庄河发电公司掺烧褐煤AGC控制策略优化浅析

庄河发电公司掺烧褐煤AGC控制策略优化浅析
摘要：目前各发电公司火电厂机组运行均在AGC方式下运行,而实际情况是由于各个火电厂为了降低发电成本，均已不同幅度掺烧褐煤，掺烧后锅炉燃烧特性发生改变，原来设计的AGC控制策略就显得不适应，机组升降负荷率被迫降低，主汽压力也变得不稳定，特别在NOB方式下AGC更是对CCS控制产生更大负面影响。

本文将对大连庄河发电公司超临界直流炉褐煤掺烧对锅炉燃烧影响和对AGC控制影响进行分析，然后对出现的不利情况提出解决方案，最后在大连庄河发电公司#2机组进行实际应用。

实践证明该方案设计合理、效果明显，达到了控制设计的要求。

关键词：主汽压力负荷率滑压控制
1、火电厂AGC系统控制现状
当前，随着我国新能源的快速发展，风电、核电等新能源在当地电网的比重快速上升。

但是核电不参与调峰、风电受自然环境影响而起伏不定的，随之带来的问题是电网的调度难度进一步加大；同时随着电网的扩大发展，省网之间和区域网之间电能交换也大幅度提升，于是，当今电网侧AGC控制方式均采用NOB 方式（即无基点联络线控制方式）。

NOB控制方式具有实时性、不确定方向性和幅度性、给定值无静态稳定等特点，这虽然对电网侧调节有利但对发电侧的控制却产生较大的负面影响。

主要体现在：负荷没有稳定点、主汽压力波动大、实际负荷变化率低、与一次调频易发生矛盾等。

现在，各个发电公司为了降低生产成本都不同程度的掺烧褐煤，由于褐煤与设计煤种差异较大，在炉膛燃烧的特性也发生较大改变，这对于AGC控制更是雪上加霜。

大连庄河发电公司为2×600MW超临界直流炉火力发电机组，采用正压一次风、直吹式制粉系统，燃烧方式为前后墙对冲。

设计煤种为烟煤，发热量5070大卡。

2010年前，我们燃烧的煤种是设计煤种，当时协调控制系统、一次调频功能、AGC等主要自动控制系统全部投入。

控制指标是：升降负荷率7MW,主汽压力动态变化幅度0.8MP（负荷变化50MW），静态变化幅度0.3MP，主汽温度动态变化幅度，静态变化幅度。

从2010年开始，为了降低生产成本，开始大量掺烧褐煤，采取的运行方式是：360MW以下，4台磨煤机运行全部烧褐煤；360MW-480 MW之间4台褐煤磨煤机和1台烟煤磨煤机运行；480MW-600 MW之间4台褐煤磨煤机和2台烟煤磨煤机运行。

掺烧褐煤后主要自动系统控制指标是：升降负荷率3-4MW,主汽压力动态变化幅度0.9MP，静态变化幅度0.3MP，主汽温度动态变化幅度，静态变化幅度.
2、褐煤掺烧后控制系统品质下降原因分析
2010年4月，辽宁省电网AGC控制方式开始采用NOB方式，我公司机组AGC控制系统指标进一步下降。

为了解决控制系统控制品质下降问题，我们对机组运行特性进行长时间摸底跟踪，通过大量的试验及论证，总结出影响控制系统指标因素如下：
2.1当前的火电厂锅炉主汽压力控制基本上都在滑压运行方式，该方式与AGC给定负荷无静态稳定性产生矛盾，导致主汽压力即使是在负荷相对稳定中也在不停的摆动，庄河电厂负荷变化幅度±15MW，这就造成主汽压力定值在±0.57MP范围内波动。

这不仅对锅炉燃烧产生影响而且对机组快速响应负荷能力也产生负面影响。

2.2发电厂锅炉燃烧的滞后特别是直吹式制粉系统的滞后性与AGC方向不确定性和幅度性的矛盾。

NOB方式下的AGC负荷指令是无法预测的，是加是减，加多少减多少是无法预测的，这就给常规CCS自动控制特别是主汽压力自动控制带来不利影响。

即：解决了加减负荷初始的快速性和连续性又带来了煤量过调的问题；避免了煤量过调又带来了响应负荷指令慢的问题；机组负荷没有绝对稳态只有相对稳态，锅炉燃烧的滞后性与机组负荷变化方向相反性导致主汽压力一直处于正弦波波动中。

2.3一次调频投入对主汽压力控制的影响。

一次调频的频繁动作，带来了燃料和负荷双重波动，导致主汽压力的不稳定，主汽压力负荷补偿功能的投入又反过来影响负荷的稳定。

2.4褐煤燃烧具有的先吸热后放热特性与AGC要求的快速响应负荷的矛盾。

褐煤水分含量较高，当需要快速加负荷时，煤量虽然及时进入炉膛但由于新加入的煤不能及时燃烧放热满足负荷增加要求，相反在燃烧初期要吸收炉膛原有的热量造成煤量过加导致煤量过调。

