CN108767894B - 基于电网区域控制偏差的机组综合控制方法及系统 - Google Patents
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Abstract
本发明实施例公开了基于电网区域控制偏差的机组综合控制方法及系统，方法包括根据互联电网间的功率变化及电网频率变化计算区域控制偏差ACE；结合电网运行历史数据的死区非线性函数，根据所述区域控制偏差ACE，获取机组的调节次数；根据所述调节次数，得到负荷调整幅度，并预判出AGC调节将对机组主汽压力产生的压力变化量；计算机组主汽压力设定值与主汽压力测量值的偏差值，将该偏差值与预判的压力变化量进行求和运算，得到预估主汽压力波动值；根据预估主汽压力波动值，控制机组调整速度。本发明提前预判机组需要动作的幅度以及机组能量是否足以确保该次调节的性能，滤除不必要的机组风、煤、水等锅炉侧燃烧调节，达到节能降耗目的。
Description
技术领域
本发明涉及网源协调控制技术领域,具体地说是基于电网区域控制偏差的机组综合控制方法及系统。
背景技术
在特高压电网和大区电网互联的新形势下，各级电网联系日渐紧密，电网和机组之间协调配合的要求也越来越高。同时，我国新能源装机及发电量快速提升，新能源装机(风电、光伏、核电)占比从2016年年底不足16％提升至2017年9月底的18.5％以上。截止到2017年9月，新能源总装机容量达到275GW，新增火电装机容量占比仅有33％，远低于在存量中的占比64％，新能源装机占比达到58％，其中仅光伏新增装机就占到45％。随着新能源并网以及我国电力工业装机容量的增加和用电侧负荷峰谷差的增大，为了电网的安全稳定运行，作为目前电网调频调峰的主力，大型火电机组都要求投入自动发电控制(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。
按照国家发展规划要求，各区域新上机组基本为超(超)临界机组，和常规亚临界机组相比，超临界机组的动态特性复杂，由于没有汽包，具有一次性通过特性，工质流和能量流相互耦合，使机组的主要控制参数功率、压力、温度均受到了汽机调门开度、燃料量、给水量的影响，从而在各个控制回路，如给水、汽温及负荷控制回路之间存在着很强的非线性耦合，机、炉之间牵连严重；蓄热较小，对外界的扰动响应较快，较亚临界汽包炉机组更容易发生超温超压现象。目前，200MW以上火电机组在投入AGC方式时，一般而言协调控制方式为汽轮机侧进行负荷控制，为单回路系统，比较简单；锅炉侧调整燃烧，确保压力稳定。图1为火电机组常规负荷指令生成逻辑，T为切换器，进行支路切换；A为模拟量发生器，电厂操作员可设定模拟量数值；≮、≯为不小于和不大于判断器，分别接收来自模拟量发生器A2和A3所限定的负荷下限值和负荷上限值，不超过设定值则输出与输入相同；RTLMT为速率限制器，接收负荷变化率的限定，可控制输入量的变化速率，其负荷调节速率值在模拟量发生器A1中设定，设定后保持固定，分别送至正向速率端PR和负向速率端NR。机组若要投入AGC，前提是机组工作在协调(CCS)方式下，此时的机组负荷指令LDC是经过速率限制以及负荷下限、上限限制后的值，所述调节速率以及负荷上下限由电厂操作人员设定。当在CCS方式下投入AGC后，LDC前的切换器切至AGC支路，LDC的值即为调度远方下发的指令值；否则为电厂操作员设定的指令值。锅炉侧控制压力涉及因素较多，为保证压力、温度等参数合适，通过引入负荷指令作为前馈，提前使锅炉主控输出发生变化，从而加快控制速度，
