火电机组自动发电控制系统优化改造.pdf

2 0 1 ]年 2月 第 3 9卷 第 1 期 总第 2 1 2期 吉 林 电 力 J i l i n El e c t r i c P o we r Fe b． 2 01 1 Vo 1 ．3 9 NO．1 S e r ． No． 21 2 火电机组 自动发 电控制系统优化改造 Op t i mi z a t i o n o f AGC S y s t e m i n The r ma l Po we r Un i t 潘 国富 ， 金光哲 ， 韩 壮 1 ． 大唐珲眷发电厂， 吉林 珲春 1 3 3 3 0 3 ； 2 ． 大唐双鸭山热电有限公 司， 黑龙江 双鸭山 l 5 5 i 0 0 摘 要 针对大唐珲 春发 电厂 WG Z 一 1 0 2 5 ／ 1 8 ． 4 4 1 O型直 吹式 锅炉 、 N3 3 0 一 l 7 ． 7 5 ／ 5 4 0 ／ 5 4 型亚 临界凝汽式 汽轮机 ， 自 动发电控制 A GC 系统在调试过程 中存在的主蒸气 ， 再热 蒸汽温度调整 自动调节跟不 上、 送风 自动跟不 上、 协调控 制中压力 控制线性差 、 加负荷 过程氧量 自动跟不上 、 水位 波动较大 、 引风 自动 跟不上 、 AG C不能 正常投入等 问题 ， 对机组 自动发电控制系统进行 了 C C S 协调控制 系统与 D E H 汽轮机数字 电液 控制 系统接 口处理和调整 ， 根据 试 验标定的数据对 给水调 节系统 、 引风调节系统进行 了优化改造 ， 实现 了机组 A GC可靠投入 ， 机组运行 的安全性 和经 济性 均有了显著提高。 关键 词 火 电机组 ； 自动发电控制 ； 优化 ； 技术改造 ； 负荷调整 中图分类号 T M6 2 1 ． 6 文献标志码 B 文章编号 1 0 0 9 5 3 0 6 2 0 1 1 0 1 0 0 4 2 0 4 自动发 电控 制 AG C 系统 是一 个 涉 及 面广 、 技 术难度大的闭环控制系统。 要提高其运行水平 ， 既涉 及 到 AGC控 制软件、 通 信 系统、 机组 自动控 制 系 统 、 机组一 次设备 等技术 问题 ， 也与 电网调度的计 划、 运行 、 维护人 员之 间的协 调配合 及管理 有关。 A GC在我国电力系统已投运多年 ， 实现 了实时在线 闭环控制并取得 了一些实效 ， 但 由于各个电网负荷 性质与机组类型构成不同， AGC在各 电网中的运行 效果也不尽相同。由于火电机组的能量产生和转换 过程环节多而复杂 ． 且存在较大迟延， 自动发电控制 有较大的技术难度和管理难度 。本文结合大唐珲春 发 电 厂 以下 简 称 珲 春厂 AGC系 统 的实 际 运 行 情 况 ， 对机组 AGC系统优化改造进行了详细论述 。 1 概 况 珲春厂二期工程是 2 0 0 6年投产 的 3 3 0 Mw 级 燃煤机组。其中锅炉为 WGZ 1 O 2 5 ／ 1 8 ． 4 4 1 0型亚临 界 、 一次再热 、 自然循环单锅筒、 单炉膛 、 平衡通风、 四角切 圆燃烧 、 固态排渣燃煤锅炉 ，制粉系统为 中 速磨直 吹式 ， 汽轮 机为 N3 3 0 1 7 ． 7 5 ／ 5 4 0 ／ 5 4 0型亚 临界， 一次中间再热 、 单轴、 三缸双排汽 、 凝汽式汽轮 机 ， 其他辅机大多数采用国外引进的技术 ， 由国内各 厂家制造并配套供货。热控分散控制系统 D C S 为 收稿 日期 2 0 1 0 1 2 1 7 作者 简介 潘 国富 1 9 7 0 一 ， 男， 工程 师， 从事 电厂运行 管理工作 。 4 2 I ／ AS e r i e s型分 散控 制 系统 。AGC 系统 框 图如 图 1 所示 。 l 机 组 计 划 I l 交 换 计 划 I L _． { A G c 主 制 软 件卜 ．_j ’ f 嚣 H s c A D A 系 统 H 莱 率 L 一 电厂 1 RT U 电 ， l RT U } } L 压D C S 及其所控系统 电压DC S 及其所控系统 图 1 A G O 系统框图 2 调试过程 中存在的问题 AGC系统于 2 O 0 9年 2月 2 5日进行第一 次联 合调试 ， 调试 中发现如下问题 a ． 主蒸汽、 再热蒸汽 温度调整， 自动 调节跟不 上 ， 始终人为手动调整。 