火电机组“两个细则”考核原因分析及改进措施

7、 主要设备热备用问题 升负荷，启动磨煤机、给水泵延时。 负荷指令频繁变化，主要辅机启动后，可能马上面临降负荷，为了避
免频繁启停设备，运行操作一般会有延时。
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03 AGC考核原因
8、 其他问题 燃烧控制不好导致水冷壁超温。 脱硝系统氨过喷严重，氨逃逸大，空预器堵塞严重，空预器前后差压
达到5KPa以上，严重制约机组带高负荷的能力。 等等。。。
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03 AGC考核原因
5、 测点测量不准确 （1）风量测量不准：包括磨煤机一次风量、锅炉二次风量，安装位置、 测量原理、设备可靠性等导致测量不准，使锅炉总风量自动、磨煤机一次 风量自动无法投入，影响机组变负荷能力。 （2）氧量测量不准：测量位置不具有代表性、未严格按照规定定期标定。 （3）煤量测量不准：中速磨- 未定期校验，或较准前后偏差较大 中储式- 给粉机转速折算煤量 双进双出磨- 入炉煤软测量不合理
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05 AGC改进措施
9、 锅炉侧控制逻辑优化
通过优化，解决炉膛负压、 送风等重要保护相关自动控 制系统调节品质差的问题， 为优化其他控制系统打好基 础。
修改现有稳定煤种品质与 磨一次风量、一次风压的配 比关系，进行参数重新整定， 并优化汽温调节参数。
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04 AGC改进措施
10 、凝结水节流变负荷技术
电厂侧接收电网下达的AGC指令，调整机组出力，满足电网调频要求。
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01 工作原理
2、 一次调频工作原理 一次调频是指当电网频率偏离额定值时，发电机组自主进行负荷调节，
频率下降时增加有功功率，频率上升时减小有功功率，使电网频率迅速回 到额定值范围的特性。
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01 工作原理
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02 “两个细则”考核办法
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03 AGC考核原因
6、 控制逻辑不能满足要求
电网考核越来越严格，原控制逻辑未进行相应优化或常规的AGC控制 方案不能满足要求，由于对大滞后被控对象无法找到有效的控制方法，机 组负荷的升、降速率仅在1%/min 左右，负荷调节精度差，机组的调峰、 调频能力差，无法满足电网对机组负荷的响应要求。
（3）一次调频的最大负荷限副：燃煤机组：额定负荷的±6- 8%；燃气机组为 ±10 %。 （4 ）一次调频响应特性：一次调频响应时间小于3 秒，一次调频的负荷调整幅 度应在15 秒内达到理论计算值的60 %，15 秒内达到理论计算值的90 % 。 （5）稳定时间：60 秒内机组实际出力与响应目标值的偏差值应在±5%内。
01 AGC和一次调频工作原理
01 工作原理
1、 AGC工作原理 自动发电控制(Automatic Generation Control ，AGC) ，电网侧根
据不断变化的用户电力需求，自动控制调频机组的出力，将电网频率维持 在50Hz 附近 ；
解决区域电网内短时间、随机性有功不平衡问题，控制电网频率及联 络线功率，主要包括煤电机组、燃气机组以及水电机组。
480 700
600
450
500
420
400
390
300
360
1 35 69 103 137 171 205 239 273 307 341 375 409 443 477 511 545 579 613 647 681 715 749 783 817
1 26 51 76 101 126 151 176 201 226 251 276 301 326 351 376 401 426 451 476 501 526 551 576 601 626 651
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04 AGC改进措施
04 AGC改进措施
1、 提高RTU 与DCS信号传输精度和刷新速度 （1） AGC指令有效调整范围进行高倍传输。
（比如：600MW 机组，调节范围40% -100%Pe ，放大5倍传输） （2）提高数据压缩系数为1或接近1。 （3）提高数据刷新频率（秒级）。
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04 AGC改进措施
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02 考核办法
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02 考核办法
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02 考核办法
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03 AGC考核原因
