自动发电控制_AGC_控制策略优化的研究和应用

月Vol.34　No.5 M ay　2006

自动发电控制(AGC)控制策略优化的研究和应用

陈松操1,沈丛奇2

(1.上海交通大学电子信息与电气工程学院　上海,200240;2.华东电力试验研究院,上海　200437)

摘　要:在吴泾二电厂1、2号机组变负荷速率的测试、分析和计算的基础上,对协制功能进行改进和调整,使机组在安全的前提下,有较好的负荷调节性能,满足电网调度对变负荷速率的要求,并在频繁的AGC变负荷工况下减小机组的汽压、汽温的变化幅度。对原协制系统作了较大的修改,采用了“智能化”变负荷控制策略,使变负荷快速、准确和稳定。

关键词:AGC;CCS;协制;变负荷;控制策略优化

作者简介:陈松操(19702),女,硕士研究生,高级工程师,热工主管,从事火电厂热控技术工作。

中图分类号:TK323　　文献标识码:A　　文章编号:100129529(2006)0520029205

Study of AGC con trol stra tegy opti m i za ti on and its appli ca ti on

CHEN Song2cao1,SHEN Cong2qi2

(1.School of Electric,I nfor mati on and Electrical Engineering,Shanghai J iaot ong Univ.,Shanghai200030,China;

2.East China Electric Power Test&Research I nstitute,Shanghai200437,China)

Abstract:Based on the test,analysis,and computati on of l oad change rate for the No.1and No.2units in W ujing No.2Power Plant,the coordinated contr ol functi on of the units was i m p r oved and adjusted t o ensure the good l oad ad2 justing perfor mance in the p reconditi on of unit safety.The require ment of grid dis patching f or l oad change rate can thus be met,and the changing of stea m p ressure and temperature of the unit can be reduced during frequent l oad change under AGC.The original coordinated contr ol syste m was modified greatly,and the“intellectual”contr ol strat2 egy for l oad change was adop ted t o realize quick,accurate,and stable l oad change.

Key words:AGC;CCS;coordinated contr ol;l oad change;contr ol strategy op ti m izati on

　　为了提高区域电网CPS考核的成绩,电网公司对上网发电机组的变负荷性能提出了更高的要求。吴泾第二发电有限责任公司2台600MW机组,AGC变负荷速率要求达到9MW/m in,纯迟延要求在1m in之内。机组原有AGC变负荷速率根本无法达到要求,且机组的其他指标都不稳定。2003年6月起,在上海电力试验研究所的指导下对该厂1、2号机组的协制系统(CCS)进行改进和调试,优化目标为在保证机组安全的前提下提高机组的变负荷性能,在AGC变负荷指令频繁波动的情况下尽可能减少锅炉设备的频繁调节,减小机组的汽压、汽温波动幅度。

1　优化项目背景分析

1.1　AGC指令

AGC指令存在频繁来回小幅波动及大幅度单向变负荷后未等机组稳定马上反向变负荷两种情况,这对机组调节极其不利。第一种情况的出现导致发电设备频繁往复调节,造成设备疲劳损耗,检修周期缩短,检修费用增加,且机组负荷调节性能也不理想。第二种情况则导致发电机组无法快速适应AGC指令的突然反向,造成汽压、汽温的失衡,发电负荷无法跟随AGC负荷指令。1.2　原协制系统(CC S)

对于AGC方式和CCS方式来说,机组的锅炉、汽机控制并无区别,区别在于机组负荷指令分别由调度和运行人员给出。原协制系统第一个特点是,在协调机组发电负荷与主汽压力的关系时,充分考虑了主汽压力的偏差,表现为机组相对比较稳定,但变负荷速度较慢;第二个特点是为了加快变负荷速度,在锅炉主控的控制参数上使用了很强的微分作用,这在负荷指令由运行人员手动给出时问题不大,但一旦机组投入AGC方式时,由于AGC指令具有来回频繁波动的特征,致使锅炉设备频繁大幅度来回调节,机组无法达到稳定,负荷调节性能也不理想。因此常规的P I D30(总380

)2006,34(5)

