INFIT控制系統(tǒng)在燃煤電廠AGC運行方式下的應(yīng)用效果分析研究

蔣奕鋒，朱春玉，許建林，王 鋒

(神華國華壽光發(fā)電有限責(zé)任公司，山東 濰坊 261000)

隨著風(fēng)能、太陽能等新能源發(fā)電容量的持續(xù)增長，新能源發(fā)電的不穩(wěn)定性及間隙性，容易對電網(wǎng)產(chǎn)生沖擊的特點被逐漸放大，電網(wǎng)側(cè)對發(fā)電容量占多數(shù)的燃煤機組負(fù)荷響應(yīng)能力提出了更高的要求，為保障電網(wǎng)安全，執(zhí)行國家政策方針，充分發(fā)揚燃煤機組壓艙石、穩(wěn)定劑的作用，增強清潔能源的消納，每個省份都出臺建立了輔助服務(wù)補償機制，多數(shù)火電機組為提高新的利潤增長點，也積極地介入電網(wǎng)的輔助服務(wù)，實時參與調(diào)峰任務(wù)，甚至進行深度調(diào)峰。但是隨著機組負(fù)荷變化范圍和變化頻率的大幅度增加，同時在深度調(diào)峰工況下運行的比例逐步加大，機組的安全、穩(wěn)定運行受到重大影響，機組經(jīng)濟性也受損失，為確保機組運行的安全與經(jīng)濟，適應(yīng)大環(huán)境所要求，燃煤機組進行自身升級，采取更加適應(yīng)電網(wǎng)要求的靈活性改造，控制系統(tǒng)的升級就是其中一項，本文通過試驗驗證，在采用INFIT新控制系統(tǒng)后，機組在參與電網(wǎng)輔助服務(wù)時能夠明顯提高機組安全性與經(jīng)濟性，減少電網(wǎng)的查核，確保得到電量獎勵。

1 鍋爐概況介紹

某電廠一期工程為2×1 000 MW超超臨界濕冷機組。鍋爐為東方鍋爐廠生產(chǎn)的超超臨界參數(shù)直流爐、前后墻對沖燃燒、半露天布置、平衡通風(fēng)、固態(tài)排渣、全鋼懸吊結(jié)構(gòu)Π型布置的燃煤鍋爐，運行參數(shù)為28.6 MPa/605 ℃/623 ℃。

2 原DCS控制系統(tǒng)投用時機組運行性能

該廠現(xiàn)DCS控制系統(tǒng)采用和利時MACSV5.2.5b系統(tǒng)，該系統(tǒng)和所有大多數(shù)控制系統(tǒng)一樣采用了負(fù)荷指令前饋+PID反饋的調(diào)節(jié)方案，如圖1所示，鍋爐主控回路的輸出作為鍋爐主指令同時控制給水量和燃料量，保證機組在負(fù)荷變化時始終保持合適的水煤比，進而保證主蒸汽溫度和主汽壓力在穩(wěn)定區(qū)間。其核心思想在于：通過給煤量的過量調(diào)節(jié)，保證機組負(fù)荷響應(yīng)速度跟上調(diào)度要求，而允許主蒸汽壓力在一定范圍內(nèi)波動。弊端在于以鍋爐調(diào)壓汽輪機調(diào)節(jié)負(fù)荷的CCS控制方式在煤種多變、負(fù)荷波動范圍大時，鍋爐調(diào)節(jié)壓力的滯后性被無限放大，導(dǎo)致主參數(shù)波動較大，甚至發(fā)散失去控制，無法滿足當(dāng)前電網(wǎng)調(diào)度要求。

圖1 原DCS控制系統(tǒng)鍋爐主控邏輯原理

#1機組未投用INFIT優(yōu)化系統(tǒng)時，在AGC方式下(O模式)機組的運行性能曲線如圖2所示(負(fù)荷區(qū)間739 ～800 MW)，可以明顯看出#1機組在投用原DCS協(xié)調(diào)控制的運行調(diào)整特點：

(1)AGC考核：機組無法達到山東電網(wǎng)AGC R模式的投用基本要求，機組輔助服務(wù)功能存在欠缺；

(2)負(fù)荷控制：負(fù)荷變化率雖能設(shè)為10～15 MW/min，但在跟蹤過程中的性能較差，調(diào)節(jié)滯后明顯；

(3)主汽壓力控制：實際壓力與設(shè)定壓力存在明顯偏差，負(fù)荷變化速率為10 MW/min時，壓力偏差最大達0.7 MPa且長時間無法消除，煤量過量調(diào)節(jié)過大，汽機調(diào)門波動頻繁，不利于汽機運行；

(4)主汽溫度控制：當(dāng)負(fù)荷變化在10～15 MW/min時，水煤比最低達到6.0，造成主汽溫度偏低，最大達到12 ℃，且長時間無法恢復(fù)到正常溫度，機組安全性受較大影響；

(5)再熱汽溫控制：再熱煙氣擋板無法自動調(diào)節(jié)再熱汽溫，需要人為手動調(diào)整，靈活性和及時性受到制約，再熱汽減溫水用量偏大，機組經(jīng)濟性得不到保證。

