基于煤泥攙燒的AGC探索

武星，黃偉

(國電宿州熱電有限公司，安徽省 宿州市，234000)

0 引言

自動發電控制(automatic generation control，AGC)是電網調度直接對發電廠負荷進行遠方控制的一種負荷控制方式，是保證電網發、供電平衡的重要手段。發電廠并網機組在AGC方式下運行，不僅能夠實現機組的優化控制、降低發電煤耗、提高經濟效益，更重要的是電網調度能夠以此根據電網負荷的需求直接、及時、有效地調整電廠負荷，保持電網能量的平衡，提高電能質量［1］。國電宿州熱電廠在投入電廠AGC系統的初期各機組運行穩定，負荷控制良好。但經過一段時間的運行，由于機組某些設備改造、鍋爐燃料(攙燒煤泥)偏離設計煤種、用電結構的變化等原因，AGC投運出現了一些問題。主要表現:機組在AGC方式下負荷響應緩慢，達不到省調度要求的2.5 MW/min的變負荷率;調節精度差。這種現象影響了整個電網對負荷的安全控制。

1 影響因素

煤電矛盾日益凸顯，電煤價格持續上漲，已經成為目前火力發電企業面臨的一大難題。燃料成本占發電成本的75%，如何保障供應，控制和進一步降低煤價成為企業能否盈利的關鍵。經過充分論證，電廠認為煤泥攙燒能有效降低成本。煤泥攙燒比例從最初的5%到目前的50%，最高時達到75%以上。全年平均攙燒比例為45%。

1.1 煤質的影響

生產用煤質量呈明顯的下降趨勢，發熱量較低，灰份、水份增大，煤種雜。不同種類的煤同時進入煤場，受攙配、晾曬手段落后的影響，進入爐膛的煤泥的質量不斷發生變化。這種現象直接造成設備出力受限、局部磨損嚴重，甚至因鍋爐燃燒不穩而跳閘，嚴重影響了機組AGC功能。由于AGC是以機組的協調控制為基礎，煤質和煤量是機組帶負荷的根本，煤質發生變化，導致機組負荷控制手段的控制特性發生變化，在機組動態參數不變的情況下，必然造成控制品質的波動。煤質變化無規律，不能提前進行參數修改，煤量的大幅增加致使部分輔助設備達到處理上限，制約AGC的運行。

1.2 制粉系統的影響

中儲式制粉系統煤種適應性廣、調節機組負荷或壓力的動態延遲時間短、負荷響應快。但是，實施煤泥攙燒后造成輸煤系統頻繁斷煤，制粉系統頻繁啟停，嚴重時迫使機組停運。這必然對AGC控制造成影響。

1.3 主汽壓力的影響

主汽壓力波動頻繁，特別是降壓速度非常快，而升壓速率較慢，不能滿足升壓速率要求。

1.4 汽輪機調節門的影響

調節門的變化幅度大，特別是3、4號調節門。一次調頻動作明顯，影響汽輪機的安全。

2 原因分析

該系統是典型的直接能量平衡鍋爐跟隨方式的協調控制，AGC的基礎是協調控制。控制原理如圖1［2-6］。圖1中Pd為汽包壓力;P1為汽輪機調節級壓力;PS為主汽壓力設定值;PT為主汽壓力;K1、K2、K3為微分增益;T1、T2、T3為微分時間常數;Ti為慣性時間常數;HR為鍋爐熱量;BD為鍋爐指令;S為拉普拉斯算子。

圖1 協調控制原理Fig.1 Principle of coordination control

協調控制系統通過改變鍋爐燃燒率和汽機調節門開度來調節機組的負荷和主汽壓力［3-6］。協調控制系統在保證機組安全穩定的前提下，盡快響應調度側的負荷變化要求，并保持主汽壓力、溫度等重要參數在允許的范圍內。而單元制火電機組實現機爐協調控制有較大難度。除控制面廣、涉及的工藝設備多等原因外，其主要問題是:汽機和鍋爐是2個動態特性差異很大的控制對象。汽輪發電機組由熱動能轉換成機械能再轉換成電能的全過程，過程慣性小、延遲短、調節響應快，1次常規的調節過程，只要數s時間就可完成。而鍋爐能量的產生則是一個由燃料的化學變化到能量的物理轉換過程。熱量的積累、釋放過程慣性大，燃料調節遲延長。1個調節過程需要幾十s，甚至幾百s才能完成。因此，機組負荷變動時鍋爐能量調節滯后汽機能量的變化，這就決定了單元制火力發電機組的控制品質主要取決于鍋爐帶負荷能力。

2.1 控制調制不當

攙燒煤泥初期由于處于摸索階段，以保持穩定性為主，投入自動的層數及給粉機臺數較少，即使投入自動又設置了偏置，這就削弱了調節作用。

2.2 主汽壓力控制偏低

主汽壓力反映鍋爐與汽輪機之間的能量平衡。由于設計及調試原因，電廠始終采用定壓運行或者階段性定壓運行方式，壓力設定操作器始終處于手動狀態。這種暫時定壓方式對AGC變動負荷有利，但是運行人員根據經驗不斷手動設定壓力值，控制定值因人而異，隨意性比較大，大多數時間壓力比較低。

