12 国电谏壁发电厂300MW机组提高AGC调节品质方法探讨(热工)

全国火电大机组（300MW级）竞赛第36届年会论文集热控专业

国电谏壁发电厂300MW机组

提高AGC调节品质方法探讨

杨向东

（国电谏壁发电厂江苏镇江 212006）

摘要：本文分析了影响CCS、AGC负荷调节品质的重要因素，并针对这些因素总结了提高CCS、AGC负荷调节品质的方法和措施，对大型火电机组的协调控制系统的运行维护和调试有一定的借鉴意义。

关键词：AGC；协调控制；调节品质

1 概述

随着现代化火力发电厂自动化水平的提高，特别是近年来，随着电网容量的不断增加，电网负荷调度的自动化水平不断提高，AGC投运调节品质要求非常高，AGC的正常运行投用以及提高负荷响应速率已成为机组运行的一项非常重要的指标。AGC的各项调节品质指标往往是建立在机组CCS系统调节品质的基础之上，同时也与是否充分了解锅炉、汽机特性并充分利用这些特性有关。对大型机组而言，CCS系统发生故障或调节品质不好，机组将无法正常运行。在这种要求下如何提高机组CCS系统的调节品质已成为火电机组运行亟待需要重视和解决的问题。

在我厂随着330MW机组的改造和大代小330MW机组的新建工作，在CCS系统及AGC调试试验工作中积累了一些经验，经过不断努力，我厂330MW机组AGC负荷响应速率指标，#7—#10机组最高达到2.5%—2.8%MCR/min，大代小达到2.1%MCR/min左右。提高CCS系统调节品质是一项综合性的工作，这项工作的最主要的依据就是锅炉、汽轮机制造商及主要辅机系统制造商提供的技术支持性文件，只有消化吸收了这些技术指标，才能在提高负荷响应速率和确保设备安全运行之间找到最佳平衡点。

2 影响AGC负荷响应速率指标的重要因素

影响AGC负荷响应速率指标的重要因素有CCS系统的控制策略、调节品质，还有锅炉、汽机本身的特性。

采用不同CCS 控制策略将直接影响到机组变负荷特性和运行的稳定性。不同的控制策略对负荷的响应速率不同，目前主流的CCS的控制策略根据机炉协调方式的不同可分为炉跟机为基础的 CCS(BFTCCS) 与机跟炉为基础的 CCS(TFBees)；根据机炉能量信号的平衡方式来分类可分为直接能量平衡(DEB )与问接能量平衡。

BFTCCS: 负荷响应快 , 能利用锅炉蓄热 , 参数波动较大；TFBCCS: 负荷响应慢，未利用锅

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全国火电大机组（300MW级）竞赛第36届年会论文集热控专业炉蓄热 , 参数波动较小。直接能量平衡 (DEB ) 具有平衡主汽压偏差的功能 , 其被调量热量信号(HR=P1+Cb-dPb/dt) 对燃烧率的响应速度比机前压力响应快得多。与间接能量平衡相比 ,DEB 避免了由于压力响应滞后所产生的偏差导致锅炉煤量的超调，同时又大大提高系统的静态稳定性及动态快速性。

一些机组由于锅炉的负荷响应延时过大与汽机的响应时间严重不匹配，为保证机组在变负荷的过程中各项主要参数不超限，常采用在DEH汽机功率控制模块或DEH指令控制模块中增加功率指令的延时和惯性环节，或采用功率、调节级压力 ( 蒸汽流量 ) 串级调节系统的方法, 以减慢汽机功率调节的响应速率，牺牲部分汽机响应速度的方式来保护锅炉运行的安全性。

在低负荷情况下，为了减少汽机调门节流损失，往往采用滑压运行方式，但如何找到安全、经济、快捷最佳平衡点是至关重要的。 CCS 系统中滑压方式实际运用中有两种方式：纯滑压运行方式和变定压运行方式。

所谓纯滑压运行方式是指变负荷时维持汽机调门开度不变，负荷指令经调节器改变主汽压力设定值 Ps, 由锅炉燃烧控制器调整主汽压力，从而达到改变机组负荷的目的。该方式下燃烧率的变化先转化为锅炉蓄热，后转化为实发负荷，这种方式是CCS系统中负荷响应最慢的一种方式。