按照《华北区域发电厂并网运行管理实施细则》的规定，图1中的调节速率A1值设为1.5％Pe或2％Pe。当机组在AGC方式下运行时，汽轮机侧功率以较快调节速率响应电网负荷指令需求，但较快的速率会造成调门动作加快，导致主汽压力波动增大，从而导致风、煤、水的变化率相对较大。再加上锅炉燃烧的滞后性，最终导致协调控制系统的变化和振荡，使机组主蒸汽压力和主蒸汽温度长时间处于不稳定状态。不仅仅降低了机组的效率，造成机组风煤水等被控量的波动，还给机组协调运行的稳定性和负荷控制的精度带来一定的负面影响，影响电网考核性能指标。
发明内容
本发明实施例中提供了基于电网区域控制偏差的机组综合控制方法及系统，以解决现有技术中功率调节速率过快造成主汽压力波动大、机组主蒸汽压力和温度长时间状态不稳定的问题。
为了解决上述技术问题，本发明实施例公开了如下技术方案：
本发明第一方面提供了基于电网区域控制偏差的机组综合控制方法，包括以下步骤：
根据互联电网间的功率变化及电网频率变化计算区域控制偏差ACE；
结合电网运行历史数据的死区非线性函数，根据所述区域控制偏差ACE，获取机组的调节次数；
根据所述调节次数，得到负荷调整幅度，并预判出AGC调节将对机组主汽压力产生的压力变化量；
计算机组主汽压力设定值与主汽压力测量值的偏差值，将该偏差值与预判的压力变化量进行求和运算，得到预估主汽压力波动值；
根据预估主汽压力波动值，控制机组调整速度。
进一步地，所述根据预估主汽压力波动值，控制机组调整速度的具体过程为：
判断所述预估主汽压力波动值是否在DL/T774规定的主汽压力波动范围内；
若否，对机组进行快速补偿调整；
若是，对机组进行缓慢调整。
进一步地，所述预判出AGC调节将对机组主汽压力产生的压力变化量的具体过程为：
根据调节次数和单次负荷变化幅值计算负荷变化量；
结合机组负荷扰动试验函数，根据负荷变化量，预判出AGC调节将对机组主汽压力产生的压力变化量。
本发明第二方面提供了基于电网区域控制偏差的机组综合控制系统，所述系统包括
第一运算模块，用于根据互联电网间的功率变化及电网频率变化计算区域控制偏差ACE；
第二运算模块，用于结合电网运行历史数据的死区非线性函数，根据所述区域控制偏差ACE，获取机组的调节次数；
第一预判模块，用于根据所述调节次数，得到负荷调整幅度，并预判出AGC调节将对机组主汽压力产生的压力变化量；
第二预判模块，用于计算机组主汽压力设定值与主汽压力测量值的偏差值，将该偏差值与预判的压力变化量进行求和运算，得到预估主汽压力波动值；
控制模块，用于根据预估主汽压力波动值，控制机组调整速度。
进一步地，所述第二运算模块包括死区非线性函数F1(x)，所述死区非线性函数F1(x)根据输入的区域控制偏差ACE的值，输出机组的调节次数。
进一步地，第一预判模块包括乘法器MUL1、负荷扰动试验函数F2(x)、减法器DEV2、除法器DIV和乘法器MUL2；所述死区非线性函数F1(x)的输出端分别连接乘法器MUL1的输入端X1、减法器DEV2的输入端X1和除法器DIV的输入端X2；乘法器MUL1的输入端X2输入单次负荷变化幅值，乘法器MUL1的输出端输出负荷变化量；乘法器MUL1的输出端连接负荷试验扰动函数F2(x)的输入端，负荷试验扰动函数F2(x)的输出端输出预估的压力变化量；减法器DEV2的输入端X2的输入值为1，输出端连接除法器DIV的输入端X1，除法器的输出端连接乘法器MUL2的输入端X1，乘法器MUL2的输入端X2连接乘法器MUL1的输出端，乘法器MUL2的输出端输出负荷调整幅度。
进一步地，所述第二预判模块包括减法器DEV1和加法器ADD1；所述减法器DEV1的输入端X1和X2分别输入压力的测量值和压力的设定值，输出端连接加法器ADD1的输出端X2，加法器ADD1的输入端X1输入预估的压力变化量，输出端输出预估压力波动值。
