提高66萬機組AGC和一次調頻性能的方法

趙漢成

（安徽電力股份有限公司 大唐淮南田家庵發電廠，安徽 淮南 232007）

0 前言

本人有幸被省調派遣到某省某電廠對該電廠進行系統調試，參與了該廠的66萬機組的全程調試工作，為此寫下調試管理過程中的一點心得體會。根據該省電網兩個辦法規定AGC機組的調節速率由電網調度機構能量管理系統（EMS）測定，調節速率必須達到1.5%額定容量/每分鐘，達不到要求的運行機組按每超過0.1%額定容量/每分鐘每天考核100元；AGC的調節精度由電網EMS系統，日平均調節精度必須達到0.5%額定容量，達不到要求的運行機組按每超過0.1%額定容量每天考核300元。一次調頻要求：45秒平均調節速率必須達到2%額定容量，達不到要求的運行機組每超過0.1%額定容量/每分鐘每天考核100元。按照此要求計算每月的考核費用是筆不小的開支。

1 提高AGC和一次調頻性能的方法

針對如此嚴格的指標考核要求，熱控專業人員集思廣益，共同研究改善AGC和一次調頻性能參數，不斷提高該廠機組AGC和一次調頻性能使其滿足電網的要求。

1.1 校準AGC負荷指令和負荷反饋信號，提高調節精度

要提高機組的負荷調節速率，其首要前提是要確保機組接收的負荷指令與電網調度指令的一致，否則，再高的調節速率也于事無補。因此我們的第一步工作便是校準AGC負荷指令信號，具體在如下兩個方面落實。

在AGC系統中，先由電網調度EMS系統通過微波送至電廠側遠動RTU，再由RTU通過硬接線送至機組DCS系統，期間傳送距離遠、環節多，同時信號經過模擬量及數字量的轉換，極易引起 指令信號的偏差，我們仔細檢查了RTU與DCS系統之間的傳輸電纜，確保電纜屏蔽的可靠性;在AGC閉環聯調試驗前，先進行AGC離線調試，即在電網調度EMS系統與電廠側遠動RTU、AGC接口裝置及DCS系統之間進行AGC信號調試，確保各系統之間的指令信號快速、準確、可靠 。這樣的調整，特別是調度負荷指令，由電網調度EMS主機發出的機組期望出力指令值，即“調度負荷指令”，使兩者之間的偏差不大于1MW，且為線性關系。AGC調節精度有了一定的提高。

該省電力調度自動化處提出為適應兩個細則和頒發的新版發電企業考核辦法，電廠應保證機組實際出力偏差（電廠DCS中的實際出力與省調EMS中實際出力的差值）和AGC負荷指令偏差（電廠DCS中的AGC負荷指令與省調EMS中的AGC負荷指令的差值）的差值絕對值不超過1MW，機組AGC調節上限及下限的偏差絕對值不超過2MW，機組AGC調節速率偏差的絕對值不超過0.1%額定出力/MIN。結合對其他電廠的調研情況，該廠DCS中的發電機有功是由繼保的三個功率變送器輸出的4-20mA信號進行三取中得到的，而調度EMS系統中的發電機有功是由交流采樣裝置得出的數據直接上傳得到的，此發電機有功功率數據不同源，就造成電廠DCS和調度EMS中的發電機有功數值存在偏差，影響AGC的性能。通過繼保專業和熱工專業人員經過認真討論，本著保證設備安全穩定運行和對現有自動化系統、DCS系統改動最少的原則，確定了技術方案。利用機組檢修機會將熱工DCS中經過三取中得出的發電機有功數據通過AO卡件輸出至NCS系統，由遠動系統將此數值上傳至省調EMS，NCS交流采樣得出的發電機有功數值不再上傳調度，在NCS后臺中保留。同時將熱工與遠動系統之間的進行精度校驗。解決發電機有功同源并對熱工與繼保遠東系統傳遞的8個模擬量通道數據全部進行通道精度校準。

1.2 規范運行人員參數調節，提高負荷變化率設定值

以前原該廠運行人員AGC調節速率設定值一班為6MW，按照機組額定容量為660MW，要達到1.5%額定容量/每分鐘的要求，理論負荷設定變化率應達到10MW/每分鐘，由于AGC指令要經過速率限制后才輸入到機主控，且控制系統存在延遲，6MW的設定速率遠遠達不到要求，建議運行人員將實際設定置大于10MW/每分鐘，經過努力，從源頭上保證了1.5%額定容量/每分鐘的要求。

