CN113972672B - 基于机炉解耦及变参调节的自动发电量控制方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种基于机炉解耦及变参调节的自动发电量控制方法，包括以下步骤：S100：修改DEH控制系统，使得修改后的DEH控制系统能够接收AGC控制系统发送的功率指令；S200：修改CCS控制系统，将CCS控制系统中的汽轮机功率控制器取消；S300：根据汽轮机负荷调整能力优化汽轮机的变负荷速率；S400：设置主汽压偏差纠正回路、设置脉冲时间复位速率及机炉指令偏差大复位速率功能；S500：在AGC控制系统与修改后的DEH控制系统之间的指令回路中增加能够调节调节死区值的数值修正模块。本发明最大限度利用锅炉蓄热能力及汽轮机调节快速性，提高机组AGC调节性能，满足电网对电力供给侧快速相应的需求，使电网经济稳定运行。
Description
技术领域
本发明涉及电力系统领域，具体涉及一种基于机炉解耦及变参调节的自动发电量控制方法。
背景技术
随着我国电力事业的发展，自动发电控制技术（AGC）已成为电网经济稳定运行的重要控制方式，是现代电网发展的一项基本和重要的功能。AGC自动发电量控制，是电网控制调频机组出力，以满足不断变化的用户电力需求，使系统处于平衡稳定运行状态的一项功能。为了提高AGC控制系统的经济可靠性，现代社会对电网提出了更高的要求，因此发电企业需要不断发掘机组潜力，创新思路，提高机组AGC控制系统的相应性能，具体以K1、K2、K3、Kp值作为机组AGC性能评价指标。
目前，现有技术方案的主要有以下缺点：
（1）锅炉调节惯性大
常规协调控制系统是AGC功能优化的基础，根据负荷指令，汽轮机通过调门直接调整功率，锅炉调整风、煤、水，响应温压参数。锅炉的响应存在惯性大，参数响应较汽轮机比较滞后。
（2）DEH功率控制器（即DEH控制系统）的参数设置影响
DEH控制系统是对汽轮发电机组实现闭环控制数字电液调节控制系统，以汽轮发电机组为控制对象。常规基建调试，不会过多考虑AGC控制系统适应能力，为了保证DEH控制系统稳定性，DEH控制系统中的功率PID控制参数一般设置偏弱，调整稍慢，且无过调现象，将导致AGC控制系统发出的负荷指令变动量较小时无法短时间跨越死区。
（3）信号通讯传输的滞后性
电网调度下发AGC指令通讯至RTU（远端控制系统）,RTU硬线发送至CCS（分散控制系统），CCS控制系统接收指令调整有功功率并将实发有功功率硬线发送至RTU控制系统，RTU控制系统将实发功率通讯发至电网调度，完成闭环。此过程中通讯存在一定延时，实发有功功率刷新存在死区的影响。
（4）“R”模式下的大范围变化及频繁的反向调节
常规机组运行于AGC-R模式下，AGC控制系统发出的负荷指令大、范围变动频繁，如果为了响应K1变化率而提高速率设定值，会有一定效果，但势必加重汽温、压力调节的不稳定性。且AGC控制系统发出的负荷指令经常变向，由于前馈的作用加强了炉侧水煤风自动的扰动，不利于系统的稳定。
发明内容
本发明的主要目的是提供一种基于机炉解耦及变参调节的自动发电量控制方法，以便解决AGC控制系统和CCS控制系统之间由于负荷指令变动导致系统不稳定的问题。
为了完成上述目的，本发明提供了一种基于机炉解耦及变参调节的自动发电量控制方法，包括以下步骤：
S100：修改DEH控制系统，使得修改后的DEH控制系统能够接收AGC控制系统发送的功率指令，并且修改后的DEH控制系统能够调整汽轮机负荷；
S200：修改CCS控制系统，将CCS控制系统中的汽轮机功率控制器取消；
S300：根据步骤S100和步骤S200修改后，根据汽轮机负荷调整能力优化汽轮机的变负荷速率；
S400：设置主汽压偏差纠正回路、设置脉冲时间复位速率及机炉指令偏差大复位速率功能；
S500：在AGC控制系统与修改后的DEH控制系统之间的指令回路中增加数值修正模块，当数值修正模块接收到来自AGC控制系统的负荷指令发生变动后，数值修正模块将会在现有的调节死区数值的基础上叠加死区偏置值，当机组调整偏差归零并跨越修改后的调节死区值后，数值修正模块将会将叠加的死区偏置值进行归零操作。