03 AGC考核原因
1、 RTU 与DCS信号传输精度 省调AGC指令在远动RTU柜与DCS系统间是使用4~20mA 信号进行
传输的，其存在传输误差，影响了负荷指令的精度； DCS实发功率反馈与RTU柜至省调功率反馈与上述信号独立，二者的
ps ：投入率kA 、调节速率k1、调节精度k2、响应时间k3四方面进行AGC 调节性能综合指标KP的实时统计。
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02 考核办法
AGC考核指标（发电侧）
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02 考核办法
一次调频指标ห้องสมุดไป่ตู้
（1）一次调频死区：火电机组死区控制在±0.033 Hz 。 （2）转速不等率：火电机组转速不等率不大于4- 5%（4- 6%）。
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03 AGC考核原因
3、 煤质变化大，控制系统煤种适应性差 在燃煤品质变化时(特别是掺烧后），煤种热值和制粉滞后有很大的变
化，控制系统缺乏自适应手段，燃料波动大，控制性能也随之变差，有时 为保证机组安全，只能采取降低变负荷率或手动运行等方式。
煤泥掺烧比例增大，给煤机出现堵煤、断煤现象频繁，影响机组安全 性和调节性能。
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04 AGC改进措施
8、 协调控制及相关回路的优化（DCS）
主要包括： 协调控制回路； 其他自动调节回路； 达到维持机组主要 参数相对稳定，机 组负荷响应满足电 网要求。
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04 AGC改进措施
8、 协调控制及相关回路的优化（DCS） 锅炉主控输出＝主汽压力闭环调节 ＋静态前馈（负荷- 煤量） ＋动态前馈（压力设定微分、压力偏差微分、变负荷前馈、 锅炉加速度、给水调节前馈等）
火电机组“两个细则”考核原因分析及改进措施
— 华电电力科学研究院有限公司 —
主讲人:许伟强 2020.4.24 中国·杭州
求是 务实 专业 纯粹
目录
01 AGC和一次调频工作原理 02 “两个细则”考核办法 03 AGC考核原因 04 AGC改进措施 05 一次调频考核原因 06 一次调频改进措施
按照KP排序确定调频电价补偿，KP越大， 补偿越高，KP越小，补偿越低。 ,
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02 考核办法
AGC考核指标（电网侧）
山 东 电 网 规 定 在 网 运 行 机 组 AGC 分 三 种 模 式 ， 即 AGC 正 常 模 式 —— R （PROPR）模式、AGC 支援模式—— A （SCHEA）模式、AGC 负荷跟踪模 式—— O（SCHEO）。“R”模式要求投入标准最高、补偿最高、对机组负荷 响应要求最高，只有机组AGC在投“R”模式时，才能免于电量考核，享受电量 奖励政策。
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04 AGC改进措施
6、 现场主要测点的治理（风量、氧量） 提升测量准确性、可靠性。 优化原一次风、二次风控制策略，进而保
证一次风、二次风、氧量控制可投入自动控制。
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04 AGC改进措施
7、 相关曲线设置合理 对一次风量设定曲线、一次风压设定曲线、总风量设定曲线、氧量设
定曲线、给水设定曲线、中间点过热设定曲线、滑压曲线等进行修改， 动态协同控制进入炉膛的燃料量、给水流量和总风量。
02 考核办法
AGC 各地电网“两个细则”考核办法（最新版） 考核用 DL／T 1210 - 2013 火力发电厂自动发电控制性能测试验收规程 DL／T 657 -2015 火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程 GB／T 31464 - 2015 电网运行准则
一次调频 各地电网“两个细则”考核办法（最新版）考核用 GB／T 30370 - 2013 火力发电机组一次调频试验及性能验收导则 DL／T 657 -2015 火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程 GB／T 31464 - 2015 电网运行准则
变负荷前馈分别还送至给水、一次风、二次风、减温水、烟气挡板等 控制回路，保证变负荷过程中合适的水煤比、风煤比，提高机组变负荷响 应能力及变负荷过程参数的稳定。
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04 AGC改进措施
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04 AGC改进措施
8、 协调控制及相关回路的优化（DCS） 汽机主控输入＝负荷设定（惯性环节）+ 一次调频+ 压力拉回
2、 DCS侧数据修正 （1） DCS数据进行偏差修正。 （2）机组的变负荷速率设定值应比电网考
核速率高出0.2 - 0.3%Pe/min 。
