1概述
随着新疆电网与西北电网750KV电网联网，新疆的电网规模在逐步扩大，为加强新疆电网的调度管理工作，维护正常生产调度秩序，确保电网安全、优质的运行，对新疆电网的稳定性提出了更高的要求，并入新疆电网的所有发电厂均纳入了电网统一调度，因此将电网频率控制在目标区域内，就成为AGC系统的主要目标，如何提高AGC投入的效果成为了关键。
2目前状况及分析
新疆电网实现了与西北电网的750KV联网。在联网之前，新疆电网AGC的控制方式为定频率控制方式，目的是让频率的偏差控制在0.1HZ之内。在新疆电网实现了与西北电网的联网后，新疆电网的AGC控制模式也随之发生了变化。联网后，电网频率主要由西北网调来进行调节，新疆电网AGC的控制模式转变为定频率+定联络线控制模式。这对于电厂来说并没有什么特别大的区别，区别时在于省调主站系统上AGC控制模式的转变，主要是区域控制偏差值的计算方式发生了改变。近期新疆电网内部分发电厂AGC调节性能不能满足电网对机组的调整要求。因此省调对机组AGC运行情况进行了考核，给发电厂带来了一定经济损失。原因分析如下：
(1)省调提高了AGC的性能指标测试标准
《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》DL/T 657—2006中要求：对于直吹式机组负荷指令变化率设定值为1.5% Pe /min，实际负荷变化率要求≥1.0% Pe /min。对新投运的机组，已与省调进行了AGC联调，性能指标均按验收测试规程进行。目前省调对部分已正式投产的发电厂AGC实际负荷变化率要求≥1.5% Pe /min，比测试规程提高了0.5的百分点，这对AGC测试试验的成功增加了难度。
(2)省调对机组的实际负荷监测点与AGC调节的实际负荷测量值存在偏差。
(3)协调控制系统的逻辑未定期进行优化改进。
(4)与燃烧相关的的模拟量控制系统逻辑未定期进行优化改进。
3优化及改进措施
3.1对协调控制系统进行优化改进
协调控制系统调节性能的好坏直接决定着AGC测试的试验结果，因此，协调控制系统能较快的响应负荷的变化，同时又能维持锅炉压力的稳定是关键技术。针对以上关键点及省调AGC技术指标的要求，对锅炉跟随为基础的协调控制系统进行优化改进，优化改进方案如下：
(1)机组在AGC方式下，取消或减弱汽机主控PID调节器功率设定值的压力拉回负荷函数。由于机组在负荷变化的过程中，主汽压力设定值与测量值存在着偏差，此偏差的作用在汽机主控调节器功率的设定值上，会影响实际功率的变化，有时实际功率会与AGC指令存在一定的偏差，导致负荷响应时间偏长，机组的实际速率不能满足调度的要求。
(2)针对新疆电网调度对发电厂AGC的要求的提高，增加汽轮机主控功率设定值去调门开度的前馈系数。通过增加此前馈函数系数，当调度AGC负荷变化时，调门开度会及时动作，负荷会紧跟着AGC目标负荷进行，明显提高提高了机组功率的响应速度。
(3)对汽轮机主控调节器的积分时间进行优化，由于积分作用是消除偏差的，当实际负荷与负荷设定值存在偏差，积分作用就会体现，通过减小积分时间，可以迅速提高机组的实际负荷速率。
(4)对锅炉主控调节中前馈信号进行优化，增大预加减煤函数系数及目标负荷对应煤量函数，增加至锅炉主控前馈环节中，同时应将燃料主控PID的比例增益参数修改为变参数运行，对于投入不同台数自动的给煤机其比例增益应相应的变化，由于锅炉自身的特点，有蓄热能力，当机组负荷变化时，提前或快速对煤量进行超前增加或减少，加快燃料量控制系统的响应速度，有利于锅炉压力的稳定。
(5)通过以上1-4条措施的改进，机组在升、降负荷时,负荷能快速跟随AGC目标负荷的变化。同时会导致主汽压力在升负荷时比设计值偏低，降负荷时,主汽压力比设计值偏高，为防止这种主蒸汽压力变化过大,用目标压力与主蒸汽压力实际值的偏差去限制调门开度，当速率之后的压力设定值与三选后的实际压力之差如果低于某一值时，主控输出下限即为当前值，闭锁调门关，否则，压力偏差会继续增大，相反地，如果压力设定值与三选后的实际压力之差高于某一值时，调门上限保持为当前值，闭锁开调门开，否则压力会更低。
