CN112648029B - 一种火力发电厂深度调峰工况的协调控制优化方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种火力发电厂深度调峰工况的协调控制优化方法，包括以下步骤，1对供热期机组增加的供热负荷进行折算为电负荷，计算滑压主汽压力设定值；2根据机组汽机不同阀位、主汽压力偏差和主汽压力变化方向设计机组变负荷前馈；3设定机组负荷升、降变化速率，机组深调期间取消低负荷阶段变负荷时汽机起步微分、起步最高变负荷速率和最低变负荷速率限制；4增加机组给水泵偏置投入自动功能，深调时根据负荷曲线自动对给水泵出力进行偏置；5增加在深调期间除氧器上水调门根据机组负荷自动调整阀门开度的逻辑；6自动修正磨启停时对一次风压设定值的前馈参数，自动修正磨组启停一次风压设定值。本发明有利于深度调峰时机组的安全稳定运行。

Description

一种火力发电厂深度调峰工况的协调控制优化方法
技术领域
本发明属于火力发电厂协调控制技术领域，具体地说，涉及一种火力发电厂深度调峰工况的协调控制优化方法。
背景技术
火力发电厂常规机组DCS协调控制是针对50％负荷以上工况设计，对低负荷工况适应能力较弱。在低负荷工况下机组深度调峰时，需要机组退出AGC，退出协调控制，锅炉给煤、送风等子系统切手动调整，运行人员操作量大，不利于深度调峰时机组的安全稳定运行。所以需要探索一种能够适用于火力发电厂低负荷工况下的协调控制方法，这样才能真正意义上实现“零投入，高产出”。
发明内容
本发明旨在提供一种火力发电厂深度调峰工况的协调控制优化方法，提高对低负荷工况的适应能力，有利于深度调峰时汽包炉机组的安全稳定运行。
为了实现上述目的，本发明采取的技术方案如下：
本发明包括以下步骤，
(1)对供热期机组增加的供热负荷进行折算为电负荷，对滑压曲线进行补偿，计算出满足机组实际负荷需求的主汽压力设定值；
(2)根据机组汽机不同阀位、主汽压力偏差和主汽压力变化方向实时优化冲量系数，并根据当时的负荷指令进行限幅；
(3)分别设定机组负荷升、降变化速率，取消低负荷阶段变负荷时汽机起步微分、起步最高变负荷速率和最低变负荷速率限制；
(4)设计增加机组给水泵偏置投入自动功能，深调时根据负荷曲线自动对给水泵出力进行偏置；
(5)增加在深调期间除氧器上水调门根据机组负荷自动调整阀门开度的逻辑；
(6)自动修正磨启停时对一次风压设定值的前馈参数，根据磨组运行台数不同，自动修正磨组启停一次风压设定值。
进一步地，步骤(1)中，对机组供热期间增加的供热负荷折算为电负荷，实现对主汽压力设定值和送风量指令的修正。
进一步地，步骤(2)中，在机组变负荷时，先输出一个根据机组实时工况进行优化校正的冲量到汽机主控PID控制器的负荷指令设定和前馈。
进一步地，步骤(3)中，50％机组负荷以下负荷变化速率完全由运行人员手动设定，取消低负荷阶段变负荷时汽机起步微分、起步最高变负荷速率和最低变负荷速率限制。
进一步地，步骤(4)中，偏置量根据负荷曲线中负荷的不同以自动进行调整，使出力小的给水泵再循环阀门开启。
进一步地，步骤(6)中，还包括设计一次风压PID控制器比例、积分控制的变参数逻辑，使得机组不同负荷区间控制器的最优参数控制。
与现有技术相比，本发明所取得的有益效果如下：
通过本发明的深度调峰工况的协调控制优化方法，对深度调峰及正常工况的DCS控制逻辑进行优化，实现了机组控制方式在协调方式的深度调峰，同时通过试验证明机组可以在AGC方式深调及正常负荷区间全程投入，真正意义上实现了“零投入，高产出”。
具体实施方式
集散控制系统简称DCS，也可直译为“分散控制系统”或“分布式计算机控制系统”。它采用控制分散、操作和管理集中的基本设计思想，采用多层分级、合作自治的结构形式。其主要特征是它的集中管理和分散控制。目前DCS在电力、冶金、石化等各行各业都获得了极其广泛的应用。DCS是4C技术产物，协调控制系统又是DCS的重要组成部分。
目前，我国电力系统主要由传统火电机组提供自动发电控制(AGC)调频功能。
本发明提供了一种火力发电厂深度调峰工况的协调控制优化方法，其特征在于，包括以下步骤，
(1)对供热期机组增加的供热负荷进行折算为电负荷，对滑压曲线进行补偿，计算出满足机组实际负荷需求的主汽压力设定值。
通过进行试验，记录在供热工况不同抽汽流量下对应的锅炉负荷(主汽流量)，与相同锅炉负荷机组纯凝工况进行比对，拟合出机组50t/h抽汽流量对应约10MW机组电负荷。滑压曲线是根据电负荷进行函数折算的，将抽汽流量折算为电负荷，叠加到原电负荷再进行滑压主汽压力设定值进行计算。这样在就实现了在供热期间主汽压力设定值的补偿。
