1000MW超超臨界機組AGC和一次調頻響應改進探討

王紅

摘 要：在節能減排技術應用范圍逐漸拓展的背景下，利用1000MW超超臨界機組AGC和一次調頻成為大眾關注的熱點之一。在這一背景下，本文介紹了某1000MW超超臨界機組概況，結合1000MW超超臨界機組AGC、一次調頻相應改進標準及運行現狀，從AGC負荷反饋和負荷指令信號校準、規范調節負荷變化率設定值、調節主汽壓穩定平衡、修正機組滑壓曲線等方面，對1000MW超超臨界機組AGC和一次調頻改進進行了簡單的分析。

關鍵詞：1000MW;超超臨界機組;AGC;一次調頻響應

中圖分類號：TM621.6 文獻標識碼：A 文章編號：1671-2064（2019）09-0151-02

0 引言

在1000MW超超臨界機組運行過程中，由于自動發電量控制AGC方式特有缺陷，導致其頻繁發生協調系統大延時、負荷響應慢等問題。針對這一問題，利用前饋超前響應的方式，有望對機組協調協同及其子系統控制邏輯、參數進行優化，有望解決主汽壓力、鍋爐過熱等參數跟隨緩慢問題。據此，對1000MW超超臨界機組AGC和一次調頻響應方式進行優化分析非常必要。

1 1000MW超超臨界機組概況

某廠2號機組鍋爐為東方鍋爐廠DG3024/28.25-Ⅱ，該機組鍋爐主要采用一次中間再熱模式。其主要包括超超臨界單爐膛π型直流爐、上海汽輪廠N1000-26.25/600/600超超臨界凝汽式機組兩個模塊。其中超超臨界單爐膛π型直流爐為對沖燃燒模式，DCS與DEH為一體化設計的國產maxDNA系統。

2 1000MW超超臨界機組AGC和一次調頻響應改進思路

2.1 1000MW超超臨界機組AGC和一次調頻運行現狀

（1）在該廠2號機組鍋爐運行期間，由于機組經常發生斷煤，且煤熱值和負荷不匹配。再加上輔機發生故障缺陷頻率較高，導致2號機組鍋爐投用AGC較少。（2）由于AGC指令和機組負荷測點不匹配、AGC速率設定及精度不準確、沒有依據規定要求開展AGC性能試驗，導致2號機組鍋爐AGC投運精度、速率不高。（3）由于現階段該廠區2號機組補氣閥沒有正常運行。再加上節能模式下一次調頻動作量設定失誤，導致該廠區2號機組鍋爐一次調頻響應速度及動作量與標準值差距較大。

2.2 1000MW超超臨界機組AGC和一次調頻改進標準

（1）根據江蘇省國家電網兩個最新辦法的相關要求，國家電網調度機構能量管理系統（EMS）為全部在運AGC機組調節速率主要測定測定標準。即全部在運AGC機組調節速率應達到額定容量的1.50/min。在每低于額定容量0.10%/min后，可以5/kW為標準，進行考核。同時國家電網EMS系統，還可進行AGC的調節精度的控制。即控制機組鍋爐AGC平均調節精度達到額定容量的0.50%左右。而對于達不到要求的運行機組，可依據每超出0.10%額定容量/d*wkW，進行考核。隨后可利用調節速率因子，將AGC機組的速率進行合理劃分。從可容忍區間、懲罰區間、獎勵區間、標準區間等層次進行優化分析，以加強1000MW超超臨界機組AGC速率、精度間聯系，實現AGC速率和AGC精度相掛鉤。（2）依據國家電網規定的1000MW超超臨界機組AGC一次調頻要求。即1000MW超超臨界機組一次調頻事故實測動作量應在其額定容量的6%以上，且1000MW超超臨界機組一次調頻測試動作量應在其額定容量的3.0%以上。同時1000MW超超臨界機組一次調頻響應指數在0-15s、0-30s、0-45s的區間內，應分別達到0.40、0.60、0.70。對于無法達到要求的1000MW超超臨界機組，可依據每低于0.05/d*wkW，進行考核[1]。

