晉能控股山西電力股份有限公司侯馬熱電分公司 鄭怡慧 陸軍

1 引言

火力發(fā)電廠AGC 變負荷速率，通常由運行值班員根據(jù)機組運行情況進行手動設(shè)置，設(shè)定值一般要求大于額定功率的1.5%，且保持恒定不變，導致機組的實際變負荷能力與設(shè)定的變負荷能力不能匹配，機組實際變負荷能力發(fā)生抑制和利用率低兩種狀況。所以，通過運行值班員手動設(shè)置變負荷速率，無法及時根據(jù)機組實際變負荷能力進行調(diào)整，無法發(fā)揮機組的較高性能滿足電網(wǎng)AGC的要求。因此，需要對智能化變負荷速率的控制方案進行深入的研究，并提出解決方案。

2 AGC調(diào)節(jié)速率的理論計算

2.1 AGC機組調(diào)節(jié)過程

網(wǎng)內(nèi)某臺機組一次AGC機組設(shè)點調(diào)節(jié)控制過程如圖1所示。從圖1可以看出，Pmin是該機組可調(diào)的下限出力，Pmax是機組可調(diào)的上限出力，PNi是機組額定出力。整個過程為：T0時刻以前，該機組穩(wěn)定運行在出力值P1附近，T0時刻，AGC控制程序?qū)υ摍C組下發(fā)功率為P2的設(shè)點命令，機組開始漲出力，到T1時刻可以跨出P1的調(diào)節(jié)死區(qū)，至T4時刻第一次進入調(diào)節(jié)死區(qū)范圍，在P2附近小幅振蕩，并穩(wěn)定運行于P2附近，直至T5時刻，AGC控制程序?qū)υ摍C組發(fā)出新的設(shè)點命令，功率值為P3，機組隨后開始降出力的過程，T6時刻可靠跨出調(diào)節(jié)死區(qū)，至T7時刻進入P3的調(diào)節(jié)死區(qū)，并穩(wěn)定運行于P3附近[1]。

圖1 一次AGC機組設(shè)點調(diào)節(jié)控制過程

2.2 調(diào)節(jié)速率

調(diào)節(jié)速率是指機組響應指令的速率，可分為上升速率和下降速率。

第i臺機組第j次調(diào)節(jié)的調(diào)節(jié)速率考核指標計算過程描述如下。

在漲出力階段，即T1～T4區(qū)間，由于跨啟磨點，因此在計算其調(diào)節(jié)速率時必須消除啟磨的影響，在降出力區(qū)間，即T5～T6區(qū)間。

實際調(diào)節(jié)速率計算公式為：

調(diào)節(jié)速率指標K1的計算公式為：

式中：VN為機組標準調(diào)節(jié)速率，單位是MW/min。

3 影響AGC調(diào)節(jié)速率的因素

3.1 主蒸汽壓力

汽輪機正常工況下采用滑壓模式，根據(jù)機組滑壓函數(shù)以及三階慣性，限速限幅后確定主蒸汽壓力設(shè)定值。若機組實際主汽壓力與主汽壓力設(shè)定值出現(xiàn)偏差，機組會通過CCS系統(tǒng)進行自動調(diào)節(jié)。

由于鍋爐存在大慣性和大遲延，導致主汽壓力響應滯后，出現(xiàn)機組實際負荷降低主汽壓力上升和實際負荷升高主汽壓力下降的兩種相反情況，造成實際主汽壓力與主汽壓力設(shè)定值偏差增加，實際壓力過低時機組出力不夠，實際壓力過高時具有超壓爆管的危險。為保證機組的安全性和經(jīng)濟性，需降低AGC的變負荷速率，防止壓力偏差繼續(xù)增加，從而影響AGC調(diào)節(jié)速率[2]。

3.2 鍋爐管排溫度超限

鍋爐管排溫度受燃燒系統(tǒng)的影響較大，在增減負荷時，鍋爐主控系統(tǒng)需要通過增減燃料量和風量。如果升負荷速率快，燃料和風量變化大，煙氣攜帶大量熱量導致主汽溫度和再熱器溫度升高，減溫水流量增加，造成主汽壓力升高。

然而，鍋爐管排中攜帶的蒸汽流量在高主汽壓力作用下，主蒸汽流量增加緩慢，無法通過換熱降低鍋爐管排的壁溫，導致管排壁溫超限。防止這種情況繼續(xù)惡化，運行值班員通過手動降低機組負荷變化率或保持機組負荷不動兩種手段進行調(diào)整，從而影響AGC調(diào)節(jié)速率[3]。

3.3 燃料熱值的變化

機組實際使用煤種偏離設(shè)計煤種，因為使用煤種發(fā)熱量大幅度低于設(shè)計煤種，同樣負荷需要的煤量大幅度增加。導致一次風機和引風機處理不足。中速磨煤機入口熱一次風調(diào)節(jié)擋板全開，仍然無法滿足磨煤機風量要求，具有堵塞磨煤機的危險。在入口熱一次風調(diào)節(jié)門全開的情況下，為維持磨煤機出口溫度達到設(shè)計值，不出現(xiàn)超溫現(xiàn)象，入口冷一次風門必須維持在全開位置。

