梁 肖 張志剛 ，李端超 程建斌 ，賈 偉 于 洋

（1.安徽電力調(diào)度控制中心，合肥 230022；2.國投宣城發(fā)電有限責(zé)任公司，宣城 242052；3.皖能馬鞍山發(fā)電有限公司，馬鞍山 243021）

隨著社會經(jīng)濟(jì)的發(fā)展，電力的消耗量逐漸增長，火力電站在提供能源的同時，也帶來一定的資源消耗和污染問題[1-2]。自動發(fā)電控制AGC技術(shù)，是火電機(jī)組普遍采用的機(jī)組出力控制方法，維持電力系統(tǒng)用電負(fù)荷與發(fā)電功率之間的平衡，對其速度、精度、響應(yīng)率有較高要求[3-4]。

目前，單臺機(jī)組的AGC控制方式較為成熟[5-7]，但還存在一些不足，如未對廠內(nèi)各臺機(jī)組進(jìn)行負(fù)荷的優(yōu)化分配，造成能源浪費、污染物排放增加[8-9]；全廠總負(fù)荷變化時，廠內(nèi)運行的機(jī)組均參與調(diào)節(jié)，各臺機(jī)組頻繁地變負(fù)荷，其遭受交變應(yīng)力的次數(shù)增加，輔機(jī)啟停次數(shù)也增加，從而使機(jī)組使用壽命降低，發(fā)電成本增加[10-12]。

基于節(jié)能環(huán)保優(yōu)化的廠級自動發(fā)電控制技術(shù)，廠級AGC系統(tǒng)接受主站側(cè)全廠負(fù)荷總指令，依據(jù)各臺機(jī)組的煤耗率、脫硫脫硝效率、負(fù)荷響應(yīng)速率（負(fù)荷微調(diào)率）、旋轉(zhuǎn)備用安全裕度等，計算全廠機(jī)組最優(yōu)負(fù)荷分配策略，從而實現(xiàn)節(jié)能環(huán)保調(diào)度與負(fù)荷經(jīng)濟(jì)分配相協(xié)調(diào)。

1 廠級AGC的概述

1.1 系統(tǒng)的物理結(jié)構(gòu)

火電廠廠級AGC系統(tǒng)物理結(jié)構(gòu)如圖1所示。廠站與調(diào)度主站之間有2種控制策略：維持現(xiàn)有遠(yuǎn)動RTU和DCS之間的信號連接和控制方式不變情況下，一是在全廠控制模式時，調(diào)度AGC主站通過調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)下發(fā)全廠負(fù)荷指令至廠級AGC系統(tǒng)，廠級AGC系統(tǒng)根據(jù)機(jī)組狀態(tài)和既定分配策略，完成機(jī)組負(fù)荷優(yōu)化分配得到各機(jī)組的目標(biāo)負(fù)荷，并通過模擬量回路輸出至各機(jī)組DCS；二是在單機(jī)控制模式時，由遠(yuǎn)動RTU將單機(jī)負(fù)荷指令通過原有模擬量通道輸出至各機(jī)組DCS。

圖1 廠級AGC物理結(jié)構(gòu)Fig.1 Physical structure of the plant level AGC

1.2 廠級AGC與主站通信方式

調(diào)度AGC主站通過調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)直接與廠級AGC系統(tǒng)通信，通訊規(guī)約采用104規(guī)約，全廠AGC指令通過遙調(diào)方式下發(fā)至廠級AGC系統(tǒng)，單機(jī)AGC指令的下發(fā)方式不變，仍由調(diào)度主站下發(fā)至遠(yuǎn)動系統(tǒng)。上傳主站信號包括“全廠AGC允許”和“全廠AGC投入”“全廠AGC增閉鎖”“全廠AGC減閉鎖”信號，下發(fā)“全廠負(fù)荷指令”。

1.3 單機(jī)與全廠控制模式切換

在主站側(cè)AGC的控制模式有全廠控制與單機(jī)控制，這2種是互斥的。當(dāng)1號、2號的AGC控制信號為合位，全廠AGC控制信號為分位，此時為單機(jī)控制模式；當(dāng)1號、2號的AGC控制信號為合位，全廠AGC控制信號為合位，此時為全廠控制模式。單機(jī)AGC和全廠AGC控制模式切換，由電廠向調(diào)度申請，由廠站側(cè)運行人員投入相應(yīng)的AGC控制模式，主站在收到單機(jī)或全廠控制模式信號后，會切換至對應(yīng)的控制模式，下發(fā)單機(jī)或全廠負(fù)荷指令。