2 0 1 1年 2月 第 3 9卷 第 1期 总第 2 1 2期 吉 林 电 力 J i l i n El e c t r i c Po we r Fe b． 20 1 1 Vo 1 ． 3 9 No ． 1 S e r ． No ． 2 1 2 b ． 大风箱与炉膛压差保持不住， 送风 自动跟不 上 ， 主蒸汽、 再热蒸汽温度上不来 ， 原因是二次风 ca 动 未投 入 。 C ． 协 调 控 制 中 ， 压 力 控 制 线性 差 ， 受 增 、 减 负 荷 幅度的影响较大， 负荷变化范围大时， 主蒸汽压力不 能控 制 在安 全 范 围内 。 d ． 加负荷过程氧量 自动跟不上 ， 加负荷时， 送风 机 自动切手动。 e ． 水位 自动跟踪不能满足要求 ， 水位波动较大 ， 最低降至一8 0 mm。 f ． 引风 自动控制跟不上 ， 滞后于送风 自动控制 ， 炉膛 负压 波 动范 围较 大 一2 0 O ～5 3 P a 。 AG C 系 统 不 能正 常投 入 的根本 原 因为 基础 自动 控 制没有 达 到要求 ， 主要表现在主蒸汽、 再热蒸汽温度 自动控制 回路 、 送风 自动控制回路 、 引风 自动控制回路 、 氧量 校正控 制回路 、 二次风控 制 回路、 给水 自动控制 回 路 、 炉 主控压力 控制 回路、 电气通讯模块 C C A 与 汽 轮机数字 电液控 制 D E H 系统接 口回路不能满 足协调控制系统 C C S 投入条件 ， 尤其不能适应频 繁增减负荷工况。 3 优化改造 3 ． 1 C C S与 DE H系统 接 口处理 和调 整 原 系统 设 计 为 C C S将 控 制 指 令 模 拟 量 经 比 例型时间宽度控制模块 P T C 转变 为开关量 ， 并将 其送至 D E H侧 后再用积分器转换为模拟量 ， 然后 D E H 按 照这 个模 拟量 指令 对 调 门开度进 行 控 制 。 原 接 口由于 D E H 内采样逻辑设计、 调试一直存 在接 收的部分指令丢失、 动作反应迟缓等问题 ， 通过调试 将接口采样逻辑 、 控制参数等进行 了修改 ， 并将 4号 炉 D C S与 DE H系统接 口的开关量模式改为模拟量 模式 ， 基本满足了 自动控制反应速度的要求 。 3 ． 2 准确 性 的拟定 为减少一次风、 二次风送风量测量误差， 确定 自 动调节 系统风量测 量值的准确性 ， 对一次风、 二次 风 、 送 风 量进 行标 定 ， 结果 见 表 1 。 3 ． 3氧 量控 制 曲线标 定 由于原锅炉的氧量一 蒸发量控制曲线不能满足 加减负荷 的要_．求 ， 通过多次试验 ， 对机组负荷和对应 控制氧量重新进行 了标定 ， 以确定 满足锅炉负荷波 动要求的氧量一 蒸发量控制 曲线 见图 2 。 3 ． 4 相关参数值的标定 表 1 风 量测量系数 8 6 骈 4 2 、 ’ 、 1 00 3 o o 5 0 0 7 0 0 9 0 0 1 0 0 0 蒸发量／ t h 图 2锅 炉 氧 量 一 蒸 发 量 控 制 曲 线 负荷、 调速级压力、 总风量 、 送风与炉膛差压、 磨 煤机给煤量 、 的标定见表 2 。 3 ． 5 调 整 内容 与项 目 根据以上试验标定数据对 自动控制系统逻辑和 参数整定进行优化 ， 优化后的控制逻辑与参数调整 内容见表 3 。 3 ． 6 机组 负荷 变动 试验 试验工况的主要参 数为负荷 3 0 0 Mw， 主蒸汽 压力 1 7 ． 6 8 MP a ， 主蒸 汽温度 5 4 4 C， 再热 汽温度 5 4 3 C， 煤量 2 3 4 t ／ h， 水位一1 5 mm， 2台给水泵勺 管 的平均 阀位 6 O 9 ／ 6 ， 炉 膛 负 压 一 5 6 P a ， 2台引 风 机 平均阀位 5 6 ％， 汽轮机高调门开度 8 1 ， 其主要参 数 变化 范 围如下 。 a ． 将 负 荷 从 3 0 0 Mw 按 3 Mw／ mi n速 率 减 1 O Mw 时， 在 规定 时 间 内， 汽 轮 机高 调 门开 度 由 8 1 减至 7 8 ， 负 荷由 3 0 0 MW 减至 2 9 0 MW ， 主 蒸汽压 力无变 化， 汽包 水位 由一1 5 mm 先 上升 至 2 2 I T l m后 ， 降至一1 0 IT l m 左右稳定 ， 炉膛负压变化 量未超过 一5 6 2 0 P a ， 基本稳定 。 