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AGC系统的优化

发布日期:2022-03-04 21:12:34浏览量:25

某发电公司有2台330MW燃煤机组及2台400MW级燃气机组。2X330MW燃煤机组的汽轮机型号为N330-16.7/538/538,是哈尔滨汽轮机厂生产的亚临界中间一次再热凝汽式汽轮机,单轴、双缸双排汽,高中压合缸。锅炉锅炉为东方锅炉厂生产的DGl036/18.2—Ⅱ4型锅炉。锅炉为亚临界参数、四角切圆燃烧方式、自然循环汽包炉。DCS、DEH系统为上海新华公司的XDPS-400e系统。2台400MW级燃气机组为东方电气公司与三菱重工合作生产的燃气-蒸汽联合循环发电机组,型号为M701F4。余热锅炉为无锡华光锅炉有限公司生产的三压、卧式、无补燃、自身除氧、自然循环余热锅炉。DCS系统有两套,分别是燃机本体部分的三菱DIASYS系统,包括TCS、TPS、TSI;汽机及余炉部分是国电南自的MAX DNA系统。
自动发电控制(Automatic Generation Control)简称AGC系统。它是指发电机组在规定的出力调整范围内,跟踪电力调度指令,按照一定调节速率实时调整发电出力,以满足电力系统频率和联络线功率控制要求的服务。它利用调度监控计算机、通道、远方终端、执行(分配)装置、发电机组自动化装置等组成的闭环控制系统。
自动发电控制着重解决电力系统在运行中的频率调节和负荷分配问题,以及与相邻电力系统间按计划进行功率交换。电力系统的供电频率是系统正常运行的主要参数之一。系统电源的总输出功率与包括电力负荷在内的功率消耗相平衡时,供电频率保持恒定;若总输出功率与总功率消耗之间失去平衡时,频率就发生波动,严重时会出现频率崩溃。电力系统是负荷是不断变化的,这种变化有时会引起系统功率不平衡,导致频率波动。要保证电能的质量,就必须对电力系统频率进行监视和调整。当频率偏离额定值后,调节发电机的出力以使电力系统的有功功率达到新的平衡,从而使频率能维持在允许范围之内。
1 背景
1.1 关于“两个办法”
2017年1月,国家能源局江苏监管办和江苏省经信委联合下发了《江苏电网统调发电机组运行考核办法》[1]、《江苏电网统调发电机组辅助服务管理实施办法》[2](简称“两个办法”)。“两个办法”对发电机组AGC、一次调频、调峰、无功调节、AVC等辅助服务项目进行了详细的解释,对相关辅助服务项目的考核及补偿办法进行了详细的解读。“两个办法”作为江苏统调发电企业强制执行的标准,执行情况直接影响到每个发电企业的经济效益。
1.2 AGC的四个测试及指标要求
(1)月投运率测试。江苏省电网要求:10万千瓦以上发电机组均应具有AGC功能,并按要求正常投入运行,AGC功能月投运率必须达到90%。机组AGC功能月投运率由调度机构EMS在线测定。
(2)AGC调节范围测试。AGC机组的可调范围以联调试验测定的调节上、下限为基础,以调度机构月度测试结果为考核依据,AGC机组的可调范围必须达到额定容量的45%。AGC调节范围测试包括上、下限两个单方向测试,单方向测试时间为“2×测试范围/考核速率”,以最后四个采样值的平均值作为测试结果。
(3)AGC调节速率测试。AGC机组的调节速率由调度机构随机测定,燃煤(含综合利用)、供热燃气机组调节速率必须达到1.5%额定容量/每分钟,非供热燃气和抽水蓄能机组调节速率必须达到3%额定容量/每分钟。每次AGC调节速率测试包括增、减(或减、增)两个单方向测试过程,即采用增(或减)Y分钟+暂停X分钟+减(或增)Y分钟的测试方式,其中Y为单方向测试时间,X为缓冲时间,单位均为分钟。单方向测试时间Y长度不小于3分钟,缓冲时间X长度不小于2分钟。每个自然月内,全省所有参与测试机组的X与Y值由调度部门统一设定,并保持一致。测试开始时,AGC调节速率的首个测试方向由电网调度机构当班调度员指定。单方向AGC调节速率的计算公式为:
S=*100%
式中:S為单方向调节速率(单位:额定容量百分比/分钟),L为机组单方向AGC实际调节量,PN为机组额定容量,Y为单方向测试时间。
测试结束后,取两个单方向测试过程中机组AGC调节速率的算术平均值为该机组的AGC调节速率。
(4)AGC调节精度测试。AGC机组的调节精度由调度机构EMS在线测定,每小时平均调节精度必须达到0.5%额定容量。
2 现状及原因分析
2018年,某发电公司的煤机在AGC四个指标中,AGC速率测试和AGC精度测试两个指标多次严重不合格,被电网公司考核,影响了公司的经济效益。领导高度重视,组织技术人员多次讨论,分析原因。
