火电厂机炉协调系统之机炉协调控制和自动发电控制

2016/11/1 15:01:37 人评论 次浏览 分类:调试维修  文章地址:http://yunrun.com.cn/tech/1112.html

火电厂机炉协调系统包括机炉协调控制和自发电控制两方面内容,宋极群对机跟炉协调控制、炉跟机协调控制、电网调度中心的能量管理系统(EMS)、电厂端的远方终端(RTU)和集散控制系统的协调控制系统、微波通道做科普介绍。

协调控制系统(Coordinated Control System,CCS)是将锅炉-汽轮机-发电机组作为一个单元整体进行控制,使锅炉和汽轮机同时响应控制要求,确保机组快速稳定地满足负荷的变化,并保持稳定运行。控制的基本方法是直接并快速响应代表负荷或能量指令的前馈信号,并通过闭环反馈控制和其他先进策略,对该信号的静态精度和动态补偿进行调整。

1、协调控制
控制系统将协调锅炉及其辅机与汽轮机及其辅机的运行,以便快速、准确、稳定地响应自动调度系统(ADS)或电厂运行人员的负荷指令。如图1所示,将锅炉蓄热用于汽轮机控制功率,同时,改变锅炉出力,适应负荷控制要求,将功率偏差信号和汽压偏差信号送至锅炉控制燃烧率,改变热负荷,减少功率偏差和汽压偏差。
火力发电厂协调控制示意图
图1  火力发电厂协调控制示意图
 

炉跟机方式
炉跟机(Boiler Follow Mode,BF方式)这是常规的机炉分别控制方式,由汽轮机控制机组输出功率,锅炉控制汽压,如图2所示,汽轮机响应机组负荷指令或运行人员手动指令,锅炉响应蒸汽流量变化及由汽轮机引起的汽压偏差。汽压的偏差值可用来校正负荷指令,即当负荷指令变化时,首先调节控制汽轮机蒸汽流量的阀门开度,改变进入蒸汽流量,以改变发电机功率,使其与负荷指令一致。阀门开度改变后,引起主汽压力变化,变化后的主汽压力与给定值比较,其差值去控制锅炉的燃烧率,即控制燃料量、送风量和引风量,同时控制给水流量,达到能量平衡。此种方式适应负荷最快,充分利用了锅炉蓄热,但汽压波动较大。炉跟机方式
图2  炉跟机方式 


方式
机跟炉(Turbine Follow Mode,TF方式)锅炉响应机组负荷指令或运行人员手动指令,汽轮机响应由锅炉引起的汽压变化,如图3所示,即当负荷指令改变时,首先控制锅炉燃烧率和给水流量,改变蒸汽流量和主汽压力,然后,根据主汽压力的变化去控制阀门开度控制进汽量,以控制发电机功率,使其与负荷指令一致。这种控制方式由锅炉控制负荷,汽轮机控制汽压,汽压变化小,因没有充分利用锅炉蓄热,所以负荷适应能力差。
机跟炉方式
图3  机跟炉方式 

碳素余热发电钢厂高炉煤气余热发电项目中通常采用机跟炉的方式,这是由锅炉获取能源的方式决定的,锅炉最大程度将余热加以回收利用,将这些热能转换为电能就行。

由于是协调控制,这里采用了面向对象原理(与计算机中的概念类似),把机、炉、电分别看成三个子系统。锅炉与汽轮机的联系是汽压P的变化,汽轮机与发电机的联系是电网负荷的变化,也就是需要的出力。因此形成一条动态变化的链,燃料、送风量、引风量、给水流量的变化引起锅炉燃烧率的变化,这个变化直接导致锅炉生产的蒸汽压力的变化,为了保持汽轮机恒压,必须使控制汽轮机蒸汽流量的阀门开度随之变化,这样就导致了汽轮机出力的变化,也就是送入电网的负荷发生变化。这样的系统做成负反馈,就达到了协调控制的目的。在电力系统中,由于电力是无法储存的,因此,电网中的电力是根据用量的多少来生产的,在负荷大的情况下,需要电厂多发电,如果功率不足,就会使系统周波下降(不足50Hz),怎样才能控制发多少电呢?电力系统的运行部门会根据负荷曲线来预测电网并控制,简单点说就是,要求你发多少电,电厂就无条件执行。这样的话,单台容量大的机组就要执行调峰任务,电厂把机组的控制权交给电力调度系统,由它来控制电厂是增加出力还是减少出力。在控制系统不发达时代,都是通过电话联系的,调度会告诉你什么时间,调整负荷到多少,电厂就要根据自己的设备和运行情况,及时准备好,如果到时候跟不上负荷要求,可能有比较严厉的处罚,因为这对电网的安全运行会造成很大影响。如果真的跟不上怎么办呢?电网能做的只有甩负荷,拉闸限电,以减轻电网的压力。

