預測控制技術在超臨界機組AGC控制中的應用

熊東平，張 雛

(1.華潤電力(常熟)有限公司,江蘇 常熟 215536；2.中國能源建設集團科技發展有限公司,天津 300012)

近年來,隨著區域電網新能源裝機規模不斷增加,電網調峰矛盾日益突出。為提升機組調峰能力,AGC等自動控制系統面臨前所未有的考驗,在更寬、更快、更低負荷變化條件下,調節對象和系統的非線性、時變性更加明顯,煤質變化與分層摻燒等客觀不利因素的影響進一步放大,現有技術面臨諸多瓶頸,開發、研究、應用新的優化控制技術已成為火電機組升級改造中必不可少的核心工作之一。

現代控制理論基礎是精確的對象參數模型,而工業過程往往具有非線性、時變性、強耦合和不確定性等特點,很難得到精確的數學模型,因而控制效果將顯著降低。面對理論與實際應用之間的不協調,模型預測控制從工業過程控制的特點與需求出發,探索各種對模型精度要求不高而同樣能實現高質量控制的方法。預測控制的本質是模型預測控制求解一個開環最優控制問題,其思想與具體的模型無關,但其實現則與模型有關。

預測控制技術已經有大量成功應用的工業案例,與其他先進控制策略的結合也更加緊密,是一種極具工業應用前景的控制策略。通過應用基于預測控制技術設計研發的AGC,對機組自動調節系統進行合理的邏輯優化調整試驗,達到電網對機組AGC的性能要求,并確保各主要自動調節系統調節品質達到現行電力行業標準要求。

1 基于預測控制技術的先進AGC研究關鍵點

1.1 主要功能

在對機組動態特性、AGC運行要求、熱力系統設備情況充分研究的基礎上,以性能指標為目標,設計機組的AGC優化控制策略、過熱汽溫優化控制策略等,在進行詳盡的仿真研究后,確定最終的控制方案和控制系統的初始參數。

研究提供基于預測控制等先進控制技術的超臨界機組AGC控制策略的基本框架和組態邏輯,由于各臺機組在AGC運行要求、燃煤品質、熱力系統特性和熱力設備等方面的差異,在具體應用時仍需要進行控制策略的針對性設計,以保證控制系統與機組實際情況盡可能匹配,獲取最佳的運行性能。

新系統所提供的基于預測控制技術的閉環優化子控制系統包含以下主要功能：

(1)主汽壓力優化：采用先進主汽壓力控制策略。

(2)分離器入口蒸汽過熱度控制：采用先進燃水比控制策略。

(3)機組負荷優化控制：采用自適應先進負荷控制策略。

(4)一次調頻優化控制：采用先進一次調頻控制策略。

(5)主汽溫度優化控制：采用先進主汽溫度控制策略。

1.2 預測控制技術研究

作為火電廠重點、難點的控制對象,大部分具有大滯后特性；采用傳統比例－積分－微分(Proportion IntegrationDifferention,PID)的工作,在出現控制偏差時才重新計算控制指令。采用預測控制的核心思想則是在控制偏差出現前就進行響應。具體實現方法是應用建模手段得到被控參數的預測值,并依據預測值實時調整當前控制指令。

對不同控制算法比較研究,以主汽壓力控制對象為例,見圖1,在k時刻,對采用傳統PID控制與預測控制策略的控制特性進行比較分析。

圖1 主汽壓力控制效果曲線

采用傳統PID控制后,在k時刻,機組總給煤量u(k)可能仍會進一步增加,計算公式如下：

通過應用預測控制技術,在k時刻提前動作,使給煤量u(k)快速減少,計算公式如下：

上述公式中,k+n,k+m為未來期望值；e(k)為k時刻被控對象的變化量；F為控制響應期。

采用傳統PID控制與應用預測控制技術,兩者比對效果曲線見圖2。由圖2可知,通過應用預測控制技術,在k時刻,對給煤量指令提前干預,能有效避免實際壓力超調,顯著改善被控對象的調節品質。

預測控制技術的關鍵：在控制響應早期(F1),與傳統PID響應特性相同；在響應中期(F2),特別是對大慣性控制對象系統,當過程量貼近設定值前,對預測對象建立模型,將煤量、風等參數輸入預測控制器中的模型中,得到后面的時間的變化趨勢；在響應后期(F3,k時刻后),及時根據預測值和實際控制值形成的偏差對控制指令進行修正,從而有效減少被控對象過程值的超調或避免震蕩。