2.3 汽機調節門閥位總指令較大

調節門指令經常在90%以上。從順序閥工作方式下1～4號調節門重疊度設置可以看出，調節門開度在90%以上時指令變化1%，各個調節門變化波動比較大，特別是3、4號調節門。這時如果疊加1次調頻信號更加明顯。根據閥門流量特性曲線，各個調節門開度在80%以上時基本都進入了飽和區，開度增加后流量增加不明顯。現場LVDT傳感器鐵芯、線圈引出線處于溫度高工作狀態，大幅變化增加了故障概率，別的電廠出現過LVDT傳感器故障造成事故的案例。

2.4 迫升迫降、閉鎖增減頻繁

迫升迫降、閉鎖增減是當機組的重要參數越限或主要調節量達到上下限值時的保護措施，這有助于保證機組安全運行，但對AGC有負面影響。迫升迫降是不管AGC指令信號，機組按照設定的升速率信號升、降機組負荷直至該信號消失;閉鎖增減是單方向禁止指令信號增、減，這些信號出現對AGC調節來說是控制的間斷點，特別是迫升迫降影響最大。由于限值設置相對保守加之調節操作不當，燃燒系統頻繁出現閉鎖增減信號。

2.5 控制參數設置保守

負荷升(降)速率、壓力升(降)速率參數及鍋爐、汽機控制器參數設置相對保守，負荷升速率設定2.0 MW/min，壓力升速率設定0.14 MPa/min，均較小。設定的速率是指令的變化率，由于各方面的原因系統存在遲延，實際速率與設定速率不可能相同，加之PID參數又相對保守，它只是各個工況下都適應的數值，沒有設置變參數功能。

2.6 用電需求變化快

用電結構及需求的變化太快，調度側指令變化頻繁，冬季及夏季更甚，每日變化200～300次，每次變化5 MW，時常出現前次調節還沒有結束，又有新的指令變化，電網負荷曲線的高峰和低谷之差也不斷增大。

2.7 機組供熱對AGC的限制

為了進一步節能降耗，提高機組熱效率，機組采取了抽汽供熱，在冬季供熱負荷較高的情況下，對機組AGC的運行產生一定制約。抽汽壓力隨機組負荷的上升(下降)而上升(下降)，但供熱又需要一定的供熱壓力，才能滿足熱用戶的要求。同時供熱量的變化對機組負荷也產生響應擾動，抽汽量增加，機組負荷降低。

3 改進措施

3.1 加強煤泥攙配及干燥處理力度

(1)更換了輸煤系統中的落煤管三通，部分位置加裝了振打裝置，并對碎煤機口進行了改造。采取原煤倉加裝摩擦系數小、吸水率小的高分子聚乙烯滑板，將落煤斗改造為分體式并加大落煤口尺寸，加裝落煤斗振打等3種措施消除堵塞。

(2)在進行設備改造的同時，細化配煤攙燒管理，根據情況及時調配人員進行煤泥倒運混配，依據天氣變化和干煤泥庫存情況及時調整煤泥攙燒比率。

(3)采取原煤倉低煤位運行和及時清理堵煤等手段，確保不發生堵煤。

(4)在燃料混配上，采用改善煤場排水系統、整理平整煤泥場地、預防露天煤泥淋雨、干煤棚大量存儲干煤泥、充分發揮工程機械作用等各種手段，加快煤泥的晾曬工作，提高煤泥攙配量。

3.2 提高主汽壓力設定值

提高主汽壓力設定值，運行人員根據燃燒調整試驗，確定壓力控制曲線。根據曲線修改定—滑—定設定曲線，盡可能投入壓力設定模塊，減少因人為壓力設定偏低對控制的影響。定—滑—定功率、壓力數據如圖2。

圖2 功率、壓力設定曲線Fig.2 Pressure-power configuration curve

3.3 簡化迫升迫降閉鎖增減信號

一方面，原閉鎖增減信號太多，每項達10多條，設置相對保守。適當放寬上、下限值，如送風、引風、給水系統上限由原來90%改為上、下量程限。各自的系統控制偏差限值由各子系統自身調節來判斷現自動切換。放寬燃燒總指令與給粉機轉速反饋偏差，允許壓力有一定的偏差。

3.4 調整控制參數及設置

(1)提高壓力及功率的升降速率;

(2)無異常情況各層同操及給粉機操作不設置偏置;

(3)鍋爐主控制器設置變參數功能，壓力低時增大增益，壓力高時減少增益;

(4)減少壓力拉回的幅度。

實施改進措施后機組的品質曲線如圖3所示。由圖3曲線可以看出，在合理的范圍內放寬限值有助于提高AGC調節速率及精度。

圖3 實施改進措施后機組品質曲線Fig.3 Quality curve after improvement

4 結語

自動調節的快速性與穩定性本身是一對矛盾體，由于發、供電之間的差異，調度側希望發電站是一個隨動的快速的執行機構，而燃煤火電廠受機、爐動態特性及安全性限制很難達到。減少這種差異是一項重點研究的工作。

［1］劉維烈.電力系統調頻與自發電控制［M］.北京:中國電力出版社，2008.

［2］孟祥榮，劉志敏.發電機組一次調頻對鍋爐控制系統的影響及其優化［J］.熱力發電，2008(8):69-71.

［3］陳 宇.600 MW火電機組側AGC功能應用研究［J］.貴州電力技術，2009(8):17-19.

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