进一步地，所述控制模块包括判断单元、运算单元和速率调节单元；
所述判断单元用于判断预估压力波动值是否在DL/T774规定的主汽压力波动范围内；
所述运算单元用于根据判断单元的判断结果选择对机组控制的速率；
所述速率调节单元用于调节控制机组的速率。
进一步地，所述判断单元包括高低限报警器HLALM和乘法器MUL3；所述高低限报警器HLALM的输入端X连接加法器ADD1的输出端，高限置数端H连接模拟量发生器A2，低限置数端L连接乘法器MUL3的输出端，乘法器MUL3的输入端X1连接模拟量发生器X2的输出端，输入端X2输入值为-1。
进一步地，所述运算单元包括与运算器AND1、取反器NOT、与运算器AND2和模拟量切换器AXSEL2，所述高低限报警器HLALM的输出端分别连接取反器NOT的输入端和与运算器AND1的输入端Z2，与运算器的输入端Z1连接AGC的投入信号，取反器NOT的输出端连接与运算器AND2的输入端Z1，与运算器AND2的输入端Z2连接AGC的投入信号，与运算器AND1的输出端连接模拟量切换器AXSEL2的置位端；
所述速率调节单元包括高低限限幅器HLLMT、求和器ADD2、模拟量切换器AXSEL1、一阶惯性器LAG和前馈函数F3(x)；所述与运算模块AND2的输出端连接模拟量转换器AXSEL1的置位端，模拟量转换器AXSEL1的输入端X1输入惯性时间，输入端X2输入值为0，模拟量转换器AXSEL1的输出端连接一阶惯性器LAG的置数端T，输入端输入一次调频后负荷指令设定值，一阶惯性器LAG的输出端连接模拟量转换器AXSEL2的输入端X2，高低限限幅器HLLMT的输出端连接求和器ADD2的输入端X2，求和器ADD2的输入端X1输入一次调频后负荷指令设定值，求和器ADD2的输出端连接模拟量转换器AXSEL2的输入端X1，模拟量转换器AXSEL2的输出端连接前馈函数F3(x)的输入端，前馈函数F3(x)的输出端连接机组的锅炉主控器。
本发明第二方面的所述机组综合控制系统能够实现第一方面及第一方面的各实现方式中的方法，并取得相同的效果。
发明内容中提供的效果仅仅是实施例的效果，而不是发明所有的全部效果，上述技术方案中的一个技术方案具有如下优点或有益效果：
1、根据电网区域控制偏差值预判机组需要的动作幅度，并预估主汽压力的波动范围是否符合相关规定，以确定机组能量是否足以确保该次调节的性能，滤除不必要的机组风、煤、水等锅炉侧燃烧调节，达到节能降耗的目的。
2、根据预估的主汽压力波动范围，利用锅炉燃烧前馈的动态调整，选择不同的调节速率，有效加快锅炉燃烧的滞后性，降低机组主汽压力的波动范围，以快速、稳定的达到调度所要求的负荷目标值，实现考核指标的最优化，即在在保证机组安稳运行的基础上，兼顾改善电网考核性能结果，实现源网共赢。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，对于本领域普通技术人员而言，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本发明现有技术中火电机组负荷产生的逻辑图；
图2是典型AGC机组设点控制过程的曲线示意图；
图3是常规火电机组锅炉主控逻辑示意图；
图4是本发明综合控制方法的流程示意图；
图5是本发明综合控制系统的结果示意图。
具体实施方式