优选的，在步骤S100中，还包括以下步骤：
S110：修改DEH控制系统中的PID控制参数，在原有PID控制参数的基础上，增加快速调节参数逻辑，其中PID控制参数切换条件逻辑为：当AGC控制系统发出的指令变化后，PID控制参数将正常调节参数切换为快速调节参数，待机炉跨越修改后的调节死区数值后，PID控制参数则调节为正常调节参数。
进一步优选的，确定机炉PID控制参数中的快速调节参数，是通过对修改后的DEH控制系统进行定值扰动试验获得。
更进一步优选的，死区偏置值是根据RTU控制系统及修改后的CCS控制系统对于负荷指令进行反复刷新调节死区数值确定的。
本发明的有益效果为：
本发明通过修改DEH控制系统和CCS控制系统，使得锅炉主控系统和汽轮机主控系统相分离，从而形成两个并列的指令回路，使得锅炉主控系统和汽轮机主控系统分别接收AGC控制系统下发的负荷指令，这样通过机炉自适应解耦回避锅炉调节大惯性硬性，并且使得机组适应“R”模式下的频繁反向调节。另外，本发明通过在AGC控制系统与修改后的DEH控制系统之间设置自动偏置逻辑，将死区偏置值叠加至AGC指令回路中，形成部分超调作用，从而克服了RTU系统刷新死区影响。
本发明通过机炉自适应解耦及修改后的DEH功率控制器变参调节、AGC控制系统中的指令回路中的数值修正模块引入，最大限度利用锅炉蓄热能力及汽轮机调节快速性，提高机组AGC调节性能，满足电网对电力供给侧快速响应的需求，使电网经济稳定运行。
具体实施方式
下面结合本发明实施例，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述。在下面的描述中阐述了很多具体细节以便于充分理解本发明，但是本发明还可以采用其他不同于在此描述的其它方式来实施，本领域技术人员可以在不违背本发明内涵的情况下做类似推广，因此本发明不受下面公开的具体实施例的限制。
本发明提供了一种基于机炉解耦及变参调节的自动发电量控制方法，包括以下步骤：
S100：修改DEH控制系统，使得修改后的DEH控制系统能够接收AGC控制系统发送的功率指令，并且DEH控制系统能够调整机负荷；
在本步骤S100中，还包括以下步骤：
S110：修改DEH控制系统中的PID控制参数，在原有PID控制参数的基础上，增加快速调节参数逻辑，其中PID控制参数切换条件逻辑为：当AGC控制系统发出的负荷指令变化后， PID控制参数将正常调节参数切换为快速调节参数，待机炉跨越需要调节的变化量后（即跨越修改后的调节死区值后），PID控制参数调节为正常调节参数。需要说明的是，确定机炉不同变负荷速率PID控制参数，是由对修改后的DEH控制系统进行定值扰动试验获得。而定值扰动试验则为通用的试验方法，因此，具体的试验过程在本实施例中不在详细赘述。
S200：修改CCS控制系统，将CCS控制系统中的汽轮机功率控制器（即DEH控制系统）取消。可知，通过步骤S200和步骤S100相结合，从而将汽轮机主控制系统和锅炉主控制系统形成两个并列的指令回路，即，汽轮机主控系统（即修改后的DEH控制系统）能够直接接收AGC控制系统发出的负荷指令，而锅炉主控制系统也是直接接收AGC控制系统的负荷指令。需要说明的是，修改前的CCS控制系统是英文 Coordination Control System的缩写，该修改前的CCS控制系统同时给锅炉控制系统和汽轮机控制系统发出指令，以达到快速响应负荷变化的目的，尽最大可能发挥机组的调频、调峰能力，稳定运行参数。而经过本申请修改后，修改后的CCS控制系统将不再向汽轮机控制系统发出协调指令。
S300：根据步骤S100和步骤S200修改后，根据汽轮机负荷调整能力优化汽轮机的变负荷速率；在调节时，由于汽轮机的反应相比于锅炉响应快，因此，需要对汽轮机负荷进行调整，使得汽轮机与锅炉的相对保持一致。在本步骤中，采用常规调节方式即可。
S400：设置主汽压偏差纠正回路、设置脉冲时间复位速率及机炉指令偏差大复位速率功能。在本步骤中，为了避免大负荷变动时机炉负荷不匹配，导致主汽压力偏离过大，因此设置主汽压偏差纠正回路、设置脉冲时间复位速率及机炉指令偏差大复位速率功能。在本步骤中，设置的主汽压偏差纠正回路、设置脉冲时间复位速率及机炉指令偏差大复位速率功能采用常规回路即可，可以根据实际情况进行设置。