3 1000MW超超臨界機組AGC和一次調頻響應改進思路

3.1 AGC負荷反饋和負荷指令信號校準措施

（1）保證機組接收的負荷指令與電網調度指令的一致性是1000MW超超臨界機組負荷調節速率提升的首要調節。因此，在1000MW超超臨界機組AGC參數優化設置過程中，電廠熱工控制人員可以AGC負荷指令信號校準為重要工作，首先在1000MW超超臨界機組AGC系統內，經微波，將電網調度EMS系統傳輸到電廠側遠動RTU。隨后以電廠側遠動RTU為傳輸中介，利用硬接線方式，將信號傳輸至1000MW超超臨界機組DCS系統。同時考慮到上述信號傳輸距離較遠且傳輸節點較復雜，為避免長距離傳輸階段指令信號出現偏差，電廠熱工控制人員可以RTU與DCS系統間傳輸電纜為考核要點，在保證電纜屏蔽性能一定的基礎上，對1000MW超超臨界機組AGC進行離線調試[2]。（2）具體1000MW超超臨界機組AGC離線調試工作主要是在AGC閉環聯調前，針對電網調度EMS系統與電廠側遠動RTU、1000MW超超臨界機組AGC接口裝置與DCS系統之間，進行AGC信號調試，以保證上述系統間指令信號的穩定、準確傳輸。需要注意的是，在調度負荷指令期間，電廠熱工控制人員可以電網調度EMS主機發出的機組期望出力指令值作為調度負荷指令，控制實際調度負荷質量與調度負荷質量期望值間偏差在1.0MW以下，保證1000MW超超臨界機組AGC調節精度。（3）依據江蘇省電力調度自動化處提出的新版發電企業考核辦法，電廠可以1000MW超超臨界機組實際出力偏差，即電廠DCS中的實際出力與省調EMS中實際出力的差值為標準。結合AGC負荷指令偏差特點，控制電廠DCS中的AGC負荷指令與省調EMS中的AGC負荷指令的差值與實際處理偏差間差值絕對值小于1.0MW。（4）由于該廠區2號機組DCS、DEH發電機有功數據均由六個功率變送器輸出信號獲得，而電力調度EMS系統中發電機有功數據，主要經交流采樣裝置獲得數據上傳后獲得，兩者有功功率來源的差異，導致該1000MW超超臨界機組DCS、調度EMS中發電機有功數值偏差較大，進而影響了1000MW超超臨界機組AGC性能。據此，電廠熱工控制人員可以與繼電保護專業人員合作，以現有自動化系統、DCS系統改動最少為標準，進行1000MW超超臨界機組AGC響應優化技術方案制定。

3.2 規范調節負荷變化率設定值

該廠區1000MW超超臨界機組AGC調節速率設定值大多在8.0MW左右，1000MW超超臨界機組額定容量為1000.0MW，而由于該廠區控制系統具有一定延遲性，以往設定速率并不能達到規定要求。據此，電廠熱工控制人員可依據1.5%額定容量/min需求，結合理論負荷設定變化率15MW/min，將實際設定值設定為13.0MW/min以上，從根本上上保證1.5%額定容量/min要求。

3.3 調整主汽壓穩定平衡

由于1000MW超超臨界機組反饋調節為小幅度調節模式，因此，為保證整體1000MW超超臨界機組AGC控制系統調節精確度，電廠熱工控制人員可依據該1000MW超超臨界機組以往組態邏輯模式，對AGC控制參數進行進一步優化。即采用負荷指令前饋+PID反饋的調節方案，盡可能的將整個控制系統整定成開環調節方式，保證整體控制系統前饋控制回路參數整定精確度。同時考慮到1000MW超超臨界機組AGC指令變化復雜性較高，且1000MW超超臨界機組主汽壓、燃料、給水等各控制量波動幅度較大。為保證過熱器管道熱應力、鍋爐水冷壁受熱一定，電廠熱工控制專業人員可以鍋爐爆管控制為要點，在常規負荷指令前饋+PID反饋的AGC調節方式的基礎上，綜合采用先進過程控制、神經網絡控制、預測控制、自適應控制、模糊控制等先進技術，進行1000MW超超臨界機組的優化控制。在1000MW超超臨界機組AGC優化中采用的INFIT，主要是在以往主體框架的基礎上，在反饋控制模塊采用先進國際中最優質的控制算法，即預算控制技術。通過將預算控制技術代替以往PID控制模式，可以預先分析主蒸汽溫度、主蒸汽溫度、冷再溫度等參數被調量變化趨勢。隨后根據主蒸汽溫度、主蒸汽溫度、冷再溫度等參數被調量變化量，進行對應控制模式的設置，以提高1000MW超超臨界機組控制系統的抗干擾能力[3]。