煤量 在2 3 0 ～ 4 3 2 0 1 1 年 2月 吉 林 电 力 F e b ． 2 0 1 1 第 3 9卷第 1期 总第 2 1 2期 J i l i n E l e c t r i c P o we r Vo 1 ． 3 9 No ． 1 S e r ． No ． 2 1 2 表 3 优化调整项 目 改造前 改造 后 给 水调节 系统 中， 第 一级 压力 折 线作 为前 馈 直接 进 入调 节 器 引风调节 系统 中， 送风调节器的输出作为调节器 的前馈 引风凋节系统 自动切手动 负压波 动范围为1 5 O P a 负压变送器量程 1 o o o P a 给水 自动 系统 自动切 手动 水位波动 范围为1 5 o mm 功能块 3 MC S F L 0 1 ～ 0 1 Z 2 0 0 7 2 0 一 O． 4 0 0． 4 0 2 0 功能块 MC S F I O 1 0 1 TB P R S P R1 0 8 0 R1 05 0 ．1 5 3 MC S ～ F w 给水调节 l OO l8 O 26 O 29 0 33 O 3 MC S F W 给水调节 F7 2 1 0 P l 4 8 l 2． 8 3 MC S F w 给水调节 F 7 2 0 8 I 2． 5 D 0．1 引 风 调 节 P 2 50 0 I 0． 9 FF 0． 6 炉 主控 的前馈 5 1 0 6 6 84 1 O 4 给水调节系统 中， 第一级压力折 线乘以一个 系数 后作为前 馈 直接进 人调节器 引风调节 系统 中， 送风调节 器的输出乘 以一个 系数后作 为 节器的前馈 引风调节系统 自动切手动负压波动范围为 士2 0 0 0 P a 负压变送器量程3 0 0 0 P a 给水 自动系统 自动切手动水位波 动范 围为 3 0 0 mm 功能块 3 MC S F I 0 1 0 1 Z 2 0 0 7 2 l 0 ～ O． 3 O _ 1 0． 3 0 2 l 0 功能块 MC S F I 0 1 0 1 TB P R S P R1 08 2 R1 05 0 ．2 5 增 加 Z QI I AG、 Z QAI N块 Z QAI N 滤波 时间常数 为 0 ． 8 3 MC S F w 给水调节 F 7 2 1 0 P 2 0 0 I 0．7 5 3 MC S F w 给水调节 F 7 2 0 8 I 1 ．9 D 0．1 2 5 引风 调 节 P l 7 50 I 0 ．5 FF 】 炉 主控 的前 馈 l 00 4 】 80 8 2 60 5 2 ．8 2 90 6 7 ．2 3 30 8 3 4 4 2 0 1 1年 2月 第 3 9卷 第 1期 总 第 2 1 2期 吉 林 电 力 J i l i n El e c t r i c P o we r Fe b． 2 01 1 Vo 1 ． 3 9 No．1 Se r ． No． 2 1 2 2 4 0 t ／ h 之 间摆 动 ， 2台 给 水 泵 平 均 阀 位 在 5 8 ～ 6 0 ％之 间摆动 ， 2台引风 机平 均 阀位 由 5 6 ％减 至 5 5 ％， 其他参数变化量均在合格范围内。 b ． 将 负 荷从 3 0 0 Mw 按 速 率 6 MW／ mi n减 1 0 Mw 时 ， 在 规 定 时 间 内 ， 汽 轮 机 高 调 门 开 度 由 8 1 ％关 至 7 7 ， 负 荷 由 3 0 0 MW 减 至 2 9 0 MW ， 主 蒸 汽 压 力 先 小 幅 上 升 后 下 降 稳 定 ， 变 化 量 未 超 过 0 ． 2 MP a ， 汽包水位 由一1 0 mm 升至 3 1 mm 后降至 一 1 5 mm左 右 稳 定 ， 炉 膛 负 压 变 化 量 为 一 5 5 2 0 P a 基 本 稳 定 ， 煤 量 由 2 3 0 t ／ h减 至 2 1 0 t ／ h后 又 加 至 2 3 0 t ／ h左 右 稳定 ， 2台 给水 泵 平 均 阀位 在 5 8 ～ 6 0 之 间摆 动 ， 2台 引 风机 平 均 阀位 由 5 6 减至 5 5 ， 其他参数变化量均在合格范围内。 C ． 