为能清楚说明本方案的技术特点，下面通过具体实施方式，并结合其附图，对本发明进行详细阐述。下文的公开提供了许多不同的实施例或例子用来实现本发明的不同结构。为了简化本发明的公开，下文中对特定例子的部件和设置进行描述。此外，本发明可以在不同例子中重复参考数字和/或字母。这种重复是为了简化和清楚的目的，其本身不指示所讨论各种实施例和/或设置之间的关系。应当注意，在附图中所图示的部件不一定按比例绘制。本发明省略了对公知组件和处理技术及工艺的描述以避免不必要地限制本发明。
AGC考核主要从调节速率K1、调节精度K2、响应时间K3三方面进行考核。如图2典型AGC机组设点控制过程所示，这是网内某台机组一次典型的AGC机组设点控制过程。图中，Pmin,i是该机组可调的下限出力，Pmax,i是其可调的上限出力，PNi是其额定出力，Pdi是其启停磨临界点功率。整个过程可以这样描述：T1时刻以前，该机组稳定运行在出力值P1附近，T0时刻，AGC控制程序对该机组下发功率为P2的设点命令，机组开始涨出力，到T1时刻可靠跨出P1的调节死区，然后到T2时刻进入启磨区间，一直到T3时刻，启磨过程结束，机组继续涨出力，至T4时刻第一次进入调节死区范围，然后在P2附近小幅振荡，并稳定运行于P2附近，直至T5时刻，AGC控制程序对该机组发出新的设点命令，功率值为P3，机组随后开始降出力的过程，T6时刻可靠跨出调节死区，至T7时刻进入P3的调节死区，并稳定运行于其附近。
锅炉主控逻辑如图3所示。当电网频率发生变化，机组转速就会产生偏差，根据GB/T30370《火力发电机组一次调频试验及性能验收导则》等国家标准要求的一次调频补偿规定，将对应的一次调频负荷补偿量叠加至原有的负荷指令设定值之上，生成一次调频后负荷指令设定值。该值一路根据锅炉厂家提供的负荷-压力函数曲线生成主汽压力设定值，与主汽压力测量值求偏差后送至锅炉主控PID控制器进行运算；另一路通过前馈函数直接产生前控值送至锅炉主控PID控制器的前馈端，以加快锅炉侧的风煤水动作，弥补锅炉侧相对于汽机侧的大滞后、大迟延。
如图4所示，在上述技术的基础上，本发明提供的综合控制方法包括以下步骤：
S1,根据互联电网间的功率变化及电网频率变化计算区域控制偏差ACE；
S2,结合电网运行历史数据的死区非线性函数，根据所述区域控制偏差ACE，获取机组的调节次数；
S3,根据所述调节次数，得到负荷调整幅度，并预判出AGC调节将对机组主汽压力产生的压力变化量；
S4,计算机组主汽压力设定值与主汽压力测量值的偏差值，将该偏差值与预判的压力变化量进行求和运算，得到预估主汽压力波动值；
S5，根据预估主汽压力波动值，控制机组调整速度。
其中步骤S1中的区域控制偏差ACE值通过电网侧自动发电控制系统计算获知，步骤S3中预判出AGC调节将对机组主汽压力产生的压力变化量的具体过程为：根据调节次数和单次负荷变化幅值计算负荷变化量；结合机组负荷扰动试验函数，根据负荷变化量，预判出AGC调节将对机组主汽压力产生的压力变化量。步骤S5中根据预估主汽压力波动值，控制机组调整速度的具体过程为：判断预估主汽压力波动值是否在DL/T774规定的主汽压力波动范围内；若否，说明机组处于能量缺乏或超调状态，需对机组进行快速补偿调整，以较大的提前动作量来降低锅炉侧燃烧滞后所造成的主汽压力波动，对机组进行快速补偿调整；若是，说明机组具有一定的蓄热量，可对机组燃烧进行缓慢调整，以减少机组的无效动作，降低风煤水波动。
本发明还提供了基于电网区域控制偏差的机组综合控制系统，该系统包括第一运算模块、第二运算模块、第一预判模块、第二预判模块和控制模块。第一运算模块用于根据互联电网间的功率变化及电网频率变化计算区域控制偏差ACE；第二运算模块用于结合电网运行历史数据的死区非线性函数，根据区域控制偏差ACE，获取机组的调节次数；第一预判模块根据所述调节次数，得到负荷调整幅度，并预判出AGC调节将对机组主汽压力产生的压力变化量；第二预判模块用于计算机组主汽压力设定值与主汽压力测量值的偏差值，将该偏差值与预判的压力变化量进行求和运算，得到预估主汽压力波动值；控制模块用于根据预估主汽压力波动值，控制机组调整速度。
