(華電內蒙古能源有限公司土默特發(fā)電分公司，內蒙古 包頭 014000)

1 機組概況及優(yōu)化背景

1.1 機組概況

華電土右電廠為2×660 MW超臨界燃煤發(fā)電機組。鍋爐采用上海鍋爐廠660 MW超臨界變壓直流爐，汽機為東方汽輪機廠超臨界直接空冷凝汽式汽輪機；東方發(fā)電機廠為三相、水-氫-氫冷卻、靜態(tài)勵磁型發(fā)電機。

1.2 優(yōu)化背景

隨著我國電力供給側可再生能源的快速發(fā)展，其在電力供給中的占比快速提高，承擔調頻調峰任務的火電機組任務日益加重。而需求側穩(wěn)定的工業(yè)用電比重下降，負荷波動性加大，加劇了煤電調峰壓力。為保障電力系統(tǒng)安全、優(yōu)質、經(jīng)濟的運行，華電土右電廠實施了基于適應《內蒙古電網(wǎng)并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務管理實施細則(試行)》和《內蒙古電網(wǎng)發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理實施細則(試行)》(以下簡稱“兩個細則”)的AGC優(yōu)化工作[1]。兩個細則的調節(jié)性能綜合指標為

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2 控制策略及存在問題

2.1 控制策略

機組控制系統(tǒng)采用艾默生Ovation系統(tǒng)。機組控制方式主要有機爐協(xié)調控制(CCS)方式、汽機跟隨(TF)方式、鍋爐跟隨(BF)方式[2]。CCS方式投入時，汽機和鍋爐同時對主蒸汽壓力及機組功率進行調節(jié)。既滿足快速響應負荷要求，又要保證機組運行的穩(wěn)定；既滿足電網(wǎng)需求，又顧及機組實際出力。TF方式投入時，汽機主控投入自動控制主蒸汽壓力，鍋爐通過改變燃燒率適應機組變負荷，機組響應速度較慢，但機組主蒸汽壓力波動小。BF方式投入時，鍋爐主控投入自動控制主蒸汽壓力，汽機通過改變閥門開度來改變機組負荷。負荷響應快，但機組主蒸汽壓力波動大。

2.2 存在問題

現(xiàn)有協(xié)調控制系統(tǒng)存在的主要問題是機組快速響應負荷與機組運行穩(wěn)定的矛盾。在變負荷的過程中既要利用直流爐的蓄能來快速響應負荷指令，又要限制這種利用鍋爐蓄能的幅度，同時要通過動態(tài)超調鍋爐能量輸入，補償鍋爐蓄能，穩(wěn)定機組主蒸汽壓力。另一方面要合理配置壓力調節(jié)控制回路(壓力拉回控制回路)，既要滿足機組快速響應負荷，又要保證機組安全、穩(wěn)定運行。

鍋爐和汽機調節(jié)之間存在強耦合作用，鍋爐的內擾影響汽機的控制回路，汽機的內擾影響鍋爐的控制回路。擾動側發(fā)生變化，非擾動側的控制回路應盡量少動或不動，應由擾動側控制回路自行消除，以利于控制過程穩(wěn)定。

3 優(yōu)化AGC控制策略

3.1 現(xiàn)有系統(tǒng)的MCS控制子回路優(yōu)化

現(xiàn)有系統(tǒng)的MCS控制子回路優(yōu)化可采用多種方法，如一、二次風量調節(jié)，氧量調節(jié)，汽溫調節(jié)，給水調節(jié)，水煤比調節(jié)等。

3.2 擾動試驗、變負荷試驗

通過試驗建立模型和設置優(yōu)化系統(tǒng)初始參數(shù)。分別在550 MW、450 MW、330 MW負荷點進行了汽機和鍋爐主控的階躍擾動試驗，獲得了機組負荷和主蒸汽壓力對鍋爐、汽機指令響應的數(shù)據(jù)。使用艾默生高級算法塊，生成優(yōu)化模型。