将 负荷 从 3 0 0 Mw 按 6 MW／ mi n速 率 减 2 O Mw再加 3 0 MW 时 ， 在规定时间内， 汽轮机高调 门 开 度 由 8 1 9 ／ 6 减 至 7 5 9 ／ 6 再 增 至 8 3 ， 负 荷 由 3 0 0 MW 减 至 2 8 0 MW 又 加 至 3 1 0 MW ， 主 蒸 汽 压 力 在 1 7 ． 5 0 MP a左 右 小 幅 摆 动 ， 汽 包 水 位 由 一 1 5 mm上升至 3 6 mm后缓慢降至一1 0 mm 左右 稳定 ， 炉膛负压变化量未超过 一5 4 2 0 P a 基本稳 定 ， 煤量由 2 3 3 t ／ h减至 2 0 8 t ／ h后又加至2 3 6 t ／ h 左 右稳定 ， 2台给 水泵 勺管 的平均 阀位 由 6 O 减 至 5 4 ％再 加 至 6 4 然 后 缓慢 在 6 2 ％左右 稳 定 ， 2台 引 风机平均阀位 由 5 6 减至 5 0 再加至 5 8 。氧量 由 3 ． 9 ％升至 4 ． 6 ， 汽温较减负荷前下降 5 ～6 C 后 ， 又恢复正常 ， 其他参数变化量均在合格范围内。 d ． 将 负荷 从 3 0 0 Mw 按 6 Mw／ mi n速 率减 5 O MW 时 ， 在 规 定 时 间 内 ， 汽 轮 机 高 调 门 开 度 由 8 2 减至 7 O ％， 负荷 由 3 0 0 MW 减 至 2 5 0 MW ， 主 蒸 汽 压 力 在 1 7 ．5 0 MP a左 右 摆 动 ， 缓 慢 降 至 1 6 。 8 0 MP a ， 汽 包 水 位 由 一1 5 mm 先 上升 至 4 0 mm 后 ， 然 后 缓 慢 降 至 一 2 0 mm 左 右 稳 定 ， 炉 膛 负 压 变 化 量 未 超 过 一5 8 3 0 P a基 本 稳 定 ， 煤 量 由 2 3 3 t ／ h 减 至 1 9 7 t ／ h后 又 加 至 2 1 0 t ／ h左 右 稳 定 ， 妒 庐 {欢迎 i q q 2台给水泵 的平均阀位由 6 O 减至 5 O ％左右稳定 ， 2台引 风机 平 均 阀位 由 5 6 减 至 4 5 ％。氧 量 由 4 ． O 升至5 ． 4 ， 汽温较减负荷前下 降 6 ～7 C后 ， 随负荷稳定慢慢恢复正常。 其他参数变化量均在合 格 范 围 内。 e ． 将 负 荷 从 2 5 0 Mw 按 6 Mw／ mi n速 率 加 5 0 Mw 时， 在 规定 时 间 内， 汽轮 机 高调 门开 度 由 7 2 9 ， 6 增 至 8 l ％ ， 负 荷 由 2 5 0 MW 加 至 3 0 0 Mw ，主 蒸 汽压 力 由 1 6 ． 5 O MP a左右 升至 1 7 ． 4 MP a左 右稳 定 ， 汽包水位 由一1 5 mm先下降至 一4 0 mm 后 ， 然 后 缓 慢 升至 一1 0 mm 左 右 稳 定 ， 炉膛 负 压变 化量 未 超过 一5 0 3 0 P a基本稳定 ， 煤量由 2 3 3 t ／ h减至 1 9 7 t ／ h后又加至 2 1 0 t ／ h左右稳定 ， 2台给水泵 的 平均阀位 由 5 O ％升至 6 O 左右稳定 ， 2台引风机平 均 阀位由 4 5 升至 6 0 ％。氧量 由 4 ． 0 降至3 ． 1 ％ 后升至 3 ． 8 9 ／ 6 ， 汽温较加负荷前上升 3 ～4 C后， 随 负荷稳定慢慢恢复正常 ， 其他参数变化量均在合格 范 围内 。 机组负荷变 动试 验结束后 ， 进行 了 AG C控制 变负荷试验 ， 机组 C C S投入 AG C控制后 ， AG C按 调度正 常进行 AG C负荷控 制的曲线进行 了试 验， 机组满足按照 6 Mw／ mi n速率进行负荷调整的要 求 ， 各 自动控制系统工作正常 ， 控制参数稳定 。 4 结论 AG C系统是现代大电网不可缺少 的技术手段 。 目前 ， 在火 电机 组运行 中投人 AG C仍需要解 决较 多的技术和管理问题 。 近年来 ， 珲春厂通过探索和实 践 ， 经过优化改造使运行质量有 了一定的提高， 为同 类 机 组 AGC优 化 改 造 及 稳 定 运 行 提 供 了 技 术 借 鉴 。 编 辑韩桂春 、 s 、 8 投稿 欢迎订 阅 欢迎刊 登广告 e 、 g ； l 4 5