圖2 投用原DCS協(xié)調(diào)控制時機組負(fù)荷、主汽壓力、過熱器汽溫、再熱器汽溫曲線

3 投用INFIT優(yōu)化系統(tǒng)的運行性能

INFIT系統(tǒng)的優(yōu)勢在于依據(jù)鍋爐的非線性模型及提前預(yù)控技術(shù)，針對汽輪機與鍋爐調(diào)節(jié)存在差異的特性，對鍋爐的“蓄熱量”進行提前計算，從而提前調(diào)整煤量，正確彌補鍋爐調(diào)節(jié)的滯后性，保證機組具有較迅捷的負(fù)荷變動速率和平緩的壓力變化，有效針對我國當(dāng)前燃煤機組調(diào)峰次數(shù)增多、重要參數(shù)波動大及控制系統(tǒng)無法良好適應(yīng)煤種變化等問題，并根據(jù)特征參數(shù)變化及時預(yù)測AGC方式下控制系統(tǒng)的前饋和反饋回路中的各項控制參數(shù)，保證控制系統(tǒng)性能永遠(yuǎn)處在最佳狀態(tài)。原理如圖3所示某電廠#1機組2019年7月26日初次投入INFIT系統(tǒng)后，通過約一周的調(diào)整及優(yōu)化，機組的AGC控制、CCS、主再熱汽溫均有了顯著的改善。

圖3 “INFIT”新控制系統(tǒng)邏輯圖

3.1 CCS方式下高負(fù)荷20MW速率變負(fù)荷試驗的控制性能

在7月29日16∶00—17∶00，#1機組以20 MW/min的速率在800～900 MW進行了一次三角波變負(fù)荷試驗，具體方法為機組以20 MW/min速率從900 MW降至800 MW又快速升至900 MW的變負(fù)荷試驗；

結(jié)合圖4和表1可以看出#1機組投入INFIT優(yōu)化系統(tǒng)后進行20 MW速率變負(fù)荷試驗的整體性能：

(1)負(fù)荷控制：實際負(fù)荷及時依照設(shè)定變負(fù)荷速率變化，負(fù)荷跟蹤精度高，偏差小，過程平穩(wěn)，過調(diào)量很??；

(2)主蒸汽壓力：主蒸汽壓力調(diào)整偏差小，在0.3～0.4 MPa，在負(fù)荷穩(wěn)定時偏差在±0.1 MPa，幾乎無調(diào)節(jié)振蕩現(xiàn)象；

(3)主蒸汽溫度控制：主蒸汽溫度控制性能良好，試驗中主汽溫動態(tài)偏差僅為+1 ℃/-2 ℃，水煤比在6.5～8.0波動，控制平穩(wěn)；

(4)再熱溫度控制：再熱汽溫控制采取既調(diào)節(jié)汽溫又調(diào)節(jié)金屬壁溫的設(shè)計，在壁溫超限時優(yōu)先控制壁溫，在變負(fù)荷期間，蒸汽溫度波動幅度為+5 ℃，控制平穩(wěn)。

圖4 #1機組高負(fù)荷段15～20 MW/min速率CCS變負(fù)荷試驗控制曲線

表1 20 MW/min速率變負(fù)荷試驗數(shù)據(jù)

3.2 CCS方式下深調(diào)負(fù)荷段10MW速率變負(fù)荷試驗的控制性能

在7月30日3∶00—4∶00，#1機組以10 MW/min的速率從500 MW降至400 MW，稍作穩(wěn)定后由400 MW升為500 MW，分別進行了兩次100 MW幅度的單向升降負(fù)荷測試。

測試過程中的負(fù)荷、主汽壓力、主再熱汽溫控制曲線見圖5。測試過程中的特征參數(shù)波動情況見表2。

圖5 #1機組深調(diào)負(fù)荷段10MW/min速率CCS變負(fù)荷試驗控制曲線

結(jié)合圖5和表2可以看出#1機組投入INFIT優(yōu)化系統(tǒng)后在深度調(diào)峰階段進行10 MW速率變負(fù)荷試驗的整體特點。

(1)負(fù)荷控制：在該時間段內(nèi)進行變負(fù)荷試驗中機組實際負(fù)荷控制偏差滿足要求，調(diào)節(jié)良好，汽機側(cè)調(diào)節(jié)控制平緩；

(2)主汽壓力控制：在整個變負(fù)荷測試中，主汽壓力的動態(tài)偏差僅為0.2～0.3 MPa，在負(fù)荷穩(wěn)定時的穩(wěn)態(tài)偏差更是<±0.1 MPa；

(3)主汽溫度控制：變負(fù)荷試驗中主汽溫動態(tài)偏差僅為+2 ℃/-5.2 ℃，水煤比在7.0左右小幅波動，主汽溫整體控制平穩(wěn)；

表2 10 MW/min速率變負(fù)荷試驗數(shù)據(jù)

