火电厂AGC系统综述

火电厂AGC系统综述............................................................................................
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作者：沙角发电总厂郑扬帆
摘要：
一、前言
随着电力事业的快速发展，自动发电控制(AGC)已成为实现电网经济优化运行的重要一步，也是电力技术向高层次发展的必然趋势。

为此，广东电网近年来正积极开展AGC的投入工作。

自动发电控制是现代电网控制的一项基本和重要功能，是建立在电网高度自动化的能量管理系统(EMS)与发电机组协调控制系统(CCS)间闭环控制的一种先进的技术手段。

实施AGC可获得以高质量的电能为电力的供需实时平衡服务，可以提高电网运行的经济性，降低运行人员的劳动强度。

在发电侧电力走向市场的今天，有必要在火电厂建立厂级实时监控系统，进行AGC分层控制，以实现在向社会提供优质电能服务的同时，提高电网及电厂—的经济性。

电网调度自动化的一个重要任务是，实时监视电力系统频率的波动并随时调整发电机出力，使系统功率总量始终维持在平衡状态。

AGC是指发电机组的CCS系统根据调度中心EMS系统AGC软件计算结果输出的Set—point指令，自动调节发电机出力，维持电网频率和区域联络线交换功率在规定范围内。

但在AGC实际实施过程中，鉴于部分电网AGC容量匮乏，也有采用调功装置进行控制的模式(开环或闭环)。

本文将针对目前电网AGC普遍的运行状况，结合电力系统频率波动特性，分析火电厂AGC功能控制的应用。

我厂经过对原CCS系统和AGC系统接口进行某些组态修改，施工调试，于1998年首批将我省首台200MW机组的AGC系统投运成功，从而为后继电厂AGC工作的全面展开与投运提供了参考经验。

AGC系统投入的前提条件是机组协调控制系统CCS必须正常运行，这是AGC方式能否有效投入的关键因素。

二、AGC控制分类
1．频率波动分类和AGC控制
电力系统频率的波动，根据其周期长短和幅值大小，可分为以下3类：
A类：频率波动的周期在10s至3min，幅值在0.05～0.5Hz之间，主要由冲击负荷变动引起，是电网AGC的主要调节对象。

对于这类频率波动，有关技术规程根据控制区域装机容量或最大负荷的大小，规定了频率偏差允许的波动范围。

B类：频率波动的周期在3min至20min之间，幅值较大，主要由生产、生活和气候变化等因素引起。

对这类频率波动，现在主要由EMS系统的超短期负荷预报软件进行控制。

C类：频率波动的周期在10s之内，幅值在0.025Hz以下，由于幅值小、周期短，EMS不对其进行控制，而由机组的一次调频进行调节。

2. 负荷预测
负荷预测是利用历史数据预测未来一段时间内的负荷值，根据其预测时间的长短，分为超短期、短期和中长期。

与AGC配套使用的是15min的超短期负荷预报(SSLF)。

SSLF采用基于指数平滑模型的预测方法，使其预测值准确、快速，预测精度可达98％以上。

现电网应用软件实用化考核中规定，短期负荷预报(SLF)的准确率为94.5％以上，对SSLF暂时没作考核规定。

3．AGC控制指令
AGC控制指令由控制基荷分量(对应B类频率波动)和调节毛刺分量(对应A类频率波动)两部分组成。

如果全网所有机组都严格按照调度中心的EMS系统每15min下达的SSLF实时计划曲线发电，则可减少全电网总的调节分量和相应的AGC机组数量以及避免机组频繁降负荷，保证电网供需平衡和电能质量。

三、AGC系统构成与模式
1．AGC系统构成
如图1所示，中调的调试指令经中间处理单元RTU与电厂单元机组DCS相连，其中包括AGC负荷指令、机组负荷上下限和AGC方式信号。

中调侧的AGC负荷指令信号形式可分为：(1)阶跃负荷指令信号(即分段平台指令)；(2)斜坡负荷指令信号(按直线或近似直线规律平稳地渐变)；(3)动态曲线负荷指令信号。