调节无法满足电网对机组变负荷的速率要求,只

有对CCS控制系统彻底改造才能满足电力市场考核的要求。

1.3　机组变负荷性能分析

燃煤机组的负荷变化性能主要取决于负荷对汽机调门和锅炉燃烧率的响应特性。协制系统控制下的机组,其燃料、风可以认为是锅炉主控指令的随动系统,而锅炉热负荷对锅炉主控指令(煤、风)变化的响应有较大迟延,其变负荷速度较慢。而汽机侧与负荷有关的调节量主要是汽机的调门,调门快速跟随汽机指令变化,其变化引起的蒸汽流量、发电负荷和主汽压力的变化可认为是一个较快的惯性环节。因此,对于燃煤机组来说,锅炉燃烧产生锅炉热负荷的过程对于机组变负荷速率起决定性作用,它是一个迟延比较大的高阶惯性环节,它与制粉系统和锅炉的类型有关。

(1)负荷对锅炉指令的响应特性

机组负荷对锅炉燃烧率的响应特性可以通过锅炉指令(燃烧率)阶跃扰动试验来测得。

响应特性中纯迟延τ是锅炉指令阶跃变化至功率开始变化的时间,主要由制粉系统的性能决定,本机组是直吹式制粉系统,该迟延τ较长。机组负荷要经过一段更长时间的惯性迟延(T

c

)才慢慢变化到最终稳态值。直流炉由于没有汽包,

其热惯性较小,所以惯性迟延T

c

要比汽包炉小。因此对于燃煤机组燃烧特性而言,中间储仓式直流炉变负荷性能条件最优,直吹式汽包炉变负荷性能基础条件较差,吴泾600MW机组的纯迟延

τ约114s,惯性迟延T

c

约376s,这是提高机组变负荷性能的最大障碍。

(2)机组蓄热能力

锅炉燃烧产生的热负荷与电负荷在机组实际运行中,时刻处于动态平衡中,当汽机抽汽等放出的热量近似不变时,锅炉的热负荷在转化为发电负荷的同时,有部分转化为机组的蓄热,或机组的蓄热转化为电负荷,达到机组能量与负荷的平衡。

吴江600MW机组蓄热系数C

k

约为6617 MJ/MPa,蓄热能力比直流炉大,与配直吹式制粉系统的300MW亚临界中间再热控制循环汽包炉相比,机组蓄热略大,但相对蓄热小许多。蓄热量的改变能短时期内小幅度改变机组负荷,所以在改进控制系统时要充分利用这一优势。

通过锅炉燃烧率和汽机调门的扰动试验,对试验数据进行分析计算,得出机组变负荷的动态特性,并计算出机组在各负荷段可能达到的变负荷速度及相应的主要参数变化。这些试验、分析和计算将作为制订控制方案和系统调整的依据。

2　协制系统控制方案修改

图1是协制方案的原理图,由电负荷N、主汽压力P

t

、锅炉指令BM、汽机指令T M以及负

荷指令N

和主汽压力定值P

组成复杂控制系统。图1的上半部分是汽机侧的控制策略,下半部分是锅炉侧的控制策略。核心的改进为图中“汽机侧控制方式切换”和“锅炉超调”两部分,改变了常规协制系统的模式,增加“智能化”的逻辑判断功能,使协制系统能根据不同的变负荷要求和机组的工况采取相应的控制策略

。

图1　改进后协制系统原理框图

2.1　汽机侧变负荷控制的改进

原控制系统中,当机组处于加负荷过程时,机组负荷小于AGC负荷指令,汽机调门在负荷偏差的作用下开大,此时主汽压力下降,主汽压力低于其设定值时要求关小调门,由于加负荷与主汽压力恢复对调门要求相反,机组的加负荷速率较慢。

改进后的系统中,在汽压低于设定值一定的范围内,汽机调门不会因主汽压力的下降而调整,确保了机组加负荷的起始性能良好;同样,机组减负荷过程时,主汽压力高于设定值一定范围内,汽机调门不会因主汽压力的上升而调整。且在加负荷时主汽压力高于其定值和减负荷时主汽压力低于其定值两种情况下,由于调门变负荷与主汽压力恢复的方向是一致的,主汽压力的偏差会加快变负荷速度,变负荷速率会优于电网要求,这样对陈松操,等　自动发电控制(AGC)控制策略优化的研究和应用31(总381)