全廠AGC和單機(jī)AGC切換過程應(yīng)避免負(fù)荷擾動。單機(jī)控制模式時，廠級AGC系統(tǒng)負(fù)荷指令輸出應(yīng)跟蹤機(jī)組當(dāng)前負(fù)荷，同時全廠控制模式時，建議負(fù)荷指令輸出也應(yīng)跟蹤機(jī)組當(dāng)前負(fù)荷。當(dāng)全廠AGC控制模式時，還應(yīng)考慮負(fù)荷偏差率和機(jī)組可調(diào)裕度，廠級AGC系統(tǒng)異常時，要及時反饋調(diào)度和DCS，自動轉(zhuǎn)為單機(jī)控制模式。

1.4 運行的安全及容錯性

對全廠AGC獲取的負(fù)荷指令，需要通過安全約束和校核處理，方可成為有效的執(zhí)行指令。根據(jù)機(jī)組的安全運行范圍，設(shè)置機(jī)組最高和最低負(fù)荷限值，廠級AGC優(yōu)化分配后的單機(jī)目標(biāo)指令須在負(fù)荷高低限制值以內(nèi)。當(dāng)機(jī)組的實際發(fā)電負(fù)荷超過設(shè)定的安全限制值時，應(yīng)禁止對機(jī)組的有功負(fù)荷控制，以確保機(jī)組的安全穩(wěn)定運行，同時AGC應(yīng)能給出相應(yīng)的增減負(fù)荷閉鎖告警信號。

主站下發(fā)全廠AGC指令形式為“±全廠負(fù)荷指令”——“+”表示正常全廠負(fù)荷控制，廠級AGC根據(jù)既定分配策略進(jìn)行負(fù)荷優(yōu)化分配；“-”表示“緊急控制”，廠級AGC應(yīng)將收到全廠負(fù)荷指令與當(dāng)前全廠總負(fù)荷的偏差（即增量），均分至2臺機(jī)組。

2 廠級負(fù)荷分配策略

2.1 負(fù)荷分配描述

設(shè)某發(fā)電廠并列運行的機(jī)組為n臺，全廠總負(fù)荷目標(biāo)值為Psum，供電煤耗特征曲線的微增率是單調(diào)遞增、連續(xù)可微的[13]，擬合機(jī)組運行數(shù)據(jù)得到供電煤耗量特征函數(shù)為

式中：Mi為第i臺機(jī)組煤耗量；Pi為第i臺機(jī)組負(fù)荷；ai，bi，ci為供電煤耗特征參數(shù)。

廠級負(fù)荷優(yōu)化目的是使全廠的總煤耗量最小，通過構(gòu)造式（2）函數(shù)，求出在負(fù)荷平衡下目標(biāo)函數(shù)的極小值，即

式（2）極小值存在必要條件是：其一階偏導(dǎo)函數(shù)等于零，二階偏導(dǎo)函數(shù)大于零，即

得

令

則得到

函數(shù)Q*的二階偏導(dǎo)數(shù)為

函數(shù)Q*取得最小值的充分條件是式（7）的對角線上全部子行列式必須為正?？紤]到機(jī)組AGC的上、下限的可控范圍，當(dāng)求解的值Pi，targ超出機(jī)組上下限時，則令Pi等于各機(jī)組的上、下限值，即

2.2 優(yōu)化目標(biāo)

廠級負(fù)荷分配系統(tǒng)根據(jù)省調(diào)AGC主站下發(fā)的全廠總負(fù)荷指令，依據(jù)機(jī)組的煤耗特性曲線和污染排放量[14-15]，基于安全節(jié)能環(huán)保調(diào)度，優(yōu)化分配得到廠內(nèi)各機(jī)組的目標(biāo)負(fù)荷，再通過DCS實現(xiàn)機(jī)組的有功控制，使全廠達(dá)到了安全節(jié)能指標(biāo)最優(yōu)。

優(yōu)化還提高了廠內(nèi)機(jī)組間運行協(xié)調(diào)能力，廠級AGC充分考慮了各臺機(jī)組的效率、能耗、環(huán)保等指標(biāo)，在滿足機(jī)組運行安全下，通過對機(jī)組的可調(diào)節(jié)范圍、調(diào)節(jié)容量、負(fù)荷增減閉鎖、磨煤機(jī)啟停等約束條件的綜合判斷，對廠內(nèi)機(jī)組進(jìn)行優(yōu)化排序和負(fù)荷有最優(yōu)分配，提高多機(jī)組之間的協(xié)調(diào)控制能力和穩(wěn)定運行水平。同時，由于機(jī)組的熱負(fù)荷有較大的慣性，廠級AGC系統(tǒng)在選擇機(jī)組增減負(fù)荷時，避免機(jī)組在短時間內(nèi)反向負(fù)荷調(diào)節(jié)，防止機(jī)組設(shè)備產(chǎn)生疲勞損耗。