如图5所示，第一运算模块包括自动发电控制系统和远程测控终端，电网侧自动发电控制系统根据互联电网间的功率交换变化及电网频率变化计算出区域控制偏差ACE值，ACE值经网络传输至远程测控终端RTU中。
第二运算模块包括死区非线性函数F1(x)，死区非线性函数F1(x)根据输入的区域控制偏差ACE的值，输出机组的调节次数。
第一预判模块包括乘法器MUL1、负荷扰动试验函数F2(x)、减法器DEV2、除法器DIV和乘法器MUL2；死区非线性函数F1(x)的输出端分别连接乘法器MUL1的输入端X1、减法器DEV2的输入端X1和除法器DIV的输入端X2；乘法器MUL1的输入端X2输入单次负荷变化幅值，乘法器MUL1的输出端输出负荷变化量；乘法器MUL1的输出端连接负荷试验扰动函数F2(x)的输入端，负荷试验扰动函数F2(x)的输出端输出预估的压力变化量；减法器DEV2的输入端X2的输入值为1，输出端连接除法器DIV的输入端X1，除法器的输出端连接乘法器MUL2的输入端X1，乘法器MUL2的输入端X2连接乘法器MUL1的输出端，乘法器MUL2的输出端输出负荷调整幅度。
第二预判模块包括减法器DEV1和加法器ADD1；减法器DEV1的输入端X1和X2分别输入压力的测量值和压力的设定值，输出端连接加法器ADD1的输出端X2，加法器ADD1的输入端X1输入预估的压力变化量，输出端输出预估压力波动值。
控制模块包括判断单元、运算单元和速率调节单元；判断单元用于判断预估压力波动值是否在DL/T774规定的主汽压力波动范围内；运算单元用于根据判断单元的判断结果选择对机组控制的速率；速率调节单元用于调节控制机组的速率。
判断单元包括高低限报警器HLALM和乘法器MUL3；高低限报警器HLALM的输入端X连接加法器ADD1的输出端，高限置数端H连接模拟量发生器A2，低限置数端L连接乘法器MUL3的输出端，乘法器MUL3的输入端X1连接模拟量发生器X2的输出端，输入端X2输入值为-1。
运算单元包括与运算器AND1、取反器NOT、与运算器AND2和模拟量切换器AXSEL2，高低限报警器HLALM的输出端分别连接取反器NOT的输入端和与运算器AND1的输入端Z2，与运算器的输入端Z1连接AGC的投入信号，取反器NOT的输出端连接与运算器AND2的输入端Z1，与运算器AND2的输入端Z2连接AGC的投入信号，与运算器AND1的输出端连接模拟量切换器AXSEL2的置位端S；
速率调节单元包括高低限限幅器HLLMT、求和器ADD2、模拟量切换器AXSEL1、一阶惯性器LAG和前馈函数F3(x)；与运算模块AND2的输出端连接模拟量转换器AXSEL1的置位端S，模拟量转换器AXSEL1的输入端X1输入惯性时间，输入端X2输入值为0，模拟量转换器AXSEL1的输出端连接一阶惯性器LAG的置数端T，输入端输入一次调频后负荷指令设定值，一阶惯性器LAG的输出端连接模拟量转换器AXSEL2的输入端X2，高低限限幅器HLLMT的输出端连接求和器ADD2的输入端X2，求和器ADD2的输入端X1输入一次调频后负荷指令设定值，求和器ADD2的输出端连接模拟量转换器AXSEL2的输入端X1，模拟量转换器AXSEL2的输出端连接前馈函数F3(x)的输入端，前馈函数F3(x)的输出端连接机组的锅炉主控器。