电网和机组都是有利的。在改进后的协制系统中,汽机侧的控制方式会根据“加负荷”、“减负荷”和“稳态”3种状态变化,在变负荷过程中,在一定的主汽压力偏差范围内,由于函数F

5

(x)、F6(x)的作用,调门主要受控于负荷偏差,有利于蓄热的充分释放,提高了机组变负荷响应性能,其加减负荷的性能比常规的“炉跟机”协制方式更好,稳态时与原协调方式相同,汽机调门同时受控于负荷偏差和主汽压力偏差,使得系统的稳定性也相当好。

2.2　汽机主控指令闭锁

在机组实际运行过程中,由于各种原因,主汽压力的变化可能比较大,为了保证机组的安全,用主汽压力的变化幅度和速度对汽机指令进行闭锁,避免机组主汽压力进一步恶化,引起机组的不稳定。

(1)出现以下情况时调门闭锁开

主汽压力偏低其定值过大(目前设置0.6 MPa);

主汽压力过低(目前设置11MPa),此保护主要用于低负荷;

主汽压力下降速度过快(目前设置1MPa/ m in)。

(2)出现以下情况时调门闭锁关

主汽压力偏高其定值过大(目前设置0.6 MPa);

主汽压力过高(目前设置16.6MPa),此保护主要用于高负荷;

主汽压力上升速度过快(目前设置1MPa/ m in)。

2.3　锅炉侧变负荷控制的改进

协制系统的锅炉指令BM用于控制锅炉的燃烧率(煤量和风量)。原协制系统中,锅炉热负荷主要由常规的P I D调节,并配以负荷指令比例和微分前馈,由于锅炉变负荷的动态特性比较差,这种调节方法的调节品质比较差,难以兼顾变负荷和稳态的工况。

改进后的协制系统,在变负荷时,锅炉指令采用粗调+超调+微调的控制策略,此时锅炉侧的P I D调节单元被冻结。首先锅炉指令按与负荷的函数关系快速正确地变化,且其变化的速率要比机组负荷快,并适度超调,实现快速变负荷和主汽压力尽快恢复的控制目标。当变负荷任务完成后逐步转为稳态工况,此时机组负荷和压力的偏差由锅炉指令的P I D进行微调,最终使机组负荷和主汽压力稳定在其定值上。

(1)锅炉超调

本方案的锅炉负荷超调量采用智能判断,其数量应等于调门调节电负荷时利用掉的蓄热变化量。它是一定量的能量,对应于一定量的煤,是超调幅度与超调持续时间形成的面积,其大小与变负荷速率和负荷的变化量有关。如超调幅度减小,超调持续时间就会延长;如超调幅度增大,超调持续时间就会减小。超调幅度增大,主汽压力的动态偏差会减小,但对锅炉的扰动会比较大。超调的幅度和超调的持续时间是本方案的关键参数,需要进行大量的调整试验来确定。

AGC方式下调度的负荷指令经常会出现加减负荷频繁交变的情况,如加负荷后,在锅炉负荷大量增加,主汽压力快速上升时减负荷,此时不仅负荷难以回头,主汽压力也会上升过大,对机组带来较大危害。电网小幅度的来回变负荷时,锅炉负荷最好不要有超调,仅利用机组的蓄热来满足电网的变负荷要求。由于对将来的变负荷情况不可预测,本系统采用了一些智能的判断逻辑,避免不必要的锅炉超调,另外,根据变负荷的大小决定超调的幅度,避免小幅度变负荷时锅炉负荷变化过大。

(2)主汽压力变化率对锅炉控制的作用

主汽压力的变化率能很好地反映机组的能量平衡情况,把主汽压力的变化率引入锅炉指令的控制,当由于煤发热量变化等因素引起锅炉负荷变化时,能快速正确地改变锅炉指令,及时平衡电负荷和锅炉负荷,有效地改善锅炉侧的调节品质。另外,机组变负荷时,锅炉负荷和电负荷可能处于不平衡状态,锅炉侧的超调也应不同,此时主汽压力的变化率会调整锅炉的超调幅度,使锅炉侧的负荷控制更正确。