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04 AGC改进措施
3、 简化增减闭锁条件
为了加快对 AGC 指令 的响应速度与精度，对协 调控制系统的负荷闭锁逻 辑进行简化，仅保留燃烧、 给水等主要控制回路的触 发条件。
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02 考核办法
AGC考核指标（电网侧）
1、响应时间 2、调节速率 3、调节精度 4、投入率 5、退出
。。。
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02 考核办法
AGC考核指标（电网侧）
电网侧：1 1) 调节范围：40 / 50 %Pe- 100 %Pe 连续可调。 2)调节速率：包括升、降负荷速率。 直吹式汽包炉：≥1.5%Pe/min 中储式汽包炉：≥2.0%Pe/min 超临界定压运行机组：≥1.0%Pe/min 其他超临界机组：≥1.5%Pe/min 循环流化床机组：≥1.0%Pe/min 燃气机组：≥4.0%Pe/min 3)调节精度：静态偏差≯±0.5%Pe 4) 调节响应时间：火电机组< 60 s。 ,
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03 AGC考核原因
4、 现场调节性设备调节性能差 如：一次风机调节机构、送风机动叶调节机构、引风机静叶调节机构、
减温水调阀、喷氨调门、磨煤机一次风量调门等，因机械磨损和长期欠整 定，调节死区较大，调节精度不能满足投自动要求，相关自动回路未投入 或投入效果不好，影响到AGC投入后的调节效果。
部分设备调节速度快后，导致温度超限、振动增大、电流升高，影响 设备安全运行。
电网侧：2
标准调节速率 K1=2- 实际调节速率
实际调节精度 K 2=2- 标准调节精度
实际响应时间 K3=2- 标准响应时间
Ki, j p
K1i, j
K2i, j K3i, j
1) 调节速率：直吹式汽包炉：≥1.5%Pe/min 中储式汽包炉：≥2.0%Pe/min
2)响应时间< 60 s 3)调节精度< ±0.5%Pe
误差不能完全消除，又影响了送省调实发功率的精度。 电网调度统计的实际变负荷速率与机组侧数据存在负偏差。
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03 AGC考核原因
2、 指令频繁变化导致控制不稳定 机组正常AGC运行中，由于AGC指令的频繁反复变化（平均1～2分
钟），燃料、给水、送风等各控制量也大幅来回波动，AGC被迫退出。
（ 过热器管道、水冷壁热等应力反复调节变化，影响机组安全性。）
利用的是汽机回热／加热系统中蓄能的变化，是指机组变负荷时，在凝 汽器和除氧器允许的水位变化范围内，通过凝结水泵变频控制或除氧器水 位调节阀，动态调节凝结水流量，从而改变抽汽量，暂时获得或释放一部 分机组的负荷 。
机组加负荷时 ，主动减小凝结水流量 ，使经过低加并进入除氧器的冷 水量大幅减少，从而使原有的低加和除氧器抽汽量不足以全部凝结，并导 致抽汽淤积并返回部分抽汽回到低压缸做功，从而实现负荷的提升。
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04 AGC改进措施
4、 监测分析调节性能指标
（1）每月考核数据。 （2）定值扰动试验 （结合日常AGC指令 变化情况）。 （3）回路评估。
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04 AGC改进措施
5、 现场调节类设备的治理 （1）检修：通过检修，减小送风机动叶、磨煤机一次风门等设备的调节 调节死区，提升调节性能。 （2）更换：减温水调节阀芯及执行器、调节精度较高的执行器。
协调控制回路，长期未进行参数整定和回路优化，机组变负荷时，锅 炉动态加速功能明显不足，导致升降负荷时锅炉压力响应较慢，机组变负 荷能力不足，变负荷速率远远低于AGC的考核要求。
自动控制投入率低，协调控制系统及其子系统会出现控制不稳定，及 蒸汽温度、压力等关键指标波动大的情况
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03 AGC考核原因
汽机主控输出＝主汽压力闭环调节+ 变负荷前馈
PS:增加一次调频动作闭锁压力拉回回路功能，避免一次调频动作时因主汽 压力偏差增大而引起一次调频动作幅度不够的现象.
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04 AGC改进措施
给水控制
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04 AGC改进措施
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05 AGC改进措施
8、 协调控制及相关回路的优化（DCS） （1）磨煤机进口一次风量设定值修改为给煤机指 令经比例＋微分环节后作为热风挡板设定值，并采 用变负荷前馈量，优化风粉比函数，提高制粉系统 的响应速度，从而加快机组变负荷响应能力。 （2）为提高锅炉变负荷的响应速度，在燃料量改 变的同时迅速改变一次风机的出力，增加主汽压力 偏差对一次风压的修正，以提高燃料进入炉膛的速 度和主汽压力的快速响应。