模拟量发生器A1设置原则：等于电网调控部门AGC控制系统给每台机组单次下发的命令偏差(单次负荷变化幅值)，通常而言为机组额定功率的1％，即1％Pe。
模拟量发生器A2设置原则：按照DL/T774《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》中规定：直吹式机组动态压力波动为±0.6MPa，中储式机组动态压力波动为±0.5MPa，300MW及以上机组稳态压力波动为±0.3MPa，综合考虑A2值设定范围为0.3-0.6。
模拟量发生器A3设置原则：为确保机组安全，需要对生成的前馈补偿量进行限幅，该值在A3中设定，根据GB/T30370《火力发电机组一次调频试验及性能验收导则》等国家标准要求，一次调频的调频负荷变化幅度在6％-10％额定功率之间，即负荷在此区间内波动，机组能够安稳运行，因此A1值参考设定范围为(6％-10％)Pe。
模拟量发生器A4设置原则：机组小幅负荷指令变化时可利用蓄热来实现负荷调整，故短期内的负荷指令变化可不对锅炉燃烧系统进行调整，以免由于锅炉燃烧相对于汽轮机调节的大滞后性造成的无效调节或反向调节，该值可设为AGC单次负荷变化幅值所需要的时间，该值由AGC单次负荷变化幅值除以各区域发电厂并网运行管理实施细则中要求的负荷调节速率求得。
一阶惯性器LAG的传递函数的公式表达为
其中K值为1，T值为置数端T的输入值。
以常规300MW级直吹式汽包炉机组为例，调度控制部门下发的AGC单次负荷变化幅值为3MW，额定调节速率为1.5％Pe＝1.5％*300＝4.5MW/min；按照DL/T774《火电发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》的要求，300MW及以上机组在负荷动态扰动下主汽压力偏差应小于0.6MPa，稳态下偏差应小于0.3MPa，机组指标方达到合格。300MW机组一次调频最大负荷变化幅度为8％Pe＝8％*300＝24MW。
模拟量发生器A1中置数3；模拟量发生器A2中置数0.6，即高低限报警模块HLALM的高限值H为0.6，低限值L为-0.6；模拟量发生器A3中置数24，即高低限限幅模块HLLMT的高限值H为24，低限值L为-24；由于3/4.5*60＝40s，故模拟量发生器A4中置数为40。
函数模块F1(x)中，以华北区域某省电网为例，调控部门AGC控制系统所设定的死区为±20MW，根据电网运行历史数据分析，F1(x)死区非线性函数设置如下
分别进行±3、±6、±9、±12、±15、±18、±21、±24、±27、±30MW的机组负荷扰动试验，观察机组主汽压力的变化量，函数模块F2(x)中为一折线函数，设置如下
当机组在AGC模式下调度进行负荷调度时，若某时刻电网ACE为300MW，则函数模块F1(x)的输出为5，减法器DEV2的输出为5-1＝4，除法器DIV的输出为4/5＝0.8，乘法器MUL1的输出为3*5＝15，函数模块F2(x)的输出为-0.24，乘法器MUL2的输出为0.8*15＝12，12在高低限限幅模块HLLMT的高低限范围内，故高低限限幅模块HLLMT的输出为12。
(1)如果此时机组主汽压力测量值PV与主汽压力设定值SP的偏差值小于-0.36或大于0.84，则加法器ADD1的输出值小于-0.6或大于0.6，处于高低限报警模块HLALM的高低限范围之外，则高低限报警模块HLALM的输出为高电平1，经取反模块NOT后为低电平0，所以与运算模块AND1的输出为高电平1，即模拟量切换器AXSEL2的置位端为高电平1，模拟量切换器AXSEL2将输入端X1的值，即加法器ADD2的值输出；与运算模块AND2的输出为为低电平0，即模拟量切换器AXSEL1的置位端S为低电平0，模拟量切换器AXSEL1将输入端X2的值输出，即此时输出为0，一阶惯性模块LAG的惯性时间为0，即将机组原有一次调频后负荷指令设定值叠加HLLMT的输出12，送至前馈函数F3(x)的输入端，对机组进行快速补偿调整，以较大的提前动作量来降低锅炉侧燃烧滞后所造成的主汽压力波动。