3 試驗驗證

3.1 試點電廠分配策略

在廠級負(fù)荷分配的典型應(yīng)用中選擇宣城電廠作為試點，宣城廠1號機(jī)組可控范圍為300～630 MW，2號機(jī)組可控范圍為300～660 MW，其分配策略如圖2所示。

圖2 宣城廠廠級負(fù)荷分配表Fig.2 Xuancheng plant load distribution table

如圖所示，負(fù)荷分配優(yōu)先級從低到高依次為：

①最優(yōu)分配目標(biāo) 不考慮約束，僅按機(jī)組煤耗曲線分配；

②限值修正后目標(biāo) 在①基礎(chǔ)上，考慮機(jī)組的實際上下限額；

③偏差約束后目標(biāo) 在①②的基礎(chǔ)上，考慮2臺機(jī)組實際偏差在15%的額定功率之內(nèi)；

④旋轉(zhuǎn)備用分配目標(biāo)即安全節(jié)能環(huán)保最優(yōu)分配目標(biāo) 在①②③的基礎(chǔ)上，考慮電網(wǎng)安全的裕度即在一臺機(jī)組實際功率達(dá)到額定功率90%時，廠級功率再增加只分配給另一臺機(jī)組，只有2臺機(jī)組均達(dá)到90%以上，此臺機(jī)組才接受繼續(xù)增加出力的指令。

在實際運用中，為保證電廠1號、2號機(jī)組正常使用，采用了以下限制條件：

①2臺機(jī)組同時增長或減少 （不出現(xiàn)一個增長另一個減少）；

②如果1臺機(jī)組發(fā)電量達(dá)到額定功率的90%，則分配給另一臺發(fā)電機(jī)90%；

③下限為額定功率的50%；

④如果2臺均達(dá)到90%或均未達(dá)到90%，擇優(yōu)分配；

⑤2臺機(jī)組實際出力的差值不超過15%。

3.2 運行數(shù)據(jù)分析

選取宣城電廠典型運行日2017年7月17日的數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，如圖3所示，全廠負(fù)荷指令變化范圍為660～1290 MW。

圖3 典型日機(jī)組實際出力值Fig.3 Actual output value of typical day unit

如圖可見，在06:50時全廠負(fù)荷最低為660 MW，此時1號機(jī)負(fù)荷300 MW，2號機(jī)360 MW。此后，全廠負(fù)荷有升高，在19:57時全廠負(fù)荷為1116 MW，此時2號機(jī)負(fù)荷達(dá)到單機(jī)安全裕度上限600 MW，1號機(jī)為516 MW；總負(fù)荷上升至1170 MW時，1號機(jī)負(fù)荷也達(dá)到單機(jī)安全裕度上限570 MW?？傌?fù)荷上升至1290 MW 時，1號機(jī)為660 MW，2號機(jī)為630 MW，均達(dá)到機(jī)組的上限。

經(jīng)分析計算，當(dāng)廠級負(fù)荷在600～1290 MW運行時，平均節(jié)約標(biāo)準(zhǔn)煤約 0.53～0.87 g/（kW·h），節(jié)煤效率為0.16%～0.27%。由此表明，節(jié)能環(huán)保優(yōu)化可有效節(jié)約發(fā)電成本，降低污染物排放，促進(jìn)發(fā)電機(jī)組經(jīng)濟(jì)高效運行。

4 結(jié)語

基于傳統(tǒng)的單機(jī)自動發(fā)電控制系統(tǒng)上，提出了節(jié)能環(huán)保優(yōu)化的廠級AGC控制技術(shù)，通過接受主站側(cè)全廠負(fù)荷總指令，依據(jù)各臺機(jī)組的煤耗率、脫硫脫硝效率、負(fù)荷響應(yīng)速率、旋轉(zhuǎn)備用安全裕度等，計算全廠機(jī)組最優(yōu)負(fù)荷分配策略。通過宣城電廠的運行試驗表明，其廠級AGC控制下平均節(jié)約標(biāo)準(zhǔn)煤約0.5 g，節(jié)煤效率0.2%，優(yōu)化效果顯著。

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