[发明专利]基于安全稳定运行的火电机组一次调频控制系统及方法

说明书

技术领域

本发明涉及火电机组调频调峰领域，尤其涉及一种基于安全稳定运行的火电机组一次调频优化控制系统及方法。

背景技术

随着特高压电网互联、新能源并网发电等智能电网的建设，电网对火电机组的调峰调频能力提出了很高的要求，为了电网的安全稳定运行，各大型火电机组都要求投入AGC功能，大型火电机组经常处于宽负荷区间运行，范围一般在50％～100％额定负荷，并且要求机组具备快速、准确、稳定的响应负荷变化需求。同时，国家电网相关管理规定一次调频要求机组并网后就需具备响应电网频率变化的能力。由于电力系统的频率调整是按照负荷变化的周期和幅值大小区别对待的，一般将频率调整相应划分为一次、二次和三次调整，分别对应的也就是一次调频、自动发电控制(AGC：Automatic Generation Control)和机组计划发电。其中，一次调频和AGC是自动根据电网的控制需求进行机组的出力调节，因此在电网频率调节中占据重要地位。发电机组一次调频功能是汽轮发电机组固有的功能，主要是通过调节DEH系统的进汽调节门，利用锅炉蓄热，在电网出现异常的情况下，快速响应电网的要求，稳定电网频率，以弥补电网负荷差距，维持电网的安全。一次调节对系统频率变化的响应快，根据IEEE的统计，电力系统综合的一次调节特性时间常数一般在10秒左右，由于燃烧系统中的化学能量没有发生变化，随着蓄热量的减少，发电机的功率又会回到原来的水平。

《华北区域发电厂并网运行管理实施细则》等国内多区域的管理规定中指出，一般的直吹式制粉系统的汽包炉的火电机组为机组额定有功功率的1.5％；一般的带中间储仓式制粉系统的火电机组为机组额定有功功率的2％。取华北区域内山东电网一典型的300MW亚临界汽包炉为例，PROPR(基本功率按相同可调容量比例分配，无条件承担调节量)下机组单次负荷调节幅度为3MW，按1.5％Pe的调节速度计算，单次负荷调节需要的时间为

而一次调频考核中规定有效扰动为频率超出一次调频死区(50±0.033Hz)且持续在6s及以上，同时最大频率偏差达到50±0.038Hz。因此，存在PROPR下机组一次调频和AGC方向相反的可能性，对AGC和一次调频指标造成影响。因此，对应单次AGC调节，机组需要有一定的反应时间，整体上来说该动作时间长度要大于一次调频动作时间长度。

由于AGC的工作时间长于一次调频，且由于其经过速率限制后动作优先性低于一次调频，故在实际运行中存在部分情况下，一次调频和AGC动作反向的情况发生，造成一次调频动作幅度达不到频率补偿的需要。这样一方面会造成电厂的一次调频考核不达标，影响到电厂的实际经济效益，另一方面机组一次调频反应幅度的不足不利于电网的频率的稳定。机组运行在协调控制(CCS)方式，AGC和一次调频的调节主要为协调控制系统(CCS)和数字电液控制(DEH)共同动作来完成，如图1所示，将频率测量值与频率标准值50Hz进行求差，并通过电网规定的一次调频补偿量函数换算成需要补偿的功率量，一路送至CCS侧叠加至负荷指令值上生成新的负荷指令值，通过汽轮机PID控制器进行机组功率调节；一路送至DEH侧，经过线性转换成对应的阀门开度变化量，叠加至原有阀门开度指令上生成最终的阀门开度指令值，直接控制阀门执行器的开度。其中，在AGC运行方式下，负荷指令值即为电网调度下发的AGC负荷指令值，否则为电厂运行人员人工设置的负荷指令值。如图1所示，AGC指令和人工设定负荷指令值都是经过速率限制的，而一次调频是无速率限制的，因此在电网发生频率变化时，一次调频的动作具有快速优先动作的特性。实际运行中，为确保一次调频的动作优先性、合格性，火电机组中增加了一次调频与机组负荷指令反向处理逻辑，如图1所示。机组在增负荷且一次调频要求减负荷时，闭锁汽轮机PID控制器的增指令；机组在减负荷且一次调频要求增负荷时，闭锁汽轮机PID控制器的减指令。

上述控制方式能有效确保绝大多数时间下一次调频和AGC的动作效果，但是由于一次调频是暂态、随机性的，存在电网频率在某段时间内长期小幅震荡工况，这时会造成一次调频长时间闭锁汽机主控指令，此时负荷指令反向增加，由于闭锁造成汽轮机PID控制器接收到的负荷指令值和实际功率值之间的偏差持续加大，如图2所示，图中线条1为汽轮机PID控制器输出，线条2为速率限制后负荷指令值，线条3为频差对应功率补偿量，线条4为AGC负荷指令值，线条5为负荷实测值，当一次调频闭锁动作信号消失时，负荷偏差值被释放出来，汽轮机PID控制器的输出指令就会大幅变化，造成机组主汽压力、主汽温度以及负荷等剧烈波动，影响到机组的安全稳定运行。

发明内容