S500：在AGC控制系统与修改后的DEH控制系统之间的指令回路中增加数值修正模块，当数值修正模块接收到来自AGC控制系统发出的负荷指令发生变动后，数值修正模块将会在现有的调节死区数值的基础上叠加死区偏置值，当机组调整偏差归零并跨越修改后的调节死区值后，数值修正模块将会将叠加的死区偏置值进行归零操作。需要说明的是，死区偏置值是根据RTU控制系统及CCS控制系统对于负荷指令、反复刷新调节死区数值确定的。
举例说明：当前机组运行在200MW，而200MW的调节死区值为±3.5MW（调节死区值为已知数值，该数值由操作员给出，也就是说，当前机组的运行区间在200±3.5 MW，高于203.5或者低于196.5，则会导致RTU控制系统与修改后的CCS控制系统之间的数据刷新），如果机组要向上跨过203.5MW后（本实施例以203.5MW举例说明），则可能会产生刷新死区的影响，造成RTU控制系统与修改后的CCS控制系统之间的数据刷新延迟，因此，在调节死区值的基础上填加一定的死区偏置值0.5MW（此数值可调节），则会避免这种刷新死区的影响。调节死区值可以认为是关键节点，在关键节点上设置一定的死区偏置值作为缓冲，便于机组运行电量在关键节点上不会出现刷新死区现象。等机组运行电量安全度过调节死区值后，机组运行电量即可平滑或平稳上升，直至遇到下一个作为关键节点的调节死区值，数值修正模块则继续作业。
也就是说，当AGC控制系统的负荷指令发生变动（例如，要将当前运行的200MW上升到300MW）后，此时，数值修正模块则在现有的调节死区值3.5MW基础上增加0.5MW的死区偏置值，即调节死区值将会由3.5MW变为4MW，使得调节死区值形成部分超调，而当机组的运行电量跨过204MW后，数值修正模块则将调节死区值中增加的死区偏置值0.5MW归零操作，使得调节死区值继续变更为原来的3.5MW，从而继续保证调节精度，这样就避免了刷新死区的影响。机组运行电量超过204MW后，机组运行电量继续上升（中间需要经过一定的磨合运行区间，从磨合区间则继续上升，详细过程在此不再赘述），直至机组运行电量逼近300MW。而当机组运行电量上升到接近296.5MW（300MW-3.5MW=296.5MW）区间时，数值修正模块则继续将调节死区值设置为3.5-0.5=3MW（也就是说，此时机组已经跨过下行的原有的调节死区值296.5MW），当机组的运行电量跨过297MW后，数值修正模块则将调节死区值继续调整为3.5MW，机组运行电量继续上升，当到达300MW时，机组停止上升。最后，使得机组在300±3.5MW之间运行，直至下一次AGC控制系统发出的符合指令变动。
而死区偏置值的确定，是根据RTU控制系统及修改后CCS控制系统对于负荷指令，反复刷新调节死区数值，不断实验不同的死区偏置值，从而得到对刷新死区影响较小的数值。
综上所述，本申请具有如下优点，分析如下：
（1）通过机炉自适应解耦回避锅炉调节惯性对K3、K1的影响
在现有技术中，CCS控制系统以汽轮机调正负荷，锅炉调整压力为基础，协调各分系统达到整体调整统一步调（此为现有技术中一般的CCS控制系统的工作原理），然而汽轮机控制系统调节快，锅炉控制系统响应慢，两者不能够达到一定的同步协调性，导致汽轮机的快速响应优势无法体现，如果直接加速率将会导致锅炉适应不了快速扰动，使得参数偏离。因此，功率变化快慢直接影响K3、K1值。本优化方案通过将CCS控制系统指令形成回路中的DEH控制系统的部分分离出来，将负荷变动速率分开控制，合理利用汽轮机变负荷快速性的优势。逻辑优化后，机炉负荷指令形成回路分离，锅炉控制系统、汽轮机控制系统实现同步接收操作员负荷速率限制，速率总体相同。其两者的区别在于锅炉侧全程按照操作员输入的负荷速率执行，汽机侧利用锅炉短期蓄热能力。在AGC控制系统发出的负荷指令变化后的初始阶段叠加死区偏置值，以达到快速跨越调节死区目的。而为避免大负荷变动时机炉负荷不匹配，主汽压力偏离过大，并设置主汽压偏差纠正回路、设置脉冲时间复位速率及机炉指令偏差大复位速率功能。在升降负荷过程中，如果机炉指令偏差大复位后，机炉会存在调节死区值的指令偏差，通过降低汽轮机速率变化以达到机炉平衡，并为下一次AGC控制系统发出的负荷指令变动留有余量。本申请加强了汽机初始阶段的负荷指令响应能力，较好提高了K3值，并辅助提高了K1值。如每单次AGC控制系统发出的负荷指令变化量较小，通过此优化辅助提高K1值效果更为明显，且实际锅炉调节速率未增加，有利于锅炉调节稳定。