1.3 對調節系統參數進行優化和試驗，提高汽機的響應速率

減少AGC指令在協調控制系統負荷指令處理回路中的延遲時間。AGC指令在進入協調控制系統負荷指令處理回路經負荷高低限幅，負荷變化率限制和指令增減閉鎖經過一段延時作為協調控制系統負荷控制指令進入汽機主控和鍋爐主控邏輯來協調汽機和鍋爐響應外界負荷的變化，通過減小AGC指令在負荷指令處理回路的延遲時間，在經過負荷高低限幅，負荷變化率限制和增減閉鎖后直接進入汽機和鍋爐主控邏輯，提高了汽機和鍋爐的響應時間；放寬限制汽機調門動作的壓力波動允許值。機組在響應外界AGC指令變化時會造成機前壓力的波動，當機前壓力與設定值偏差大于一定值時就會限制汽機調門動作來穩定汽壓，由于限制汽機調門動作對機組AGC性能產生很多的影響，降低了機組的AGC性能。現將此壓力偏差值由1MPa放大到1.5MPa。同時對汽機主控前饋作用也進行了適當的加強。

1.4 降低壓力參數偏差，提高燃料響應速度

機組正常運行中，協調控制系統工作在爐跟機方式下，汽機主控收到負荷變化指令后 迅速調節汽機調門開度，引起蒸汽流量變化，從而使機組負荷接近目標負荷；同時汽機調門的動作會導致機前壓力的偏離，此時利用鍋爐的蓄能及燃料的變化來控制壓力。該廠采用北重廠生產的正壓直吹式中速磨，從煤量指令變化到實際入爐煤量變化有1.5分鐘左右的遲延，而燃煤在爐膛燃燒產生熱量引起主汽壓力變化又有遲延,如負荷調節速率設定值較高，汽機進行負荷調節時往往會引起機前壓力偏差大，發出閉鎖信號閉鎖負荷調節，從而影響負荷的調節速率。因此，在DCS協調控制系統中，從提高燃料的響應速度入手，來實現高負荷調節速率下壓力的穩定。具體舉措如下：修改燃料調節器，優化調節器的前饋及調節參數，加強鍋爐的動態前饋作用，由于鍋爐發熱量的改變有較大的遲延和慣性，為了提高機組負荷響應速率，通過適當加強鍋爐指令的動態前饋，改善機組AGC的調節性能；校準熱量信號，提高燃料主調節器輸出的準確性;優化磨煤機一次風量控制，提高入爐煤量響應速度。

1.5 調整汽機調門重疊度曲線，消除負荷不靈敏區

在爐跟機協調控制方式下，CCS汽機主控作為負荷控制器，將負荷指令和實際負荷進行比較后，輸出汽機指令送至DEH系統來控制調門開度。該廠的DEH系統在正常運行中，投運順序閥控制，最終調門輸出在末級伺服卡內實現閉環控制，所以DEH系統也可被看作協調控制系統中的一個調節機構，CCS輸出的汽機指令就是調門指令。在機組變負荷運行中，發現在升負荷時經過500MW負荷時，機組變負荷速率會降低，經過此段后負荷又能正常上升（降負荷亦然）。經觀察，在此負荷段，CCS汽機指令從69%加至73%，#1～#2高調門由80%至全開且波動較大，而#3調門略有開度，據此，判斷汽機調門的重疊度不好。此時因主汽通流增加量有限，導致負荷上升緩慢且容易產生波動。 針對上述情況，聯系電科院對3號機機組進行了高調門流量特性試驗，根據試驗測量數據，繪制了調門開度與流量的特性關系曲線，并在兼顧經濟型和調節特性的基礎上，給出了調門重疊度。經過這個調整，消除了此負荷段的不靈敏區，提高 了AGC整體的負荷調節相應速率。

1.6 積極探索先進控制理念，實現一次調頻DEH與協調聯合調整

一次調頻只在DEH側引入，在DEH一次調頻功能投入后，如果有頻差出現時，一次調頻因子直接疊加在DEH的有功功率的給定值上，通過調節DEH的調門使機組有功功率快速響應一次調頻的需求。但是如果此時協調控制系統投入，協調控制系統的負荷給定值沒有改變而機組有功功率發生了變化，協調控制系統的功率控制回路就會發出和一次調頻作用方向相反的汽輪機調門指令，不僅從一定程度上抵消了一次調頻的效果，而且對于協調控制系統相當于增加了外部擾動量。對于調控制系統和DEH遙控指令是通過模擬量傳輸的，由于DEH的調門變化速率不受限制，不僅將一次調頻效果馬上抵消，而且容易引起協調控制系統振蕩，從而降低協調控制系統的穩定性。為使一次調頻達到最佳的調節效果，將一次調頻因子引入協調控制系統的負荷給定值回路，實現DEH與協調聯合調整。根據機組的實際情況正確合理地設置一次調頻參數，DEH和協調控制系統就能夠共同完成一次調頻功能，而不會對控制系統的穩定性造成影響。且我們優化協調控制機主控前饋調節系數，改變控制策略將一次調頻參數系數直接作用于閥門輸出端，使一次調頻動作速率大幅度提高。通過多項舉措，實現電網對一次調頻的調節速率必須達到2%額定容量要求。