此外，為避免響應外界AGC指令變化時導致機前壓力的波動過大，電廠熱工控制人員可適當放寬限制汽機調門動作壓力波動允許值。同時將汽機調門動作壓力壓力偏差值由1.0MPa放大到1.5MPa，以保證1000MW超超臨界機組AGC性能。

3.4 修正機組滑壓曲線

在爐跟機協調控制模式下，為進一步提高1000MW超超臨界機組AGC、一次調頻響應效率，電廠熱工控制人員可將CCS汽機主控作為負荷控制器。通過對1000MW超超臨界機組負荷指令與實際負荷進行對比分析，可將分析結果以汽機指令輸出的方式，傳送至DEH系統，保證1000MW超超臨界機組調門開度控制效率。隨后由于該廠DEH系統可看作協調控制系統中的一個調節機構，在其正常運行過程中，通過向末級伺服卡內DEH投入轉速/功率、最終調門輸出項目配合，可形成閉環控制系統。此時CCS輸出的汽機指令就為功率指令;而在1000MW超超臨界機組變負荷運行中，若升負荷階段經1000MW超超臨界機組主汽調門超過45%，則可對高壓調門曲線進行檢查。綜合考慮經濟型、調節特性，及時調整高壓調門滑壓曲線，保證1000MW超超臨界機組汽機高調門開度指示<40%，提高1000MW超超臨界機組一次調頻效率。

4 1000MW超超臨界機組AGC和一次調頻響應改進效果

在1000MW超超臨界機組增加AGC模式優化后，1000MW超超臨界機組在穩定負荷時，主汽壓力偏差絕對值在0.150MPa以下，1000MW超超臨界機組主汽溫和再熱汽溫偏差絕對值在1-2℃之間。且在1000MW超超臨界機組大幅度變負荷、或者受到不穩定因素干擾時，可以保證1000MW超超臨界機組主汽壓力偏差絕對值在0.5MPa以下，1000MW超超臨界機組主汽溫偏差及再熱汽溫偏差絕對值分別在15℃、8℃以下。在這個基礎上，通過1000MW超超臨界機組AGC及一次調頻優化，其現有參數可在1000MW超超臨界機組運行半個周期內恢復穩定，達到設定標準，從根本上降低了1000MW超超臨界機組參數反復振蕩問題發生概率。

5 結語

綜上所述，依據以上1000MW超超臨界機組AGC、一次調頻指標考核需求，電廠熱力控制專業人員可采用國際層面先進預測控制方式。在DEH、CCS協調控制系統中，結合1000MW超超臨界機組實際情況，對1000MW超超臨界機組一次調頻、AGC性能參數進行改善，以保證廠區1000MW超超臨界機組AGC和一次調頻性能與標準要求相符，為電網穩定運行提供保障，從而進一步提高電力企業的經濟、安全效益。

參考文獻

[1] 鄭衛東，張育均，陳金丹，等.汽輪機蓄熱響應AGC及一次調頻技術在1000MW機組的運用[J].電站系統工程，2015（5）：54-56.

[2] 尚星宇.1000MW超超臨界機組協調系統優化及應用[J].寧夏電力，2016（1）：67-72.

[3] 李長春.先進控制技術在1000MW超超臨界機組上的應用[J].電力工程技術，2016，35（3）：5-9.