（2）功率控制器的变参调节
PID控制参数调节三要素为稳定性、快速性、准确性，而DEH控制系统具备稳定性、准确性，快速性欠缺，如果单纯提高快速性，又会影响其稳定性，因此，本申请通过逻辑优化（即增加快速参数调节）实现变参数调节，在AGC控制系统发出的负荷指令变动初始阶段变化PID控制参数的比例、积分参数，增强作用，实现快速调节，初负荷调整完毕恢复原始PID控制参数，保持DEH控制系统稳定性，有效提高了K3值，辅助提高了K1值。
（3）在AGC控制系统发出的负荷指令回路增加数值修正模块克服RTU控制系统刷新死区影响
由于RTU控制系统中的数据传输刷新调节死区的影响，在AGC控制系统发出的负荷指令小范围波动时，虽然协调侧已经调整完毕，但存在有功功率传至电网不能跨越调节死区值的情况。本申请通过逻辑优化，在AGC控制系统发出的负荷指令变动后增加死区数值偏置值（可调整）叠加到数值修正模块中的调节死区值上，使调节回路变相产生小量超调，从而跨越调节死区。为了不影响调节精度，此死区偏置偏待跨出死区后自动复位清零，可继续保证调节精度。
显然，所描述的实施例仅仅是本发明的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
Claims (4)
1.基于机炉解耦及变参调节的自动发电量控制方法，其特征在于，包括以下步骤：
S100：修改DEH控制系统，使得修改后的DEH控制系统能够接收AGC控制系统发送的功率指令，并且修改后的DEH控制系统能够调整汽轮机负荷；
S200：修改CCS控制系统，将CCS控制系统中的汽轮机功率控制器取消；
S300：根据步骤S100和步骤S200修改后，根据汽轮机负荷调整能力优化汽轮机的变负荷速率；
S400：设置主汽压偏差纠正回路、设置脉冲时间复位速率及机炉指令偏差大复位速率；
S500：在AGC控制系统与修改后的DEH控制系统之间的指令回路中增加数值修正模块，当数值修正模块接收到来自AGC控制系统的负荷指令发生变动后，数值修正模块将会在现有的调节死区数值的基础上叠加死区偏置值，当机组调整偏差归零并跨越修改后的调节死区值后，数值修正模块将会将叠加的死区偏置值进行归零操作。
2.根据权利要求1所述的基于机炉解耦及变参调节的自动发电量控制方法，其特征在于，在步骤S100中，还包括以下步骤：
S110：修改DEH控制系统中的PID控制参数，在原有PID控制参数的基础上，增加快速调节参数逻辑，其中PID控制参数切换条件逻辑为：当AGC控制系统发出的指令变化后，PID控制参数将正常调节参数切换为快速调节参数，待机炉跨越修改后的调节死区数值后，PID控制参数则调节为正常调节参数。
3.根据权利要求2所述的基于机炉解耦及变参调节的自动发电量控制方法，其特征在于，确定机炉PID控制参数中的快速调节参数，是通过对修改后的DEH控制系统进行定值扰动试验获得。
4.根据权利要求3所述的基于机炉解耦及变参调节的自动发电量控制方法，其特征在于，死区偏置值是根据RTU控制系统及修改后的CCS控制系统对于负荷指令进行反复刷新调节死区数值确定的。
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| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
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| GR01 | Patent grant | ||
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