(2)如果此时机组主汽压力测量值之间PV与主汽压力设定值SP的偏差值大于-0.36小于0.84，则加法器ADD1的输出值大于-0.6小于0.6，处于高低限报警模块HLALM的高低限范围内，则高低限报警模块HLALM的输出为低电平0，经取反模块NOT后为高电平1，所以与运算模块AND1的输出为低电平0，即模拟量切换器AXSEL2的置位端为低电平0，模拟量切换器AXSEL2将输入端X2的值输出；与运算模块AND2的输出为高电平1，即模拟量切换器AXSEL1的置位端S为高电平1，模拟量切换器AXSEL1将输入端X1的值输出，即此时输出为40，一阶惯性模块LAG的惯性时间为40，即对机组原有一次调频后负荷指令设定值进行惯性处理送至前馈函数F3(x)的输入端，使机组燃烧进行缓慢调整，以减少机组的无效动作，降低风煤水波动。
(3)机组未处于AGC运行方式，即机组处于就地运行操作方式，按照原有控制逻辑进行调节控制。
以上所述只是本发明的优选实施方式，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也被视为本发明的保护范围。
Claims (10)
1.基于电网区域控制偏差的机组综合控制方法，其特征是：包括以下步骤：
根据互联电网间的功率变化及电网频率变化计算区域控制偏差ACE；
结合电网运行历史数据的死区非线性函数，根据所述区域控制偏差ACE，获取机组的调节次数；
根据所述调节次数，得到负荷调整幅度，并预判出AGC调节将对机组主汽压力产生的压力变化量；
计算机组主汽压力设定值与主汽压力测量值的偏差值，将该偏差值与预判的压力变化量进行求和运算，得到预估主汽压力波动值；
根据预估主汽压力波动值，控制机组调整速度。
2.根据权利要求1所述的基于电网区域控制偏差的机组综合控制方法，其特征是：所述根据预估主汽压力波动值，控制机组调整速度的具体过程为：
判断所述预估主汽压力波动值是否在DL/T774规定的主汽压力波动范围内；
若否，对机组进行快速补偿调整；
若是，对机组进行缓慢调整。
3.根据权利要求1或2所述的基于电网区域控制偏差的机组综合控制方法，其特征是：所述预判出AGC调节将对机组主汽压力产生的压力变化量的具体过程为：
根据调节次数和单次负荷变化幅值计算负荷变化量，
结合机组负荷扰动试验函数，根据负荷变化量，预判出AGC调节将对机组主汽压力产生的压力变化量；
所述得到负荷调整幅度的具体过程为：
根据所述调节次数和负荷变化量，得到负荷调整幅度。
4.基于电网区域控制偏差的机组综合控制系统，其特征是：所述系统包括
第一运算模块，用于根据互联电网间的功率变化及电网频率变化计算区域控制偏差ACE；
第二运算模块，用于结合电网运行历史数据的死区非线性函数，根据所述区域控制偏差ACE，获取机组的调节次数；
第一预判模块，用于根据所述调节次数，得到负荷调整幅度，并预判出AGC调节将对机组主汽压力产生的压力变化量；
第二预判模块，用于计算机组主汽压力设定值与主汽压力测量值的偏差值，将该偏差值与预判的压力变化量进行求和运算，得到预估主汽压力波动值；
控制模块，用于根据预估主汽压力波动值，控制机组调整速度。
5.根据权利要求4所述的基于电网区域控制偏差的机组综合控制系统，其特征是：所述第二运算模块包括死区非线性函数F1(x)，所述死区非线性函数F1(x)根据输入的区域控制偏差ACE的值，输出机组的调节次数。