此外,對控制系統的煤種校正,并不需要精確分析煤種的成分,而是通過改進算法計算出燃煤品質對控制對象造成影響的特征參數,并通過自適應手段修正控制器參數和內部模型參數,根據每次大幅負荷變化中調節效果滾動優化修正煤種的特征參數,從而保證控制性能不變。

圖2 采用不同控制方法的控制效果對比

2 項目研究應用的技術路線

某公司3h650 MW超臨界機組在汽輪機通流改造后,協調控制系統(Coordination Control System,CCS)調節效果較差,給水主控存在波動大的現象；主汽壓力存在控制不穩、與燃料調節不匹配等情況,鍋爐燃燒不穩定；運行人員啟/停磨煤機需要退出AGC、協調等運行方式。以上情況繼而引發AGC功率變化率不能滿足電網調度要求、運行人員操作任務繁重、機組穩定性不好等問題。通過現場檢查,單元機組自動控制系統主要存在以下問題：

(1)機組在協調(或AGC)變負荷的起點和末端,在給水啟動加速(或末端給水回調)時,存在較大的水、煤不匹配現象,容易引起主汽溫控制回路的大幅度波動。

(2)機組存在負荷升降速率低、關鍵參數波動大及系統不能很好適應煤種變化等,AGC、一次調頻不能滿足電網要求的變化速率或精度。

(3)雙進雙出磨煤機啟、停過程中,水/煤比失衡嚴重,協調控制不穩定。

結合該公司650MW超臨界機組設備狀況及當前運行情況,分析、歸納影響機組協調、汽溫控制系統性能的原因及存在問題,在高、中、低三個負荷點上,對機組被控對象進行動態特性試驗,并進行詳細的數學建模及特性分析。應用基于預測控制技術的先進AGC研究關鍵點,對協調控制系統、過熱汽溫控制系統、再熱汽溫控制系統等被控對象,進行動態特性試驗及建模分析,把未來時刻的期望值加到對當前時刻輸出量的控制上,實現提前動作控制。

依據機組動態特性試驗方案指導現場試驗,具體試驗操作由電廠運行人員負責,試驗結束后從電廠分散控制系統(Distributed Control System,DCS)或廠級監控信息系統(Supervisory Information System,SIS)中導出試驗數據,進行后期處理、分析。

項目采用如下技術路線完成設計、調試及優化：

(1)進行機組動態特性試驗和數學建模,歸納機組被控對象特性,分析優化控制設計方向。

(2)根據機組被控對象特性分析結果,針對性設計基于先進控制技術的新型AGC協調、過熱汽溫、再熱汽溫及脫硝優化控制方案。

(3)完成新型AGC、協調、過熱汽溫、再熱汽溫控制策略組態,并搭建仿真平臺,通過詳細的仿真試驗,確定最終的控制方案和控制系統的初始參數。

(4)利用機組停機時間段,完成先進系統現場DCS組態邏輯修改工作。

(5)機組啟動后,進行先進系統熱態調試工作,逐步投入系統的各項控制功能,并進行必要的擾動試驗和變負荷試驗,以檢驗AGC協調及汽溫等優化子系統的運行性能。

3 現場實施情況

本項目在機組DCS上組態及應用實施,根據機組的實際運行情況,有針對性地對部分燃燒預判參數和策略進行了深入研究和分析,依據規程要求進行實際AGC負荷擾動試驗,對歷史數據分析,檢驗先進控制系統現場應用效果。

3.1 項目實施前CCS控制效果

以單臺機組為例,在投用原CCS控制時,機組的運行性能較差。從圖3、圖4的運行曲線可以看出,機組投用原協調、汽溫控制的運行特點。

圖3 投用原CCS控制時機組控制曲線1

圖4 投用原CCS控制時機組控制曲線2

(1)負荷控制：機組投入正常AGC運行時變負荷速率設為10 MW/min,但實際負荷跟蹤并不好,且由于主汽壓力控制不穩定,在負荷指令穩定時也經常會出現較大的負荷偏差,最終反映在1號機組的電網AGC精度、速率和一次調頻考核均較差。

(2)主汽壓力控制：經常出現0.8 MPa以上的控制偏差,最大動態偏差超過1.2 MPa,且有非常明顯的調節振蕩,控制極其不穩定。

(3)主汽溫度控制：負荷穩定和大幅度變負荷過程均存在較為嚴重的振蕩現象,汽溫經常偏離設定值15℃以上,超溫和低溫現象均較為頻繁。

3.2 項目實施后CCS控制效果

針對機組存在負荷升降速率低、關鍵參數波動大以及系統不能很好適應煤種變化等實際問題,通過采用先進的AGC優化控制系統,重點對AGC指令環節、主汽壓力控制、主汽溫控制、給水主控等主要自動調節系統應用基于預測控制技術的先進控制策略,有效解決了原CCS抗擾動能力差等問題。

