標(biāo)負(fù)荷指令信號故障；

(5)AGC目標(biāo)負(fù)荷指令高于1 200 MW；

(6)AGC目標(biāo)負(fù)荷指令低于300 MW。

AGC控制退出瞬間，CCS的目標(biāo)負(fù)荷值自動跟蹤為負(fù)荷設(shè)定值，以防止AGC控制退出時造成波動。

3.3 AGC功率指令信號處理

AGC功率指令信號引入CCS時，應(yīng)該加以限幅，限幅值為高、低限負(fù)荷值，并同時進行濾波，防止因AGC目標(biāo)指令因信號抖動造成負(fù)荷不正確波動。

圖4所示為AGC指令由700 MW降至500 MW后再升到700 MW，負(fù)荷變化率為20 MW/min的變負(fù)荷記錄曲線，可見AGC變負(fù)荷試驗中負(fù)荷響應(yīng)時間、實際負(fù)荷響應(yīng)速率、動態(tài)偏差、穩(wěn)態(tài)偏差等各項性能指標(biāo)能達到中調(diào)AGC的要求。由此可見該臺1 000 MW超超臨界機組已可以自動地維持電力系統(tǒng)中發(fā)供電功率的平衡，從而保證電力系統(tǒng)頻率的質(zhì)量。

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