(1)2018年1月,煤机#6、#7机组AGC速率测试不合格。原因分析:1月23日进行的AGC速率测试,当时#6、#7机组负荷都在320MW左右,机组出力已接近极限,而且1月份燃用煤质相对较差,调节系统无法快速跟上测试需求(实际上当时的工况和煤质,即使在手动状态也很难达到较好的升减负荷速度),测试结果分别为1.14和1.17,远远达不到1.5的合格要求。(2)2018年1月,#7机组AGC精度测试不合格小时数为424小时。原因分析:针对精度考核情况查找相关曲线可以发现,大部分精度考核值大于1.0的时间段是出于INFIT系统未投入或者负荷指令被限制等特殊工况下。精度考核值处于0.5~1.0的时间段基本都投入INFIT系统,但由于INFIT系统版本较早,未考虑汽机流量特性等因素,经常会出现汽机调门动作负荷却不响应的情况;此外锅炉特性的变化造成INFIT系统内部锅炉模型与实际对象模型的失配,会导致主汽压力波动较大,这也会影响到机组负荷的控制精度(汽机主控的保压回路)。   3 优化措施
3.1 已经采取的措施
(1)重新拟合INFIT汽机主控的调门特性曲线,以确保实发功率能够在不同汽机调门开度下快速跟踪电网的负荷指令。(2)适当放开汽机主控的保压作用。本次维护之后,压力偏差在0.3MPa之内时汽机主控没有保压作用;大于 0.3MPa后,汽机主控保压负荷小于1.5MW;当压力偏差大于0.8MPa后,保压作用有所增大,以保证机组的稳定性和安全性。(3)适当加快了锅炉主控的调节速率,以达到快速消除压力偏差的目的。(4)联系电网调度,核对AGC指令变化幅度是否正常。通过沟通,2018年4月底开始,省调已经修正了某发电公司#6、#7机组的AGC指令变化幅度,从之前的1.2MW左右调整到0.5~0.6MW。(5)设置AGC速率测试预报警,提醒运行人员注意。在AGC测试期间,运行人员可以通过优化操作,提升AGC速率测试成绩。
3.2 继续优化可以采取的措施
(1)在有条件的情况下,考虑采用DPU通讯取代虚拟DPU通讯,以减小INFIT系统与DCS系统的通讯延时;(2)DCS送DEH的汽机主控指令信号存在延时,怀疑是DEH侧的脉冲发生器存在脉冲宽度过大等问题,需要进一步排查;(3)进行汽机调门的特性试验,重新拟定调门的重叠度函数。(实际运行中出现过单个调门明显动作,负荷信号不响应的现象)。
3.3 关于AGC工作的几点建议
针对当前情况结合机组实际,梳理了几项有利于改善“两个细则”指标的建议措施:(1)掺配掺烧问题,燃烧低热值煤種时(比如近期的印尼煤和褐煤),AGC精度、速率和一次调频的指标都会受到较大影响,而且还将直接影响机组负荷上限和调节范围,建议在经济效益没有明确的情况下,尽量不掺配或者减少掺配低热值煤。(2)汽机调门的重叠度和阀门开度曲线目前还保持出厂设置,调门的震荡比较严重,同时调门开度-负荷对应线性关系较差,建议相关部门尽快联系专业厂家或电科院试验后重新修正。(3)定期与电气专业核对校准功率信号、AGC指令信号等相关重要信号,确保不因仪表误差影响测试结果。(4)关于燃机负荷曲线的上报,由于燃机负荷曲线上报直接影响燃机电量与气耗,但又与省调测试存在矛盾,基于省调目前的考核规律,建议运行部门在密切跟踪测试情况的前提下,可以考虑在省调测试高概率时段适当降低负荷曲线,这个时段一般都在每个月的25~28日以后至月底,其余时段则可适当高报。(5)我们对省调目前的具体测试方案、考核标准等相关内容掌握并不清晰,也就无法保护自身权益。比如煤机#6、#7机组AGC指令幅度问题,省调应该是一直误将其按照600MW级机组调整的,现经过争取,得以修正,5、6月份机组AGC精度指标显著改善;比如#6、#7机组AGC速率测试的负荷给定量问题,按照我们对规定的理解,应该是3.4MW左右,但省调在实际操作中,多的时候给过4.6MW,少的时候给过3.0MW。如果按3.0MW来计算,就算100%响应,才勉强达到1.5的及格线;再如燃机AGC速率测试,按照燃机额定容量,如果要先做加负荷测试,应该要在申报负荷上限(温控线)下至少50MW左右负荷基础上开始,实际情况是经常完全不满足此条件,导致测试结果严重不合格。因此亟需加强与省调的沟通,一方面了解掌握相关政策方法,做到有的放矢,另一方面也有助于提高省调测试考核的规范性,减少随意性。
4 效果
通过上述几项优化措施的实施,某发电公司的AGC速率测试指标和AGC精度测试指标均有大幅度的提高。近几个月,煤机AGC速率测试指标大致达到1.7~1.8,远超1.5的合格标准;燃机AGC速率测试指标为3.3~3.4,超过3.0的合格标准;AGC精度测试指标为,每个月不合格小时数为50~150小时(折算到当月全部运行的情况),已经大幅领先省内平均水平(不合格小时数为250~300小时左右/月)。在今后的工作中,我们要一如既往地重视“两个办法”的实施,重视AGC四个测试指标,不断汲取行业内的先进经验和做法,不断提升AGC四个测试的指标水平,为公司的安全生产和经济效益做出更大的贡献。

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