2.4　汽机侧的稳态控制

汽机侧的稳态控制方式与原协调方式相似,调节电负荷和主汽压力的综合偏差,锅炉有内扰时,由于其引起的电负荷和主汽压力的变化方向相同,图1中k

4

/k1取合适的值,能使汽机侧的P I D输入偏差基本不变,锅炉负荷变化时不影响汽机侧调节系统,实现锅炉侧对汽机侧的解耦目标。这一控制策略有利于协制的稳定,且电

32(总382

)2006,34(5)

负荷的稳态偏差也不大。2.5　锅炉侧的稳态控制

锅炉指令的粗调使机组负荷接近其目标值,机组进入相对稳定的状态时,锅炉指令才由其P I D 作用进行细调,锅炉侧P I D 的输入:I B =k 1ΔN +k 2ΔP =k 1(N 0-N )+k 2(P 0-P t )

(1)

通过调节锅炉指令并与汽机侧调节配合,最终系统平衡,使I B =0,此时,N =N 0,P t =P 0。负荷与其指令平衡。

由于电负荷和主汽压力对锅炉指令的对象特性是一种迟延很长的高阶惯性环节,由常规P I D 构成的锅炉侧调节系统的调节品质较差,在本方案中其主要承担消除较小的稳态偏差的任务,调节作用设置得较弱。另外,系统还对原P I D 的调节作用作了改进,新系统中K p 、k i 为负荷指令的函数,可以在不同负荷下设置不同的调节参数,取消了P I D 的微分作用,取代它的是主汽压力的微分调节作用,且该作用在一次调频时被冻结。

经过以上改进,目前协制系统的稳态调节品质比原来有了较大的提高,变负荷结束后系统能很快稳定下来,且锅炉指令的变化频度比原来下降了50%以上(参见图2)

。

图2　协制系统变负荷记录

2.6　减小制粉系统的制粉迟延

改善锅炉热负荷对燃烧率的响应特性也是提高机组变负荷速度的一个关键,本项目中把减小磨煤机的制粉迟延作为重点,变负荷时通过适当过调进入磨煤机的热风风量来减小制粉迟延。锅炉开始加负荷时,磨煤机热风调整门的前馈信号增大,开启热风调整门,吹出磨煤机内剩粉,直接增大了进入炉膛的煤粉量,且在进入磨煤机的给煤量增加时,由提前增加的热风风量来干燥和输送煤粉,从而有效地降低了制粉系统的制粉迟延。锅炉减负荷的过程与此相似。

3　优化效果分析

由于对机组投入AGC 后的各种工况都有周

密的考虑部署,控制系统优化的效果非常明显,实现了优化目标。一年多的实际运行表明,协制系统改进后负荷的调节速率比原来有较大的提高,达到了目前电网的AGC 变负荷性能要求,并能保证机组安全稳定地运行。

不管AGC 是大幅度的变负荷,还是频繁的来回变负荷,机组电负荷都能基本上无迟延地快速跟随AGC 负荷指令变化,电负荷与速率后的负荷指令基本重合,稳态过程中,协制系统有较好的稳定性,电负荷与其指令的稳态偏差很小。

(1)负荷响应迟延

电负荷响应迟延<10s 。(2)变负荷速率目前机组变负荷速率设置为9MW /m in,实际电负荷在主汽压力偏差小于0.4MPa 范围内达到9MW /m in 的变化速率,如主汽压力偏差与负荷指令变化同相时,实际电负荷变化速率>9MW /m in 。

(3)AGC 负荷范围

目前AGC 能在300～600MW 负荷范围内正常投运,且达到上述变负荷性能。从控制角度来看,AGC 的最低负荷还能降低,满负荷时基本上无超发现象。

(4)主汽压力

作为协制系统另一被控参数主汽压力,它是机组稳定运行的标志,其调节品质也是重要的,如果它有大幅度的频繁变化,蒸汽温度等机组主要参数也会同步变化,使煤、风、水等调节系统