3.2减小省调对机组的实际功率监测点与AGC调节的实际负荷测量值之间的偏差
目前新疆境内的电厂大部分NCS系统将功率数据采集后上传调度，DCS系统的实际功率信号为功率变送器装置，DEH系统数据采集后经过三选中后送至DCS系统参与AGC调节，因为两者所取的功率信号来自两套不同的装置，使两个数值存在一定的偏差。当机组实际功率达到目标值时，而NCS系统测量并上传调度的有功功率低于DCS的实际功率时，就导致了DCS系统测量的负荷值已经达到目标设定值而进入稳定阶段，实际负荷与目标负荷在很小的范围内调节，而上传至调度的功率还没有达到设定的AGC目标负荷值，调度认为整个调节过程没有结束，从而产生了调度系统实际负荷速率低于DCS系统的实际负荷速率，最终反映机组AGC性能试验不合格。解决的方案时将两个系统采集的有功功率数据来自同一个测量装置，这样两套系统数据的准确度和精度一定高于两套不同采样装置的数据。
3.3对燃烧相关的的模拟量控制系统逻辑进行优化改进
(1)提高一次风压、送风系统调节响应速度
对于直吹式制粉系统,由于整个制粉过程有较大的延迟时间,严重影响AGC功能调节性能,所以加快其制粉速度是很有作用的，具体措施是将一次风压调节器设定值函数进行细化，此函数是负荷或煤量对应的一次风压值，对其函数需定期进行优化，输入准确的负荷及煤量对应的一次风压设定值。将一次风压调节系统加入设定值前馈函数及功率前馈指令函数，这样变负荷时能及时调节一次风压，有利于锅炉燃烧，送风调节系统优化同上。
(2)提高制粉系统磨煤机冷、热风门响应速度
如增加给煤量时，热风挡板应相应地开大以增加一次风量，而对于冷风挡板而言此时应关小从而维持出口温度,建议将每台给煤机的给煤指令函数作为冷、热风门调节器的前馈。在锅炉负荷变化的同时提前动作冷、热风门的开度，这样在机组负荷变动时就可以及时地改变热风、冷风挡板的开度从而适应给煤量的变化。
4.建议
(1)调度应将AGC调节性能指标明确化，下发新疆境内参与AGC考核的机组，调节性能包括机组的调节速率指标、调节精度与响应时间等。调节速率是指机组响应设点的速率，可分为上升速率和下降速率;调节精度时指机组响应稳定以后，实际出力与设定点处理之间的差值;响应时间是指EMS系统发出指令之后，机组出力在原出力点的基础上，可靠地跨出与调节方向一致的调节死区所用的时间。调度应将以上考核指标的标准及计算方法告之发电企业，发电企业应根据具体的标准要求设置合理的控制策略以满足调度的考核要求从而实现互赢。
(2)调度进行AGC试验时应规范化。应考虑到AGC调节是个多环节、多变量的调节系统，负荷响应变化的同时，锅炉压力也受到了影响，应考虑到汽轮机和锅炉的特性，从而合理的进行AGC增减负荷试验。
(3)在涨出力阶段及降出力阶段，由于机组负荷跨启磨点与停磨点，因此在计算机组实际速率时必须消除启磨及停磨的影响，在进行调节速率计算的同时，机组实际变负荷时间应除去启磨及停磨实际消耗的时间。电厂应将启、停各个磨煤机的负荷点以书面形式与调度沟通，在进行这些负荷点的AGC试验时需要考虑磨煤机的消耗时间，从而提高AGC性能测试的合格率。
(4)参与AGC调节的发电厂应定期进行煤质化验，保证煤质不在大范围内波动，因为煤质发生变化时，锅炉燃烧也受到响应的影响，煤质太差时，锅炉压力的升降会明显滞后，当投入协调控制或AGC时，由于锅炉压力的的因素会影响机组负荷的波动范围。
5.总结
自动发电控制(AGC)是保证电网安全经济运行，提高电网运行水平的重要措施之一。按新疆电网调度的要求，若机组的AGC性能测试结果不合格将按有关规定进行严格考核。因此以上优化和改进措施对相关电厂具有一定的借鉴作用。
全部回复（1 ）
只看楼主 我来说两句 抢板凳回复 举报