进一步地，步骤(1)中，对机组供热期间增加的供热负荷折算为电负荷，实现对主汽压力设定值和送风量指令的修正。
通过对供热期间机组滑压设定值、送风量负荷指令进行抽汽流量的补偿修正。
对供热期间机组增加的抽汽流量折算为电负荷，进行滑压设定值、送风量指令的修正。对送风量指令的修正可以使送风量与锅炉燃烧更加匹配，使锅炉燃烧稳定。
机组原滑压曲线为通过电负荷指令计算出机组主汽压力设定值，在非供热期间时机组可以正常调节。在机组供热后，对外抽汽量增加较多，额外增加了锅炉负荷，原控制逻辑的滑压曲线不适于供热工况，通过电负荷指令计算的滑压曲线压力设定值偏低，机组控制品质差，负荷、压力波动大。通过对增加的供热负荷进行折算为电负荷，对滑压曲线进行补偿，这样计算出的主汽压力设定值满足机组实际负荷需求。
(2)根据机组汽机不同阀位、主汽压力偏差和主汽压力变化方向设计机组变负荷前馈，实时优化前馈冲量系数，并根据当时的负荷指令进行限幅。
1、根据汽机不同阀位自动调整汽机前馈微分强度
针对机组高调门流量曲线特性不线性的情况，为使机组在调度AGC指令变化后获得更快的响应速度，增加了机组的AGC指令微分前馈回路，增加了多模型自适应控制方式，采用变参数调节方法，对前馈系数进行优化调整，即增加了汽机侧的预开门和预关门微分控制逻辑，并能根据汽机阀位的不同自动调整微分强度，并采用F(t)函数实现对于机组预开门指令的逐渐收回，不会影响机组的调节精度，大大的提升了AGC控制的响应速度。
2、根据主汽压力偏差和主汽压力变化方向实时优化前馈系数主汽压力是机炉能量平衡的重要标识，在不断摸索研究下，根据机组主汽压力偏差和主汽压力变化方向，设置了合适的前馈系数，保证机组对于任何负荷段变负荷响应的快速性，又能充分利用锅炉蓄能，减小主汽压力波动，提升机组对于AGC指令的响应速率，实现了对机组主控指令良好的跟随性，兼顾主汽压力稳定性和机组负荷控制快速性要求。
对机组变负荷汽机起步微分逻辑进行优化，在机组变负荷时，输出一个冲量到汽机主控PID控制器的负荷指令设定和前馈，根据机组汽机不同阀位、主汽压力偏差和主汽压力变化方向实时优化冲量系数，并根据当时的负荷指令进行限幅。
对冲量进行限幅是为了安全需要，防止逻辑计算异常大幅度突变而进行一定的限幅。
汽机起步微分逻辑是为了快速响应AGC指令，原起步微分逻辑为正常负荷区间在AGC指令变化时直接给汽机主指令的一个微分前馈，没有考虑机组实际运行工况要求，调节效果一般。通过增加以上优化逻辑，实现了不同工况对起步微分前馈进行修正，同时给汽机主控制器作为负荷指令和前馈，利于机组快速响应AGC指令和机组主参数的稳定性。
(3)分别设定机组负荷升、降变化速率，机组深调期间取消低负荷阶段变负荷时汽机起步微分、起步最高变负荷速率和最低变负荷速率限制。
低负荷段为机组50％以下负荷
增加机组负荷变化速率升、降设定逻辑，升、降速率可分别设置，150MW以下负荷变化速率完全由运行人员手动设定，取消低负荷阶段变负荷时汽机起步微分、起步最高变负荷速率和最低变负荷速率限制。
机组的变负荷速率，原为运行人员通过操作员站输入速率，升降速率为同一数值，为保证机组AGC指令响应的快速性在正常负荷区间设置了低限，和起步变负荷高速率和起步微分逻辑。在机组深调期间，为保证机组稳定性，根据负荷不同自动取消以上逻辑，运行人员对机组升降速率分开设置，可实现深调期间的快升慢降，利于机组稳定。
(4)设计增加机组给水泵偏置投入自动功能，深调时根据负荷曲线自动对给水泵出力进行偏置；方法如下：
机组给水泵偏置可投入自动，深调时根据负荷曲线自动对给水泵出力进行偏置。例如A给水泵投入偏置自动，则负荷低于150MW时A给水泵出力根据负荷自动增加出力，自动增加的出力偏置量在画面显示。A、B泵不可同时投入自动偏置，自动偏置不影响运行人员手动偏置操作及手动偏置量显示。
在机组深调期间，给水量需求减少，两台给水泵出力都会到达最小出力，给水泵再循环阀门若同时开启，会造成机组给水流量的大幅波动，影响机组安全运行。增加给水泵自动偏置逻辑，在机组深调时，对给水泵出力进行自动偏置，偏置量根据负荷的不同可以自动进行调整，实现两台给水泵出力不同，出力小的给水泵再循环阀门开启，在机组深调期间，实现了给水流量控制的稳定。
(5)增加在深调期间除氧器上水调门根据机组负荷自动调整阀门开度的逻辑。
