基于煤泥搀烧的AGC探索

武星，黄伟

(国电宿州热电有限公司，安徽省 宿州市，234000)

0 引言

自动发电控制(automatic generation control，AGC)是电网调度直接对发电厂负荷进行远方控制的一种负荷控制方式，是保证电网发、供电平衡的重要手段。发电厂并网机组在AGC方式下运行，不仅能够实现机组的优化控制、降低发电煤耗、提高经济效益，更重要的是电网调度能够以此根据电网负荷的需求直接、及时、有效地调整电厂负荷，保持电网能量的平衡，提高电能质量［1］。国电宿州热电厂在投入电厂AGC系统的初期各机组运行稳定，负荷控制良好。但经过一段时间的运行，由于机组某些设备改造、锅炉燃料(搀烧煤泥)偏离设计煤种、用电结构的变化等原因，AGC投运出现了一些问题。主要表现:机组在AGC方式下负荷响应缓慢，达不到省调度要求的2.5 MW/min的变负荷率;调节精度差。这种现象影响了整个电网对负荷的安全控制。

1 影响因素

煤电矛盾日益凸显，电煤价格持续上涨，已经成为目前火力发电企业面临的一大难题。燃料成本占发电成本的75%，如何保障供应，控制和进一步降低煤价成为企业能否盈利的关键。经过充分论证，电厂认为煤泥搀烧能有效降低成本。煤泥搀烧比例从最初的5%到目前的50%，最高时达到75%以上。全年平均搀烧比例为45%。

1.1 煤质的影响

生产用煤质量呈明显的下降趋势，发热量较低，灰份、水份增大，煤种杂。不同种类的煤同时进入煤场，受搀配、晾晒手段落后的影响，进入炉膛的煤泥的质量不断发生变化。这种现象直接造成设备出力受限、局部磨损严重，甚至因锅炉燃烧不稳而跳闸，严重影响了机组AGC功能。由于AGC是以机组的协调控制为基础，煤质和煤量是机组带负荷的根本，煤质发生变化，导致机组负荷控制手段的控制特性发生变化，在机组动态参数不变的情况下，必然造成控制品质的波动。煤质变化无规律，不能提前进行参数修改，煤量的大幅增加致使部分辅助设备达到处理上限，制约AGC的运行。

1.2 制粉系统的影响

中储式制粉系统煤种适应性广、调节机组负荷或压力的动态延迟时间短、负荷响应快。但是，实施煤泥搀烧后造成输煤系统频繁断煤，制粉系统频繁启停，严重时迫使机组停运。这必然对AGC控制造成影响。

1.3 主汽压力的影响

主汽压力波动频繁，特别是降压速度非常快，而升压速率较慢，不能满足升压速率要求。

1.4 汽轮机调节门的影响

调节门的变化幅度大，特别是3、4号调节门。一次调频动作明显，影响汽轮机的安全。

2 原因分析

该系统是典型的直接能量平衡锅炉跟随方式的协调控制，AGC的基础是协调控制。控制原理如图1［2-6］。图1中Pd为汽包压力;P1为汽轮机调节级压力;PS为主汽压力设定值;PT为主汽压力;K1、K2、K3为微分增益;T1、T2、T3为微分时间常数;Ti为惯性时间常数;HR为锅炉热量;BD为锅炉指令;S为拉普拉斯算子。

图1 协调控制原理Fig.1 Principle of coordination control

协调控制系统通过改变锅炉燃烧率和汽机调节门开度来调节机组的负荷和主汽压力［3-6］。协调控制系统在保证机组安全稳定的前提下，尽快响应调度侧的负荷变化要求，并保持主汽压力、温度等重要参数在允许的范围内。而单元制火电机组实现机炉协调控制有较大难度。除控制面广、涉及的工艺设备多等原因外，其主要问题是:汽机和锅炉是2个动态特性差异很大的控制对象。汽轮发电机组由热动能转换成机械能再转换成电能的全过程，过程惯性小、延迟短、调节响应快，1次常规的调节过程，只要数s时间就可完成。而锅炉能量的产生则是一个由燃料的化学变化到能量的物理转换过程。热量的积累、释放过程惯性大，燃料调节迟延长。1个调节过程需要几十s，甚至几百s才能完成。因此，机组负荷变动时锅炉能量调节滞后汽机能量的变化，这就决定了单元制火力发电机组的控制品质主要取决于锅炉带负荷能力。

2.1 控制调制不当

搀烧煤泥初期由于处于摸索阶段，以保持稳定性为主，投入自动的层数及给粉机台数较少，即使投入自动又设置了偏置，这就削弱了调节作用。

2.2 主汽压力控制偏低

主汽压力反映锅炉与汽轮机之间的能量平衡。由于设计及调试原因，电厂始终采用定压运行或者阶段性定压运行方式，压力设定操作器始终处于手动状态。这种暂时定压方式对AGC变动负荷有利，但是运行人员根据经验不断手动设定压力值，控制定值因人而异，随意性比较大，大多数时间压力比较低。