大幅度波动,引起机组运行不稳定,甚至影响机组的安全运行。协制系统改进后,由于变负荷速率提高较大,主蒸汽压力和汽温在AGC 变负荷时波动比原来大些,但系统的稳定性有了较大的提高,系统的调节频度有了较大的下降,总体调节品质有了较大提高。

1)根据近来的实际运行情况,AGC 小幅度(<20MW )的变负荷情况下,主汽压力正常情况下上下变化0.3MPa 左右,且机组能在AGC 负荷指令小幅度频繁变化下保持稳定运行。

2)在AGC 负荷指令大幅度频繁变化下,主汽压力正常情况下上下变化小于0.5M Pa 左右,

月Vol.34　No.5 M ay　2006

日前竞价交易对发电厂商利润的影响分析

丁会凯,周光耀,孟　倩,王红艳

(上海电力学院,上海　200090)

摘　要:最新华东电力市场改革的市场交易方式,使发电厂商在签订年度合同及月度竞价交易合同后能够保障一定的基本收入,日前竞价交易结果则成为影响发电厂商之间获利差异的重要因素。着重分析了发电机组竞价上网的量价组合对发电机组获利的影响。

关键词:电力市场;发电竞价;差价合约

基金项目:上海市重点学科建设项目资助(P1303)

作者简介:丁会凯(19602),男,硕士,副教授,从事电力市场与电力企业管理研究。

中图分类号:F407.61　　文献标识码:A　　文章编号:100129529(2006)0520033203

I nfluence of day2ahead b i dd i n g tran s acti on s on prof its of power suppli ers

D I N G Hui2kai,ZHOU Guang2yao,M EN G Q ian,WAN G Hong2yan

(Shanghai University of Electric Power,Shanghai200090,China)

Abstract:The ne w market transacti on mode of East China Po werMarket enables the po wer supp liers t o maintain the funda2 mental inco me after signing yearly contracts and monthly bidding transacti on contracts,and the results of day2ahead bid2 ding transacti ons beco me the key fact or causing p r ofit difference bet w een po wer suppliers.The influence of co mbinati on of quantity and p rice of generating units bidding f or interconnecti on t o the Grid on their pr ofit2gaining is analyzed e mphatically. Key words:power market;bidding for power generati on;contract for difference

偶尔会超过0.5MPa。

3)目前变负荷速率设置9MW/m in,主汽压力最大变化幅度为0.5MPa,接近能够达到的理论值。如果变负荷速率设置12MW/m in,估计主汽压力最大变化幅度为0.62MPa。

4)协制系统的稳定性较高,主汽压力和电负荷基本上没有超调,完成一次变负荷的过程时间约为15m in,稳态工况下(AG C负荷指令不变10 m in后),主汽压力的变化幅度一般小于0.2MPa。收稿日期:2006203217

　　我国进行电力市场改革的第一步目标,就是要建立并完善发电侧电力市场运营机制,实行厂网分开,竞价上网。作为区域电力市场试点之一的华东电力市场,其日前交易设计成全电量竞价上网。日前交易的全电量竞价上网表现出较强的市场竞争性。由于各竞价发电机组合同交易差异不大,在各种合同交易基础上实现日前交易的全电量竞价上网,市场竞争程度被控制在了一定范围里[1]。各种年度合同和月度竞价交易实现的情况下,竞价发电机组的基本收入就被相对确定了,而竞价发电机组的最终利润水平如何,则要看竞价发电机组在日前交易市场中实现排序上网时的量价组合状况。1　华东电力市场中的交易方式

改革试点中的华东电力市场,其运行规则中设计的交易形式有:省(市)电力公司之间的双边交易合同,本省(市)内发电厂商与电力公司之间的年度基数合同、年度交易合同,区域电力市场平台上的部分电量月度竞争交易和区域电力市场平台上以实现时段功率平衡的日前竞价上网交易。此外还有实时平衡和辅助服务[2]。当暂不将实时平衡和辅助服务列入其中时,华东电力市场中的主要市场交易关系如图1所示。

当分析发电厂商的收入和获利情况时,图中的年度基数合同、年度交易合同、月度竞价交易、