而变定压运行方式是指在 CCS 方式下，机组压力设定值 Ps 随负荷指令的变化而变化，在这种方式下，压力设定值 Ps 的变化方向与实际压力 Pt 的变化方向相反，使两者的偏差随负荷指令的变化进一步放大，易引起汽压保护回路或压力拉回回路的动作，从而影响负荷响应速率，关键是要在不同偏差的情况下找到即能快速进行负荷响应，又能使压力回调最小的压力设定点和变化曲线。

机组CCS系统的调节品质会直接影响负荷响应速率及机组参数的稳定，CCS系统调节品质主要有负荷响应速率和过调、超调等几项，其中变负荷特性是最重要的指标之一,其它指标也主要通过这一指标体现出来，而CCS变负荷特性对AGC负荷响应速率指标起到直接的影响作用。分析这一指标的主要影响因素，针对这些因素调整控制策略能提高CCS的各项调节品质。其它子系统（如汽包水位控制系统、主汽温控制系统等）的调节品质则会引起ADS指令或负荷指令的增、减闭锁 , 使 CCS 系统的负荷调节处于停滞状态 , 严重时会引起RUNDOWN 、RUNUP 动作 , 使负荷调节向相反方向运行。

锅炉、汽机的本身特性决定了CCS系统负荷响应速率的上限，锅炉本身的响应的延时特性包括制粉系统的延时和锅炉蒸发面热力系统响应的延时。

我厂330MW 机组的制粉系统#7—#10炉大部分采用中间仓储式，#11、#12机组采用正压直吹式中速磨制粉系统，相比较而言 ,有给粉机的中间仓储式制粉系统延时比较小（约数秒钟），直吹式中速磨制粉系统延时很大，对于直吹式制粉系统，燃料指令经给煤机调节转速改变给煤量，进入磨煤机内制成粉,经一次风吹入炉膛，这一过程时间约3-5分钟。

锅炉蒸发面热力系统响应的延时，根据不同炉型受热面情况的不同时间也各不相同，煤粉进入炉膛燃烧，水冷壁吸收热量，加热未饱和水至饱和蒸汽，转化为锅炉蒸发量，这一时间也较长。

另外为了机组设备安全运行，设备制造厂及国家规范上设置了许多限制指标，如锅炉汽包 , 当汽机调门快速变化时 , 汽包压力也会快速变化 , 其饱和温度也会变化很快 , 而汽包的机械结构决定了其温度的变化率不得过快，根据锅炉制造厂说明书一般1024t/h锅炉在额定参数下汽包温度的变化率应控制在2℃ /min；再如当汽机负荷变化较快时，其高中压转子热应力会大幅增加，对机组的安全及运行寿命影响较大。因此 AGC 负荷变化率不宜太大 ,330MW 机组最大允许负荷变化率一般不得大于3.5%MCR/min 。

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全国火电大机组（300MW级）竞赛第36届年会论文集热控专业 3 提高AGC负荷响应速率的采取的措施

通过上述分析，提高AGC负荷响应速率应从采用最有利于负荷响应的控制策略、充分利用锅炉汽机的负荷响应特性和仔细调试CCS系统及其子系统的调节品质等三方面入手。

合理利用锅炉蓄热提高AGC的负荷响应速率，锅炉蓄热锅炉蓄热包括汽侧蓄热、水侧蓄热和金属蓄热。汽侧蓄热是指在锅炉汽包和过热器中存储一定数量的蒸汽，这部分蒸汽可直接利用对外作功转为实发功率；水侧蓄热是指当锅炉主汽压力降低时，锅炉中的一部分饱和水转化为饱和蒸汽，使锅炉蒸发量瞬间变大；金属蓄热主要指为汽包金属蓄热，当汽包压力变化时引起其饱和温度变化，产生汽包金属与蒸汽温差而释放 ( 吸收 ) 部分蓄热；同时受热面金属也存在蓄热，如过热器金属蓄热由于过热汽温变化较小而难以利用；如蒸发面（水冷壁）金属蓄热延长了燃料发热量转化为蒸发量的时间，对提高负荷响应速率起反作用。

对这些蓄热采用适当的控制策略（如BFT控制方式）在变负荷的初期能优先利用。我厂330MW机组均采用建立在引进了直接能量平衡控制思想以BFT为基础的的协调控制系统策略（BFTCCS）。