2.3 汽机调节门阀位总指令较大

调节门指令经常在90%以上。从顺序阀工作方式下1～4号调节门重叠度设置可以看出，调节门开度在90%以上时指令变化1%，各个调节门变化波动比较大，特别是3、4号调节门。这时如果叠加1次调频信号更加明显。根据阀门流量特性曲线，各个调节门开度在80%以上时基本都进入了饱和区，开度增加后流量增加不明显。现场LVDT传感器铁芯、线圈引出线处于温度高工作状态，大幅变化增加了故障概率，别的电厂出现过LVDT传感器故障造成事故的案例。

2.4 迫升迫降、闭锁增减频繁

迫升迫降、闭锁增减是当机组的重要参数越限或主要调节量达到上下限值时的保护措施，这有助于保证机组安全运行，但对AGC有负面影响。迫升迫降是不管AGC指令信号，机组按照设定的升速率信号升、降机组负荷直至该信号消失;闭锁增减是单方向禁止指令信号增、减，这些信号出现对AGC调节来说是控制的间断点，特别是迫升迫降影响最大。由于限值设置相对保守加之调节操作不当，燃烧系统频繁出现闭锁增减信号。

2.5 控制参数设置保守

负荷升(降)速率、压力升(降)速率参数及锅炉、汽机控制器参数设置相对保守，负荷升速率设定2.0 MW/min，压力升速率设定0.14 MPa/min，均较小。设定的速率是指令的变化率，由于各方面的原因系统存在迟延，实际速率与设定速率不可能相同，加之PID参数又相对保守，它只是各个工况下都适应的数值，没有设置变参数功能。

2.6 用电需求变化快

用电结构及需求的变化太快，调度侧指令变化频繁，冬季及夏季更甚，每日变化200～300次，每次变化5 MW，时常出现前次调节还没有结束，又有新的指令变化，电网负荷曲线的高峰和低谷之差也不断增大。

2.7 机组供热对AGC的限制

为了进一步节能降耗，提高机组热效率，机组采取了抽汽供热，在冬季供热负荷较高的情况下，对机组AGC的运行产生一定制约。抽汽压力随机组负荷的上升(下降)而上升(下降)，但供热又需要一定的供热压力，才能满足热用户的要求。同时供热量的变化对机组负荷也产生响应扰动，抽汽量增加，机组负荷降低。

3 改进措施

3.1 加强煤泥搀配及干燥处理力度

(1)更换了输煤系统中的落煤管三通，部分位置加装了振打装置，并对碎煤机口进行了改造。采取原煤仓加装摩擦系数小、吸水率小的高分子聚乙烯滑板，将落煤斗改造为分体式并加大落煤口尺寸，加装落煤斗振打等3种措施消除堵塞。

(2)在进行设备改造的同时，细化配煤搀烧管理，根据情况及时调配人员进行煤泥倒运混配，依据天气变化和干煤泥库存情况及时调整煤泥搀烧比率。

(3)采取原煤仓低煤位运行和及时清理堵煤等手段，确保不发生堵煤。

(4)在燃料混配上，采用改善煤场排水系统、整理平整煤泥场地、预防露天煤泥淋雨、干煤棚大量存储干煤泥、充分发挥工程机械作用等各种手段，加快煤泥的晾晒工作，提高煤泥搀配量。

3.2 提高主汽压力设定值

提高主汽压力设定值，运行人员根据燃烧调整试验，确定压力控制曲线。根据曲线修改定—滑—定设定曲线，尽可能投入压力设定模块，减少因人为压力设定偏低对控制的影响。定—滑—定功率、压力数据如图2。

图2 功率、压力设定曲线Fig.2 Pressure-power configuration curve

3.3 简化迫升迫降闭锁增减信号

一方面，原闭锁增减信号太多，每项达10多条，设置相对保守。适当放宽上、下限值，如送风、引风、给水系统上限由原来90%改为上、下量程限。各自的系统控制偏差限值由各子系统自身调节来判断现自动切换。放宽燃烧总指令与给粉机转速反馈偏差，允许压力有一定的偏差。

3.4 调整控制参数及设置

(1)提高压力及功率的升降速率;

(2)无异常情况各层同操及给粉机操作不设置偏置;

(3)锅炉主控制器设置变参数功能，压力低时增大增益，压力高时减少增益;

(4)减少压力拉回的幅度。

实施改进措施后机组的品质曲线如图3所示。由图3曲线可以看出，在合理的范围内放宽限值有助于提高AGC调节速率及精度。

图3 实施改进措施后机组品质曲线Fig.3 Quality curve after improvement

4 结语

自动调节的快速性与稳定性本身是一对矛盾体，由于发、供电之间的差异，调度侧希望发电站是一个随动的快速的执行机构，而燃煤火电厂受机、炉动态特性及安全性限制很难达到。减少这种差异是一项重点研究的工作。

［1］刘维烈.电力系统调频与自发电控制［M］.北京:中国电力出版社，2008.

［2］孟祥荣，刘志敏.发电机组一次调频对锅炉控制系统的影响及其优化［J］.热力发电，2008(8):69-71.

［3］陈 宇.600 MW火电机组侧AGC功能应用研究［J］.贵州电力技术，2009(8):17-19.

［4］刘继则.2×1 000 MW超临界机组热工自动控制与研究［J］.电力建设，2010，31(12):115-118.

［5］林文孚，胡燕.单元机组自动控制技术［M］.北京:中国电力出版社，2007.

［6］朱北恒.火电厂热工自动化系统试验［M］.北京:中国电力出版社，2005.