4 智能化變負荷速率控制方案

4.1 主蒸汽壓力變化限制方案

（1）以新華DCS系統(tǒng)為例，當主蒸汽壓力比主蒸汽壓力設(shè)定值高0.5MPa 時，限制負荷下降速率，增加負荷上升速率。

（2）當主蒸汽壓力與主蒸汽壓力設(shè)定值偏差的絕對值小于0.5MPa 時，負荷變化速率為額定功率1.5%。

（3） 當主蒸汽壓力比主蒸汽壓力設(shè)定值低0.5MPa 時，限制負荷上升速率，增加負荷下降速率。

（4）當主蒸汽壓力與主蒸汽壓力設(shè)定值偏差的微分增加且偏差為正，在（1）的基礎(chǔ)上加大增減速率的幅度。當偏差的微分減小且偏差為正，在（1）的基礎(chǔ)上減小增減速率的幅度。

（5）當主蒸汽壓力與主蒸汽壓力設(shè)定值偏差的微分增減且偏差為負，在（2）的基礎(chǔ)上加大增減速率的幅度。當偏差的微分減小且偏差為正，在（1）的基礎(chǔ)上減小增減速率的幅度。

結(jié)合考慮每一次AGC動作的變負荷率和月平均變負荷速率，在保證月平均變負荷速率滿足AGC考核指標的情況下，盡量減少單次AGC變負荷動作時機組的主要參數(shù)動作幅度。具體控制邏輯，主汽壓力變化限制速率如圖2所示。

圖2 主汽壓力變化限制速率

4.2 鍋爐管排溫度限制方案

一是鍋爐管排壁溫若超溫（大于550℃），增加變負荷速率的上升速率，減少變負荷速率的下降，加大減溫水的噴水量和限制鍋爐主控總煤量指令。

二是鍋爐管排壁溫變化率超限（≥3℃/min），增加變負荷速率的上升速率，減少變負荷速率的下降，同時加大減溫水噴水量和限制鍋爐主控總煤量指令。

三是鍋爐管排壁溫不超溫或者變化率不超限，保持原變負荷速率和鍋爐主控總煤量指令。具體控制邏輯，鍋爐管排壁溫修正邏輯如圖3所示。

圖3 鍋爐管排壁溫修正邏輯

4.3 燃料熱值的變化限制方案

燃料熱值修正（BTU） 控制邏輯[4]，以新華DCS 系統(tǒng)為例，當鍋爐的負荷指令與熱負荷之間存在偏差時，系統(tǒng)修正熱值信號，同時將修正后的熱值信號對鍋爐主控指令進行修正。通過BTU熱值校正，可以減少因煤量熱值變化導致協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)控制性能指標不佳的現(xiàn)象，具體控制邏輯，燃料熱值修正控制邏輯如圖4所示。

圖4 燃料熱值修正控制邏輯

燃煤采用摻燒、配煤等方式為火力發(fā)電機組節(jié)約成本。具體控制邏輯，熱值負荷速率系數(shù)控制邏輯如圖5所示。

圖5 熱值負荷速率系數(shù)控制邏輯

這種模式會導致給煤機的煤質(zhì)不同。在燃料主控指令相同的情況下，給煤機煤量產(chǎn)生的熱值不同，進入鍋爐燃燒產(chǎn)生的熱量也不相同，造成在變負荷速率相同的情況下主汽壓力跟蹤不及時、波動大，影響汽輪機的功率調(diào)節(jié)。在煤量熱值發(fā)生變化的情況下，為解決影響汽輪機的功率的問題，對變負荷速率進行限制。

5 應用效果

以山西某電廠300MW 亞臨界機組例，在原AGC負荷指令生成控制邏輯中，增加以上三種變負荷速率限制方案，機組運行一個月后，發(fā)現(xiàn)火力發(fā)電機組協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)的主汽壓力、壁溫、煤量、風量等參數(shù)波動明顯減少。優(yōu)化前后數(shù)據(jù)對比如表1所示。

表1 優(yōu)化前后數(shù)據(jù)對比

由表1可知，在K1值（實際變負荷速率）基本不變的情況下，火力發(fā)電機組的汽輪機和鍋爐主要參數(shù)波動幅度明顯減少，機組整體處在比較平穩(wěn)的狀態(tài)，延長鍋爐和汽輪機管材壽命，減少爆管，減少過熱器和再熱器氣溫的噴水流量，取得明顯的經(jīng)濟效益。

6 結(jié)論

設(shè)計一種基于火力發(fā)電機組重要參數(shù)限制的智能化變負荷速率方案，通過主對汽壓力、鍋爐管排壁溫、燃煤熱值等3 個方面進行研究，得出在不同工況下，鍋爐的最佳變負荷速率。通過實際應用效果表明，智能化變負荷速率方案，保證了實際變負荷速率（K1 值），滿足電網(wǎng)要求，減少火力發(fā)電機組重要參數(shù)的大幅波動，為鍋爐和汽輪機的安全運行提供了保障。為火力發(fā)電機組協(xié)調(diào)優(yōu)化提供了思路，具有工程應用價值。