一期机组AGC调节精度差情况说明与初步分析
一期机组AGC调节精度差情况说明与初步分析
根据省调AGC调节要求和考核规则的调整，每月不仅对各机组AGC速率进行测试、考核，同时加强了各机组AGC调节精度的实时统计、月度考核。我公司一期机组近几个月来，在AGC精度考核方面比较明显。现将有关情况说明及初步分析如下：
一、近几个月一、二期机组AGC考核情况明细：
近几个AGC精度调度对我厂机组考核数据（运方组提供）
通过以上数据可以看出：一期AGC调节精度不能满足当前调度要求、一期CCS、AGC自动调节对煤质影响及负荷控制明显不及二期。主要因二期直流锅炉CCS是炉跟随为基础、一期汽包锅炉以机跟随为基础的协调控制的差异，另外一期#1、#2机组之间CCS调节回路及调节品质也有较大差异：主要表现为#1机组AGC加负荷慢、减负荷快，#2机组AGC加负荷快、减负荷慢。（见下图）
#1、#2机组AGC同步加负荷曲线截图
通过以上曲线可以明显看出AGC加负荷上行区间，#2机组负荷、汽压、调门响应明显快于#1机组。
#1、#2机组AGC同步减负荷曲线截图
通过以上曲线可以明显看出AGC减负荷下行区间，#2机组负荷、汽压、调门响应明显滞后于#1机组。
二、一期机组AGC调节精度差原因初步分析：
1、煤质变化影响与热值修正：
火电机组对负荷响应的迟延主要取决于锅炉在接到负荷指令后，改变煤量到蒸汽流量发生变化所需要的时间，即蒸汽产生的纯迟延时间。掺烧褐煤、煤质变差且偏离设计煤种较多、燃烧效率下降情况下，负荷响应纯延迟时间明显增大、制约了CCS、变负荷速率。锅炉热值修正通常可以弥补煤质的变化，但一期锅炉
热值修正模块下限值为0.9、当煤值较差时满足不了煤量修正的要求，同时根据自动控制原理热值修正回路在AGC方式负荷指令频繁变化时不参与修正计算。
2、AGC指令特性的影响：
机组接收AGC负荷指令是连续不等的阶跃扰动，且延时一段时间后机组侧AGC负荷指令回调现象（跟踪当前负荷）。CCS测试及优化时一般一次性负荷阶跃扰动，纯延时影响仅有一次，并且变负荷幅度较大（一般在60MW以上），有助于发挥大容量机组的超调特性；而AGC是连续不等的阶跃扰动，纯延时影响多次，并且有部分负荷阶跃量较小（30MW以下），更突显大容量汽包锅炉机组惯性大、应变差的不足，对AGC方式下负荷指令频繁变化的复杂工况适应性较差。
3、CCS调节特性的差异：
通过一段时间对#1、#2机组不同阶段变负荷工况时锅炉主控、汽机主控指令以及汽压、给水流量、燃料量、风量、汽温等被调量的观察、分析，查找相关历史资料，发现#1、#2机组CCS调节存在明显差异：#1机组CCS变负荷速率低于#2机组（#1机3.5%、#2机4%）、#1机组锅炉主控响应缓慢、#1机组风量跟踪不及时，#2机组汽机主控对汽压偏差死区较大、加负荷阶段锅炉主控煤量超调明显。#1、#2机组CCS调试单位不一样，相关调节策略几调节回路参数存在差异，有些调节系统控制逻辑还有进一步优化的必要和空间。
#1机组AGC加负荷相关参数曲线截图
通过以上曲线可以看出#1机组锅炉主控对汽压的修正比较缓慢，汽机主控动作幅度不大、利用锅炉蓄热作用不够明显。
#2机组AGC加负荷相关参数曲线截图
通过以上曲线可以看出#2机组汽机对负荷偏差回路的响应明显，汽压波动幅度明显，充分利用了锅炉蓄热。
4、机组滑压运行等影响：
机组负荷变动在滑压区间，锅炉蓄热能力将随参数的变化而变化，变化方向恰好与负荷需求方向相同；当需要增加负荷时，锅炉同时需要吸收一部分热量来提高汽压参数，使其蓄热能力增加；反之，在降低负荷时，参数降低，释放蓄热。这2 种结果都阻碍机组对外界负荷需求的响应，降低了负荷响应速率。
机组负荷变动在定压区间，负荷与汽压的响应是同步的，汽压与负荷变化时对热量的需求与排斥也始终是同向的，在变化初始段，两者相互制约，产生大延时，而在接近目标负荷时，又相互激励，造成较大超调。
5、锅炉特性差异导致控制策略的不同：