AGC负荷指令产生方式一般可分为：
．按电网负荷变化规律预测进行自动高峰调配；
．按电网周波瞬时偏差及累计偏差进行调配；
．按不同类型电厂(如火电厂、水电站等)的社会经济效益进行优化负荷调配；
．按同一电厂各种负荷下的运行方式对机组效率及厂用电的影响进行优化负荷分配；
．竞价上网时，按市场效益规则及安全因素进行调配；
．按加权综合因素调配；
．紧急情况下的处置及手动调配。

电厂负荷控制系统的信号示意图见图2。

中调侧的AGC信号或电厂侧自动负荷调整信号ALR，经负荷控制方式信号MODE切换进入负荷变化率控制通道，再进行上下负荷幅值限制，进入机组RUNBACK功能通道，然后送至汽轮机电调系统及锅炉各自动控制系统。

当采用AGC方式时，机组负荷信号反馈至PID调节器，并使其输出跟踪反馈输入，从而实现ALR负荷指令的无扰切换。

而AGC负荷信号的自动跟踪功能，需在中调自动调度系统中加以实现。

我厂的AGC自动控制系统具有如下特点：
（1）中调自动发电控制方式（AGC）时，负荷调节范围为50%~100%MCR；
（2）电厂自动负荷调整方式（ALR）时，不投助燃油负荷调节范围为25%~100%MCR；
（3）机组自动控制中具有完善的安全保护措施，与电厂相连的中调自动调度系统故障不会对电厂机组的安全产生影响。

2．现有火电厂AGC模式
目前电网中运行的火电机组大部分是按带基荷设计的，机组的基础自动化薄弱。

就全国21000多万千瓦火电总装机而言，调频机组的数量及可调容量普遍不足，尤其在水电很少或无水电的省市更为严重。

作为AGC实时控制的补充，有关网省局应用SLF软件向电厂下达次日48点或96点发电计划曲线，采用调功装置使机组按中调给定的日计划曲线发电，并应用SSLF随时向电厂发送修改曲线指令，起到辅助调节作用。

现运行机组中没有CCS系统而用调功装置取代的即属于这种模式。

在机组运行方式上，从电网控制角度出发，炉随机方式在出力变化的灵敏性方面优于机随炉方式；但从电厂机组运行稳定性看，机随炉方式又优于炉随机方式。

由于目前大部分电厂的机组按基荷设计，因此机组基本控制模式一般设置在对电网负荷控制不利的机随炉方式，即锅炉控制功率，汽轮机控制压力。

近年来，引进型国产机组投入运行，普遍采用DCS，实现了EMS直接控制到机组的模式。

但在机组DCS控制系统的设计中，只对运行中磨煤机负荷率进行控制，不能做到跟踪锅炉负荷变化对磨煤机进行启停控制。

同样对给粉机也只是控制转速，不控制启停。

当需要启停磨煤机或给粉机时，为避免引起负荷突变，有时就暂时退出AGC。

目前，火电机组参加电网AGC的模式一般有3种：
(1)对不具备调节能力的老机组及中小型机组，按调度中心前一日下发的发电曲线进行小时级的负荷调节；
(2)对配置调功装置的机组，由EMS的SSLF软件输出实时计划曲线发送至电厂调功装置，再由调功装置分配到各台机组，进行15min周期的自动调节；
(3)对具有完善CCS控制系统、自动调节性能好的机组，由EMS直接控制到机组，进行8～12s周期的调节。

四、结束语
电网AGC自动发电控制方式在我厂成功实现的探讨，为将来电网全面开展自动调度积累了一定的经验并提供了参考。

电网优化运行及自动调度作为发展方向，将与电厂自动控制系统建立越来越紧密的联系，这也是实现真正即时在线竞价上网的必经之路。

随着电网AGC机组总容量不断扩大和火电厂厂级实时监控系统的逐步设立，可实现电网AGC分层控制。

对应于电力系统频率的不同波动特性，电网调度中心的EMS系统可分别采用直接控制到机组CCS系统和控制到电厂SIS系统方式来实现AGC。

积极推行在火电厂SIS系统中应用EMS超短期负荷预报修正的发电计划曲线，来合理安排厂内各台机组发电，以减少电网AGC机组容量和AGC机组调节幅度、以及不必要的负荷上下波动，提高电厂运行的稳定性和经济性。

新建火电厂的厂级SIS系统应与机组级的DCS 进行一体化设计，以保证火电厂全厂自动化系统软硬件接口标准化和控制命令的快速响应。