2、自动发电控制
现代电力系统的频率和功率的调整一般是按负荷变动周期的长短和幅度的大小分别进行的。对于幅度较小、变动周期短的微小分量,主要是靠汽轮发电机组调速系统来自动调整完成的,即所谓一次调频。一次调频的特点是由汽轮发电机组本身的调节系统直接调节,因此响应速度最快。但由于调速器为有差调节,因此对于变化幅度较大、周期较长的变动负荷分量,需要通过改变汽轮发电机组的同步器来实现,即通过平移调速系统的调节静态特性,从而改变汽轮发电机组的出力来达到调频的目的,称为二次调整。当二次调整由电厂运行人员就地设定时称就地手动控制;由电网调度中的能量管理系统来实现遥控自动控制时,则称为自动发电控制(AGC)。自动发电控制系统示意如图4所示。火力发电厂自动发电控制系统
图4  火力发电厂自动发电控制系统 

自动发电控制系统主要由三部分组成:电网调度中心的能量管理系统(EMS)、电厂端的远方终端(RTU)和集散控制系统的协调控制系统、微波通道。实现自动发电控制系统闭环自动控制必须满足以下基本要求:

①电厂机组的热工自动控制系统必须在自动方式运行,且协调控制系统必须在“协调控制”方式。
②电网调度中心的能量管理系统、微波通道、电厂端的远方终端RTU必须都在正常工作状态,并能从电网调度中心的能量管理系统的终端CRT上直接改变机炉协调控制系统中的调度负荷指令。机炉协调控制系统能直接接收到从能量管理系统下发的要求执行自动发电控制的“请求”和“解除”信号、“调度负荷指令”的模拟量信号(标准接口为4-20mA)。能量管理系统能接收到机组协调控制系统的反馈信号协调控制方式信号和AGC已投入信号。
③能量管理系统下达的“调度负荷指令”信号与电厂机组实际出力的绝对偏差必须控制在允许范围以内。
④机组在协调控制方式下运行,负荷由运行人员设定称就地控制;接受调度负荷指令,直接由电网调度中心控制称远方控制。就地控制和远方控制之间相互切换应该是双向无扰的,也就是说在相互切换的过程中,不能产生较大的波动。在就地控制时,调度负荷指令自动跟踪机组实发功率;在远方控制时,协调控制系统的手动负荷设定器的输出负荷指令自动跟随调度发来的负荷指令。自动发电控制(AGC)基本上都是电网调度根据电网负荷要求和各发电厂机组状况,针对每台单元机组直接指定目标负荷的控制。当电厂中有多台单元机组时,每台机组都需要按上述方式用硬接线将信号与RTU相连。单元机组接受AGC负荷调度指令的幅度是受其本身运行状态限制的,锅炉本身在不投燃油的情况下,能够保障稳定燃烧的时候,此时的负荷,决定了机组可以承受的变动负荷的范围;运行中主要辅机投用情况及主要运行参数的状况决定了当时该机组允许承担最大负荷的能力。当辅机故障或主热力参数偏离正常范围达一定程度后,机组可能无法运行在AGC方式下。

上面描述的过程看起来有些复杂,打个比喻,假设有十个人共同完成一项任务,开始的时候,领导会根据每个人的不同情况分配任务,大家各自开始自己的工作。但是在执行的过程中,由于每个人的实际情况和身体状况等原因,导致任务之间不能很好衔接,如此下去就会延误任务的执行,此时,领导出面了,他在均衡考虑每个人的自身情况后,重新调整了任务的分配,总的原则就是能者多劳,或者轮班休息,如此方式的调整贯穿在整个任务的执行过程中,体现了领导的管理水平与应变能力,这样就保障了任务的执行进度和质量。

火电厂机炉协调系统之机炉协调控制和自动发电控制》节选自宋极群编著的《过程控制系统基础与实践一书》,以下是宋极群的其他相关文章:
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