在深调期间，随着负荷逐渐下降，机组凝结水用水量减少，凝泵变频器出力降低，凝泵出口凝结水压力降低，通过修改逻辑逐渐增加阀门开度可以提高凝结水压力，以保证给水泵等设备的密封水压力。
凝泵变频器和除氧器上水调门可分别投入自动控制除氧器水位，正常负荷区间，在凝泵变频器和除氧器上水调门同时投入自动时，除氧器上水调门全开，除氧器水位由凝泵变频器进行控制。在机组深调期间，凝泵变频器出力减小，除氧器上水调门全开不利于保证凝结水压力，因为给水泵等设备的密封水由凝结水供给，压力低会影响这些设备运行，因此增加在深调期间除氧器上水调门根据机组负荷自动调整阀门开度的逻辑，保证凝结水压力满足深调工况要求。
(6)自动修正磨启停时对一次风压设定值的前馈参数，根据磨组运行台数不同，自动修正磨组启停一次风压设定值。
启磨时自动减少一次风压设定值，停磨时自动增加一次风压设定值，以实现磨组启停时一次风压设定值的快速修正。根据运行磨组运行台数不同，上述自动减少或增加的幅度会不同，以更好的适应机组运行工况。
为提高主汽压力调节品质，对锅炉DEB调节器进行如下修改：通过修改逻辑实现自动修正磨启停时对一次风压设定值的前馈参数，根据磨组运行台数不同，自动修正磨组启停一次风压设定值；设计一次风压PID控制器比例、积分控制的变参数逻辑，以实现机组不同负荷区间控制器的最优参数控制。
最优参数控制即是通过对一次风压控制器PID参数优化，根据不同台数磨组比例、积分参数不同，实现机组不同负荷区间的主汽压力稳定，在机组变负荷时主汽压力稳定在0.3MPa以内。
主汽压力是机组重要参数，表征了机炉能量需求、供给平衡程度，主汽压力的稳定是机组稳定运行的重要标识。原控制逻辑在不同负荷区间磨组启停时的主汽压力控制不稳定。通过以上优化，提高了主汽压力控制品质。
通过本发明的深度调峰工况的协调控制优化方法，对深度调峰及正常工况的DCS控制逻辑进行优化，实现了机组控制方式在协调方式的深度调峰，同时通过试验证明机组可以在AGC方式深调及正常负荷区间全程投入，真正意义上实现了“零投入，高产出”。
本发明在深调期间可实现汽包炉机组AGC方式运行。
本领域技术人员无需创造性劳动可以很轻易的利用本发明所给出的启示找到其他实施方式来实现本发明，这些实施方式仍在本权利要求保护范围之内。

Claims (6)

1.一种火力发电厂深度调峰工况的协调控制优化方法，其特征在于，包括以下步骤，
(1)对供热期机组增加的供热负荷进行折算为电负荷，对滑压曲线进行补偿，计算出满足机组实际负荷需求的主汽压力设定值；
(2)根据机组汽机不同阀位、主汽压力偏差和主汽压力变化方向设计机组变负荷前馈，实时优化前馈冲量系数，并根据当时的负荷指令进行限幅；对冲量进行限幅是为了安全需要，防止逻辑计算异常大幅度突变而进行一定的限幅；
(3)分别设定机组负荷升、降变化速率，取消低负荷阶段变负荷时汽机起步微分、起步最高变负荷速率和最低变负荷速率限制；
(4)设计增加机组给水泵偏置投入自动功能，深调时根据负荷曲线自动对给水泵出力进行偏置；
(5)增加在深调期间除氧器上水调门根据机组负荷自动调整阀门开度的逻辑；
(6)自动修正磨启停时对一次风压设定值的前馈参数，根据磨组运行台数不同，自动修正磨组启停一次风压设定值。
2.根据权利要求1所述的一种火力发电厂深度调峰工况的协调控制优化方法，其特征在于，步骤(1)中，对机组供热期间增加的供热负荷折算为电负荷，实现对主汽压力设定值和送风量指令的修正。
3.根据权利要求1所述的一种火力发电厂深度调峰工况的协调控制优化方法，其特征在于，步骤(2)中，在机组变负荷时，先输出一个冲量到汽机主控PID控制器的负荷指令设定和前馈。
4.根据权利要求1所述的一种火力发电厂深度调峰工况的协调控制优化方法，其特征在于，步骤(3)中，50％机组负荷以下负荷变化速率完全由运行人员手动设定，取消低负荷阶段变负荷时汽机起步微分、起步最高变负荷速率和最低变负荷速率限制。
5.根据权利要求1所述的一种火力发电厂深度调峰工况的协调控制优化方法，其特征在于，步骤(4)中，偏置量根据负荷曲线中负荷的不同以自动进行调整，使出力小的给水泵再循环阀门开启。
6.根据权利要求1所述的一种火力发电厂深度调峰工况的协调控制优化方法，其特征在于，步骤(6)中，还包括设计一次风压PID控制器比例、积分控制的变参数逻辑，使得机组不同负荷区间控制器的最优参数控制。
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