BFTCCS 方式由汽机控制机组负荷，锅炉燃烧稳定机前压力。由于机组实发功率对汽机调门动态响应较快，因此当负荷指令变化时，可以迅速地改变调门开度，以响应负荷的需求。而锅炉的动态响应特性较慢，因此在负荷响应的初始阶段，机炉能量并不平衡，机组变负荷的能量来源主要来自锅炉蓄热。

直接能量平衡 (DEB ) 中的热量信号 (HR= P1+dPd/dt) 最快地反映锅炉燃烧率及蒸发量的变化。能迅速消除锅炉内扰；DEB 能量平衡信号 (BI= P1*Ps/Pt) 能正确快速地反映汽机对锅炉的能量需求, 两者的偏差信号作为锅炉主控制器的入口偏差，动态时响应速度快，静态时可消除主汽压力偏差。

锅炉协调主要考虑锅炉风、水、煤之间的协调。协调控制系统的设计以直接能量平衡信号（P1*Ps/Pt）作为燃料指令信号，送风控制跟随负荷指令，同时用氧量进行修正，引风控制保证炉膛负压，给水控制汽包水位的设计方案。

为加快CCS系统中锅炉侧的响应速度加强锅炉调节器的前馈作用，在前馈的选择上充分考虑，一般前馈信号的选择有三种：（a）实际负荷指令 UD( 速率限制后 )（b）DEB 热量信号（HR）（c）调节级压力 Pl。其中负荷指令 UD 最快 ,HR次之 ,Pl 最慢，因此取负荷指令 UD 作前馈信号最佳，但当汽机主控切除自动、锅炉主控投入自动 ( 系统处于 BFT方式 ) 时 ,负荷指令 UD跟踪实发负荷，则该信号变得最慢而不可用作前馈，只能用能量信号 BD 作前馈 , 即在 CCS 方式下 , 取负荷指令作前馈；BFT 方式下，取 BD 作前馈。两者相互切换，并应能相互跟踪，以保证无扰切换。

CCS 方式下，除负荷指令的比例作用作为锅炉控制器的前馈外，可适当加入负荷指令 UD 的微分作用，提前动作给煤量，加快锅炉燃烧率的响应 , 同时其超调量可弥补锅炉蓄热的消耗。另外也可适当加 BD的微分消除汽机调门的扰动或加Ps的微分响应主汽压力的需求等，总之，通过适当增加部分微分超调量的方法能最大限度地提高燃料系统的负荷响应能力。

放宽压力拉回回路、汽压保护回路的压力限制值，我厂机组为了满足变负荷过程中汽包壁温变化速率不超标，对主汽压控制回路的变化速率进行了限制，根据试验，原设定的0.4MPa偏差设定值在低负荷情况下不能满足2%MCR/min的负荷变化响应要求，该压力偏差限值越大，可利用的蓄热量越大，但对于该值的设定应慎重，不可无限制地放大，以免影响机组的安全及稳定性，根据相关规定 300MW 机组推荐值在0.7MPa—0.9MPa 。在我厂经过多次试验，将该值设定为0.8MPa，能确保变负荷过程中汽包壁温变化速率不超标，同时满足CCS系统负荷响应的要求。

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提高滑压方式下负荷响应速度，CCS 方式下，应尽可能地使用定压运行。在低负荷的情况下，为尽量减少汽机节流损失，应适当使用变压运行，对使用滑压运行（变定压）的机组，可降低定、滑压切换负荷拐点，放宽定压运行范围，即在 AGC 负荷调节范围内高负荷段定压运行 , 低负荷段滑压运行。滑压运行变负荷过程中，先保持压力设定值不变（定压）, 变负荷完成后再改变压力设定值（滑压），利用负荷变化间隙积聚或减少锅炉蓄热。我厂#7—#10机组滑压控制范围在240MW～160MW,压力控制范围在16.5MPa～12.5MPa（根据机组的差异少许有些不同），变压力曲线如图。经过试验在滑压控制方式下，汽机控制负荷，锅炉控制滑压力，负荷的变化速率较定压控制变化不大，但压力稳定时间梢长，与纯滑压情况相比，负荷响应速率大大提高，同时也减少了部分节流损失。