鍋爐主控的優(yōu)化：針對鍋爐的大慣性延遲，鍋爐主控引入負荷變化動態(tài)超前算法模型和主蒸汽壓力變化動態(tài)超前算法模型作為變負荷的鍋爐前饋。前饋在機組負荷變動過程中參與調節(jié)，以保證在輸入輸出能量平衡關系將要失去或者不平衡剛要發(fā)生的時候，先行調整，以將不平衡限制在較小范圍。鍋爐主控的常規(guī)PID調節(jié)作為變負荷的精準調整。當負荷變化時，單元機組的負荷控制系統(tǒng)響應特性的好壞主要取決于鍋爐側，所以前饋控制的重點在鍋爐側。

汽機主控的優(yōu)化：采用超前響應與模糊算法使汽輪機超前響應機組負荷指令，一次調頻負荷量與壓力拉回(主蒸汽壓力偏差經(jīng)死區(qū)非線性和飽和非線性處理)回路作用于機組負荷指令，負荷與主蒸汽壓力通過優(yōu)化算法形成汽機主控輸出的前饋。各種算法的合理利用保證機組壓力在可調整的范圍內，實現(xiàn)機組響應負荷速度的最優(yōu)化。

3.3 變負荷試驗

在不同負荷段，對控制參數(shù)進行整定和微調，對模擬量控制子回路進一步優(yōu)化。

4 優(yōu)化成果及實例

4.1 優(yōu)化成果

對機組協(xié)調控制系統(tǒng)進行優(yōu)化后，機組實現(xiàn)了在安全穩(wěn)定運行基礎上對電網(wǎng)負荷指令的快速響應，參與電網(wǎng)調節(jié)的精度和響應時間指標都有了質的改變，深度調峰得以實現(xiàn)。由于機組MCS各子系統(tǒng)的優(yōu)化調節(jié)，鍋爐和汽機之間的協(xié)調能力得到了有效的提升。主要指標負荷變動速率≥10 MW/min，主蒸汽溫度偏差≤±10 ℃，中間溫度偏差≤±8 ℃，爐膛負壓與設定值偏差≤±150 Pa。

在投入優(yōu)化模式后，機組對AGC的響應速度明顯提高，且K1大于考核值1，不僅達到電網(wǎng)AGC的響應要求，而且?guī)砹薃GC補償效益，如圖1所示。

圖1 AGC優(yōu)化前后，兩個細則考核比對

4.2 優(yōu)化實例

采用AGC負荷指令與機組負荷指令的函數(shù)作前饋提前響應電網(wǎng)負荷，實際負荷曲線超前于經(jīng)過速率處理后的機組負荷曲線，達到提前響應電網(wǎng)負荷的要求。

圖2所示為1#機組某日AGC指令、機組負荷指令、實際負荷情況。從圖2中可見，機組實際負荷明顯超前機組負荷指令，可滿足快速響應電網(wǎng)負荷指令要求。圖3所示為AGC變負荷速率為13 MW/min時，機組過熱汽溫、再熱汽溫的響應曲線。圖4所示為中調AGC變負荷速率為13 MW/min時，機組主蒸汽壓力、中間點溫度過熱度參數(shù)響應情況。

1—變負荷速率 2—機組負荷指令 3—機組實際負荷 4—AGC指令圖2 1#機組某日AGC指令、機組負荷指令、實際負荷

1—變負荷速率 2—AGC指令 3—再熱汽溫設定值 4—過熱汽溫設定值 5—再熱蒸汽溫度 6—過熱蒸汽溫度圖3 AGC變負荷速率為13 MW/min時，機組汽溫響應曲線

1—AGC變負荷速率 2—機組負荷指令 3—中間點溫度過熱度 4—主蒸汽壓力設定值 5—主蒸汽壓力過程值圖4 AGC變負荷速率為13 MW/min時，主蒸汽壓力、中間點溫度過熱度參數(shù)響應

5 結論

通過對華電土右電廠1#、2#機組鍋爐主控、汽機主控、過熱蒸汽溫度、水煤比等主要控制回路的系統(tǒng)進行優(yōu)化，對一、二次風量，給水調節(jié)，氧量調節(jié)等控制子回路參數(shù)進行優(yōu)化，以及引入動態(tài)矩陣、模糊控制等先進控制算法，機組的調節(jié)品質得到了提高，其能夠在機組安全穩(wěn)定運行的前提下對電網(wǎng)的負荷指令快速響應。