經過精心調試及完善,機組的AGC、協調、汽溫控制系統穩態和動態性能均有了明顯提高。對優化后的機組進行負荷擾動試驗(見圖5),以12 MW/min的速率從450 MW下降到400 MW,稍待穩定后再下降到350 MW,隨后又上升到400 MW,稍待穩定后再上升到450 MW的試驗曲線。

圖5 優化后12MW/min速率變負荷擾動試驗曲線

此外,通過對2016年12月至2017年2月單臺機組各小時的AGC精度進行分析得出投入后逐月數據,見表1,其中2016年12月數據為系統優前的參數指標,2017年2月數據為系統優后的參數指標。

從表1中可以看出投入后對機組AGC精度有逐漸改善的趨勢,2016年12月份的數據AGC精度不甚理想,檢查歷史趨勢后發現,AGC負荷受限的時間很多(精度大于2.5的部分),且有很多時間優化協調優化控制系統未投入,造成很多精度在1～2.5之間的部分。至2017年2月份,數據精度有了很大的提高,AGC負荷受限的時間較少,且協調優化控制系統基本保持投入,AGC精度滿足考核要求的小時數超過75%,平均精度也有顯著提高,達到了0.4728。

表1 優化前后AGC調節精度數據統計分析

對優化后AGC的整體性能評價如下：

(1)負荷控制：除在初始階段和部分的變負荷結束階段實際負荷與設定值有短時間的偏差外,其他控制時段機組實際負荷嚴格按照設定變負荷速率變化,動態過程平穩,無振蕩,過調量很小。實際速率、響應延遲時間、動態控制偏差、穩態控制精度均滿足要求。

(2)主汽壓力控制：與滑壓設定值保持相同趨勢變化,動態過程非常平穩,無振蕩和過調,平均實際動態偏差僅為0.3～0.4 MPa,明顯優于改造前的性能指標。

(3)主汽溫度控制：控制非常平穩,變負荷過程中的一級汽溫的平均最大動態偏差僅為4～6℃,明顯優于改造前的15～20℃偏差值。

4 經濟及社會效益分析

(1)實施基于預測控制技術的AGC協調及汽溫優化控制后,由于主汽壓力、主汽溫度及再熱汽溫等關鍵參數控制性能明顯提高,參數的動態偏差大幅減小,且不再振蕩。控制系統的穩定,使得機組的燃料、給水、送風等各控制量的變化十分平穩,十分有利于減小鍋爐水冷壁和過熱器管材的熱應力,對防止氧化皮脫落和鍋爐爆管有明顯的作用,在提高機組安全運行方面,可取得良好的間接經濟效益。

(2)由于在機組的負荷升降速率和調節精度的性能方面得到了明顯的提升,改善了機組的調峰、調頻能力。在應用先進控制系統之前,即使變負荷率設為13 MW/min時,AGC調節速率也未能達到考核要求。而投運新系統后,即使變負荷率設為12 MW/min,平均的AGC速率也能滿足考核要求,機組負荷調節性能明顯提升。

(3)在應用先進控制系統之前,主汽溫經常需要運行人員手動開大減溫水門,否則極易造成超溫。同時由于協調控制系統的水煤比控制不佳,主汽溫易長時間偏低,很大部分時間均低于設定值5～10℃運行,機組經濟性受到明顯影響。在投運新系統后,在穩定負荷及升降負荷過程中,絕大部分時間主汽溫僅存在3～4℃的偏差,汽溫控制非常平穩,且提高了主汽溫的運行平均值,可降低煤耗,提高機組的經濟性。

(4)本項目通過有機融合預測控制技術,提出了現代火電機組AGC協調、汽溫及脫硝控制的先進方案,具有好的應用前景。

(5)本項目很好地融合了先進的預測控制技術,在很多控制性能方面如在對煤種變化的自適應方面,其性能已明顯改善。

5 結語

本項目針對AGC考核、機組協調、給水、汽溫等主要自動調節系統進行了一系列先進控制策略設計、調試和優化,在某公司650MW超臨界機組上,成功實現了基于預測控制技術的先進AGC控制的現場實施。成果的應用有效解決了機組鍋爐超溫、AGC及一次調頻受電網考核嚴重等問題,全面提升了機爐協調控制的穩定性,使機組協調控制系統能高效、長期投運,降低了運行人員的勞動強度,從整體上提高了火電機組自動控制水平和管理水平,對發電企業的穩定、經濟運行具有重大意義。