2.5煤量需求的变化与一次风量的矛盾。

锅炉掺烧褐煤后，磨煤机一次风量自然要加大，多数情况下磨煤机一次风量调节门都全开，使一次风量失去调节手段。

3、控制策略优化
针对上述的分析，我们提出下列解决方案
3.1滑压调节采用人工智能判定分析调节。

其工作原理是：当机组加负荷使，首先判定当时主汽压力变化状态，如果是上升则滑压自动跟随负荷而变化，如果是不变或下降则维持当时压力不变直至压力开始上升；机组减负荷时于此相反。

在机组加减负荷过程结束一段时间后无论主汽压力状态如何都立即回到滑压状态以便及时调节迎接下一次负荷变化。

该方案能快速响应AGC的变化而不会出现主汽压力高/低闭锁负荷的情况发生。

控制原理如图：
3.2烟煤磨煤机和褐煤磨煤机混烧时，按照煤质发热量和磨煤机实际出力情况共同确定每台磨煤机实际出力原则工作；全烧褐煤时按照煤质发热量确定每台磨煤机出力。

3.3提高负荷—煤量前馈能力，快速解决热负荷需求。

减小主汽压力PID调节器调节幅度，避免煤量过调。

同时减弱主汽压力变化煤量前馈幅度。

3.4增设一次调频动作煤量跟随判断回路。

当一次调频小幅度、短时、频繁动作时不考虑煤量跟随功能；当动作幅度较大且持续时间较长时在投入煤量跟随功能。

3.5 快速提高一次风压给定值响应负荷对煤量的要求。

4、现场实施与调试
上述控制原理设计完成后，我们利用#2机组停运的机会将上述控制原理进行DCS组态，机组启动后，开始调试。

4.1控制参数设置遵循的原则是：
4.1.1 以负荷-煤量前馈作用为主解决负荷加减煤量响应的快速性，主汽压力调节回路重点是解决静态稳定性，主汽压力变化前馈作用要适中兼顾主汽压力动态稳定性和静态稳定性。

4.1.2人工智能判定滑压功能既要考虑负荷低频高幅度变化的适应性又要考虑负荷高频低幅度变化适应性。

4.1.3 提高一次风压给定值响应速度要考虑一次风机的承受能力防止风机失速。

4.1.4 煤量频繁变化要充分考虑煤燃烧后水量何时加到位配合问题，防止分离器出口温度达不到合适过热度而影响主汽温问题。

4.2 控制策略优化前后对比
4.2.1未实施控制策略优化前控制系统主要参数曲线如图1：
其中：红线代表AGC指令；浅绿线代表实际负荷；浅蓝线代表滑压给定；黄线代表未采用人工智能判定后的滑压给定；粉线代表实际机前压力；深蓝代表给煤量；深绿代表分离器出口温度给定；黑色代表分离器出口实际温度
图1
4.2.2实施掺烧褐煤AGC控制策略优化控制系统主要参数曲线如图2：
其中：红线代表AGC指令；浅绿线代表实际负荷；浅蓝线代表滑压给定；黄线代表采用人工智能判定后的滑压给定；粉线代表实际机前压力；深蓝代表给煤量；深绿代表分离器出口温度给定；黑色代表分离器出口实际温度
图2
从图1中我们可以看到当AGC指令开始减小时，滑压给定立即随负荷减小而变小，实际机前压力在上升造成二者压力偏差达到1.0MP而闭锁减负荷（在第20分钟时段）。

分离器出口温度给定与实际偏差在±6摄氏度。

从图2中我们可以看到当AGC指令开始减小时，实际机前压力在上升时，滑压给定随负荷减小而变小但是采用人工智能判定后的滑压给定并不是在减小而是保持当时压力直至实际机前压力在开始下降时才进行滑压（在第20分钟时段）），在此期间从未发生闭锁减负荷情况（在第30分钟和1时20分时段）。

分离器出口温度给定与实际偏差在±4摄氏度。

通过对二者的曲线参数分析看，后者在负荷加减幅度明显高于后者，主汽压力控制在较理想范围内，分离器出口温度控制更加理想。

5、结论和问题
从现场实际应用看，此次实施的掺烧褐煤AGC控制策略优化是成功的，达到预期目的。

但在调试中也存在一些不足。

5.1由于修改组态时间仓促按照煤质发热量和磨煤机实际出力情况共同确定每台磨煤机实际出力控制原则未实施，导致在磨煤机临界出力时控制困难。

5.2由于AGC方式下机组负荷没有绝对稳态只有相对稳态，锅炉燃烧的滞后性与机组负荷变化方向相反性导致主汽压力一直处于正弦波波动中，虽然通过此次控制优化得到改善，但未彻底解决，仍需进一步研究解决。

参考文献
〔1〕热工自动控制系统张玉铎王满稼编水利电力出版社。