6.根据权利要求5所述的基于电网区域控制偏差的机组综合控制系统，其特征是：第一预判模块包括乘法器MUL1、负荷扰动试验函数F2(x)、减法器DEV2、除法器DIV和乘法器MUL2；所述死区非线性函数F1(x)的输出端分别连接乘法器MUL1的输入端X1、减法器DEV2的输入端X1和除法器DIV的输入端X2；乘法器MUL1的输入端X2输入单次负荷变化幅值，乘法器MUL1的输出端输出负荷变化量；乘法器MUL1的输出端连接负荷试验扰动函数F2(x)的输入端，负荷试验扰动函数F2(x)的输出端输出预估的压力变化量；减法器DEV2的输入端X2的输入值为1，输出端连接除法器DIV的输入端X1，除法器的输出端连接乘法器MUL2的输入端X1，乘法器MUL2的输入端X2连接乘法器MUL1的输出端，乘法器MUL2的输出端输出负荷调整幅度。
7.根据权利要求6所述的基于电网区域控制偏差的机组综合控制系统，其特征是：所述第二预判模块包括减法器DEV1和加法器ADD1；所述减法器DEV1的输入端X1和X2分别输入压力的测量值和压力的设定值，输出端连接加法器ADD1的输出端X2，加法器ADD1的输入端X1输入预估的压力变化量，输出端输出预估压力波动值。
8.根据权利要求7所述的基于电网区域控制偏差的机组综合控制系统，其特征是：所述控制模块包括判断单元、运算单元和速率调节单元；
所述判断单元用于判断预估压力波动值是否在DL/T774规定的主汽压力波动范围内；
所述运算单元用于根据判断单元的判断结果选择对机组控制的速率；
所述速率调节单元用于调节控制机组的速率。
9.根据权利要求8所述的基于电网区域控制偏差的机组综合控制系统，其特征是：所述判断单元包括高低限报警器HLALM和乘法器MUL3；所述高低限报警器HLALM的输入端X连接加法器ADD1的输出端，高限置数端H连接模拟量发生器A2，低限置数端L连接乘法器MUL3的输出端，乘法器MUL3的输入端X1连接模拟量发生器X2的输出端，输入端X2输入值为-1。
10.根据权利要求9所述的基于电网区域控制偏差的机组综合控制系统，其特征是：所述运算单元包括与运算器AND1、取反器NOT、与运算器AND2和模拟量切换器AXSEL2，所述高低限报警器HLALM的输出端分别连接取反器NOT的输入端和与运算器AND1的输入端Z2，与运算器的输入端Z1连接AGC的投入信号，取反器NOT的输出端连接与运算器AND2的输入端Z1，与运算器AND2的输入端Z2连接AGC的投入信号，与运算器AND1的输出端连接模拟量切换器AXSEL2的置位端；
所述速率调节单元包括高低限限幅器HLLMT、求和器ADD2、模拟量切换器AXSEL1、一阶惯性器LAG和前馈函数F3(x)；所述与运算模块AND2的输出端连接模拟量转换器AXSEL1的置位端，模拟量转换器AXSEL1的输入端X1输入惯性时间，输入端X2输入值为0，模拟量转换器AXSEL1的输出端连接一阶惯性器LAG的置数端T，输入端输入一次调频后负荷指令设定值，一阶惯性器LAG的输出端连接模拟量转换器AXSEL2的输入端X2，高低限限幅器HLLMT的输出端连接求和器ADD2的输入端X2，求和器ADD2的输入端X1输入一次调频后负荷指令设定值，求和器ADD2的输出端连接模拟量转换器AXSEL2的输入端X1，模拟量转换器AXSEL2的输出端连接前馈函数F3(x)的输入端，前馈函数F3(x)的输出端连接机组的锅炉主控器。
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