(4)再熱溫度控制：在變負(fù)荷試驗中，再熱蒸汽溫能可控制在±5 ℃范圍內(nèi)，壁溫?zé)o超限現(xiàn)象，控制平穩(wěn)。

在CCS方式下進行升降負(fù)荷發(fā)現(xiàn)，證明了機組的調(diào)節(jié)能力改善明顯，在申請調(diào)度同意后，進行了遠(yuǎn)方AGC R模式及AGC O模式的試驗，其中AGC R模式下，機組負(fù)荷根據(jù)電網(wǎng)頻率自動生成，機組負(fù)荷變化頻率及幅值相對較大，對機組控制系統(tǒng)的穩(wěn)定性及安全性要求更高，相對的電網(wǎng)對于參與輔助服務(wù)的機組投入AGC R模式，考核的次數(shù)更少，享受電量補償更多。AGC R模式的主要指標(biāo)有投入率KP、調(diào)節(jié)速率K1、調(diào)節(jié)精度K2、響應(yīng)時間K3四個參數(shù)。本次主要收集AGC R模式的數(shù)據(jù)，時間為8月1日和8月2日兩天，每次投用AGC R 時間為6 h。

圖6是8日1 #1機組投入INFIT系統(tǒng)以AGC R模式運行6 h的控制曲線，期間#1以15 MW/min速率在590～836 MW進行AGC調(diào)節(jié)，機組調(diào)節(jié)特性遠(yuǎn)遠(yuǎn)優(yōu)于投用原DCS控制下平穩(wěn)負(fù)荷的控制性能：

(1)AGC考核值：綜合考核系數(shù)KP≈2.4～2.5，遠(yuǎn)優(yōu)于AGC R模式的投用門檻值1.6，如表3所示；

(2)主汽壓力控制：主汽壓力最大動態(tài)偏差僅為0.3～0.5 MPa，絕大部分時間僅存在0.2 MPa的控制偏差；

(3)主汽溫度控制：主汽溫度始終控制在設(shè)定值±6 ℃范圍內(nèi)波動，絕大部分時間偏差僅為±2 ℃，水煤比在7.0左右波動，整個過程平緩；

(4)再熱汽溫控制：再熱汽溫始終可以控制在一個設(shè)定值±5 ℃范圍內(nèi)，且絕大部分時間溫度偏差僅為±3 ℃，壁溫?zé)o超限，安全性得到較大提高。

圖6 #1機組投用INFIT系統(tǒng)AGC R模式運行控制曲線

表3 投用INFIT優(yōu)化系統(tǒng)前后的AGC R模式考核數(shù)據(jù)及調(diào)整電量

4 結(jié) 論

通過試驗可以看出，參與輔助服務(wù)的機組，在使用INFIT控制系統(tǒng)后取得了良好的效果，主要表現(xiàn)在以下方面：

(1)8月1日、8月2日共投用AGC R模式約12 h，調(diào)整電量總共為11 277 MW，每兆瓦出清價格為6元，按照計算公式的AGC補償費用為61 015元，約5 084元/h。假設(shè)全年有1/3的時間參與輔助服務(wù)，投入AGC R模式，全年的AGC補償費用為5 084×24×365×0.333=1 483萬元/年。

(2)通過與原DCS系統(tǒng)技術(shù)相比，可以看出INFIT系統(tǒng)投用后有明顯的社會經(jīng)濟效益改觀，經(jīng)濟性的提高主要體現(xiàn)在汽機高壓調(diào)門節(jié)流損失減少、主汽溫度提高、再熱汽溫提高、再熱減溫水量降低4個方面。

汽機高壓調(diào)門節(jié)流損失若按5%計算，百萬機組汽機節(jié)流損失約降低煤耗約為1.5 g/kW·h。

主汽溫平均提高1.78 ℃，百萬機組對應(yīng)煤耗降低0.207 g/kW·h；再熱汽溫提高1.34 ℃，對應(yīng)煤耗降低0.075 g/kW·h；再熱減溫水量可以降低5.70 t/h，對應(yīng)煤耗降低0.240 g/kW·h，綜合標(biāo)準(zhǔn)煤耗成本降低0.522 g/kW·h。按照年平均負(fù)荷率65%，標(biāo)煤600元/t計算，可降低運行成本178萬/年。

另外，由于調(diào)節(jié)性能的提升，機組主要運行參數(shù)的波動大大減小;INFIT控制系統(tǒng)兼顧控制再熱汽溫壁溫超限的特性，減少了氧化皮集中脫落甚至超溫爆管的風(fēng)險，從而確保鍋爐安全穩(wěn)定運行。

5 結(jié) 語

隨著新能源項目并網(wǎng)增多，燃煤機組的考驗將會持續(xù)增大，INFIT 系統(tǒng)是一款專門針對當(dāng)前燃煤發(fā)電機組參與輔助服務(wù)、負(fù)荷升降頻繁、控制系統(tǒng)存在欠缺、煤種適應(yīng)性不佳等問題而設(shè)計的優(yōu)化控制方案。采用INFIT控制系統(tǒng)后的燃煤機組能夠更好地應(yīng)對AGC控制，調(diào)節(jié)精度能夠有效保證，且成本較低，具有很高的綜合性價比，非常適合推廣應(yīng)用。