#1、#2机组锅炉燃烧特性有一定的差异，导致CCS控制策略有所侧重和差异，必然导致CCS、AGC变负荷响应速率的差异。#1锅炉两侧燃烧偏差大、减温水量大，控制思路需优先考虑稳定汽压、减少减温水波动来确保负荷与汽温的调节平稳；而#2锅炉两侧燃烧偏差相对较小、减温水量相对少些，控制思路上允许汽温和负荷控制速度和幅度相对大些，一般通过牺牲减温水、汽压的平稳性提高变负荷的速率。
三、一期机组AGC调节精度差解决方案与建议：
1、通常考察机组自动系统优劣主要从以下几个方面评价：
（1）能良好的完成机组稳定负荷控制：在稳定负荷下，控制系统应能维持功率、汽压、汽温的稳定和给水流量、给煤量、风量的稳定及汽机调门开度的相对稳定。（2）能良好的完成机组变负荷控制：能适应电网变负荷要求，变负荷尤其是AGC方式下反复变负荷时，功率和主汽压应尽快达到目标值且调节过程中实际值和指令值偏差在规定范围内，主、再汽温不应有较大幅度的波动并尽快趋于稳定，给水、煤量、风量超调量在规定范围内并尽快趋向于稳定。（3）能良好的完成主要辅机故障下的快速减负荷控制（即RB功能）：在RB过程中，机组不应发生跳闸，在RB期间不需人为干预的情况下能较好的控制机组的各项参数，并尽快的使机组在新的工况下稳定。（4）具有良好的适应变煤种的能力：出于国情方面的原因，今后锅炉运行中多数不能达到设计煤种的运行要求，并且煤种的变化多样，这就要求协调控制系统具有良好的适应煤种的能力。
针对一期#1、#2机组CCS及AGC调节品质的现状，很有进一步优化、改进的必要，相信 #1机组将于明年进行DCS改造中得以彻底完善和优化。但对于#2机组尚有较长一段时间的目前控制系统的运行，建议进行适当的CCS调整试验、部分控制环节优化，以减少调度对我公司AGC精度的考核。
2、AGC、CCS调节品质改善运行建议：
（1）目前北仑、沧东等同类型机组均已成功进行过AGC及CCS控制品质的优化，提高了AGC调节响应速率、精度，建议热工专业进行相关收资、调研，并对我公司一期机组进行有针对性的CCS、AGC优化调整试验，提高AGC调节品质。
（2）针对公司燃烧煤质偏离设计值较大的状况，建议进行相关试验、适当放宽热值修正下限值（通常定值范围为0.8—1.2）。同时应兼顾锅炉高负荷燃料量超调、风烟系统受限等因素。对于#1机组不排除煤量显示偏大的问题（特别是1E磨），应对给煤机称重系统进行定期校验。
（3）要想缩小AGC与CCS变负荷率的差异，结合AGC方式的特殊控制要求，参照相关技术资料建议对AGC送DCS指令模型进行相应优化：考虑按模糊控制的原理搭建用于AGC模式的控制策略，建立控制指令的前馈和定值模型，采用人工
智能思想，实现对负荷与汽压的优化控制，并最终达到负荷快速响应与精度，汽压全程受控，安全经济运行的控制目标。
（4）CCS控制应适当提高燃烧调节品质（特别是#1机组），当有负荷变化的需求时，在燃烧调节系统中应采用负荷指令前馈作用，以实现燃料量、风量等的快速比例动作和适当超调；同时用煤量信号的微分用做一次风量的前馈信号，使负荷需求变化时一次风量也快速变化，消除直吹式中速磨的热惯性从而使负荷的快速响应。
（5）适当加大汽包锅炉蓄热能力的利用：调门参与负荷调节、汽压适当波动，但汽压波动的幅度主要受限于汽包水位调节对虚假水位扰动和水位调节稳定能力，适当优化锅炉主控回路对主汽压力的稳定功能。
四、结论：
为提高机组对AGC控制的负荷响应能力和调节精度，需要从设备、控制方式及运行方式（煤质控制等）等多方面进行综合优化。
1、#1机组A修中进行DCS及脱硝（引风机）等改造，CCS及AGC控制系统
将变更和调试，应充分考虑#1机组A修前CCS、AGC调节性能，特别是主要设备的机械特性等，以彻底解决历史上CCS、AGC调节品质以及变负荷与煤质适应性欠佳等问题。
2、#2机组在DCS改造前建议对CCS、AGC调节品质进行相关试验、评估和
分析，对控制环节适当优化，以满足AGC调节品质（速率和精度）的要求。