提高66万机组AGC和一次调频性能的方法

提高66万机组AGC和一次调频性能的方法
【摘要】为了满足某省电网“两个细则”的要求，在保证机组安全性的前提下，对协调控制系统的AGC自动发电控制（Automatic Generation Control）和一次调频的控制结构和控制方法需要进行相应的改进，为该厂争取一定的经济利益。

对协调控制系统的AGC 和一次调频内部参数深入研究与探讨，总结经验积极改进达到该省电网指标要求。

【关键词】协调控制；AGC；一次调频；方法
0 前言
本人有幸被省调派遣到某省某电厂对该电厂进行系统调试，参与了该厂的66万机组的全程调试工作，为此写下调试管理过程中的一点心得体会。

根据该省电网两个办法规定AGC机组的调节速率由电网调度机构能量管理系统（EMS）测定，调节速率必须达到1.5%额定容量/每分钟，达不到要求的运行机组按每超过0.1%额定容量/每分钟每天考核100元；AGC的调节精度由电网EMS系统，日平均调节精度必须达到0.5%额定容量，达不到要求的运行机组按每超过0.1%额定容量每天考核300元。

一次调频要求：45秒平均调节速率必须达到2%额定容量，达不到要求的运行机组每超过0.1%额定容量/每分钟每天考核100元。

按照此要求计算每月的考核费用是笔不小的开支。

1 提高AGC和一次调频性能的方法
针对如此严格的指标考核要求，热控专业人员集思广益，共同研究改善AGC 和一次调频性能参数，不断提高该厂机组AGC和一次调频性能使其满足电网的要求。

1.1 校准AGC负荷指令和负荷反馈信号，提高调节精度
要提高机组的负荷调节速率，其首要前提是要确保机组接收的负荷指令与电网调度指令的一致，否则，再高的调节速率也于事无补。

因此我们的第一步工作便是校准AGC负荷指令信号，具体在如下两个方面落实。

在AGC系统中，先由电网调度EMS系统通过微波送至电厂侧远动RTU，再由RTU通过硬接线送至机组DCS系统，期间传送距离远、环节多，同时信号经过模拟量及数字量的转换，极易引起指令信号的偏差，我们仔细检查了RTU 与DCS系统之间的传输电缆，确保电缆屏蔽的可靠性；在AGC闭环联调试验前，先进行AGC离线调试，即在电网调度EMS系统与电厂侧远动RTU、AGC 接口装置及DCS系统之间进行AGC信号调试，确保各系统之间的指令信号快速、准确、可靠。

这样的调整，特别是调度负荷指令，由电网调度EMS主机发出的机组期望出力指令值，即“调度负荷指令”，使两者之间的偏差不大于1MW，且为线性关系。

AGC调节精度有了一定的提高。

该省电力调度自动化处提出为适应两个细则和颁发的新版发电企业考核办法，电厂应保证机组实际出力偏差（电厂DCS中的实际出力与省调EMS中实际出力的差值）和AGC负荷指令偏差（电厂DCS中的AGC负荷指令与省调EMS 中的AGC负荷指令的差值）的差值绝对值不超过1MW，机组AGC调节上限及下限的偏差绝对值不超过2MW，机组AGC调节速率偏差的绝对值不超过0.1%额定出力/MIN。

结合对其他电厂的调研情况，该厂DCS中的发电机有功是由继保的三个功率变送器输出的4-20mA信号进行三取中得到的，而调度EMS系统中的发电机有功是由交流采样装置得出的数据直接上传得到的，此发电机有功功率数据不同源，就造成电厂DCS和调度EMS中的发电机有功数值存在偏差，影响AGC的性能。

通过继保专业和热工专业人员经过认真讨论，本着保证设备安全稳定运行和对现有自动化系统、DCS系统改动最少的原则，确定了技术方案。

利用机组检修机会将热工DCS中经过三取中得出的发电机有功数据通过AO卡件输出至NCS系统，由远动系统将此数值上传至省调EMS，NCS交流采样得出的发电机有功数值不再上传调度，在NCS后台中保留。

同时将热工与远动系统之间的进行精度校验。

解决发电机有功同源并对热工与继保远东系统传递的8个模拟量通道数据全部进行通道精度校准。

1.2 规范运行人员参数调节，提高负荷变化率设定值
以前原该厂运行人员AGC调节速率设定值一班为6MW，按照机组额定容量为660MW，要达到1.5%额定容量/每分钟的要求，理论负荷设定变化率应达到10MW/每分钟，由于AGC指令要经过速率限制后才输入到机主控，且控制系统存在延迟，6MW的设定速率远远达不到要求，建议运行人员将实际设定置大于10MW/每分钟，经过努力，从源头上保证了1.5%额定容量/每分钟的要求。

1.3 对调节系统参数进行优化和试验，提高汽机的响应速率
减少AGC指令在协调控制系统负荷指令处理回路中的延迟时间。

AGC指令在进入协调控制系统负荷指令处理回路经负荷高低限幅，负荷变化率限制和指令增减闭锁经过一段延时作为协调控制系统负荷控制指令进入汽机主控和锅炉主控逻辑来协调汽机和锅炉响应外界负荷的变化，通过减小AGC指令在负荷指令处理回路的延迟时间，在经过负荷高低限幅，负荷变化率限制和增减闭锁后直接进入汽机和锅炉主控逻辑，提高了汽机和锅炉的响应时间；放宽限制汽机调门动作的压力波动允许值。

机组在响应外界AGC指令变化时会造成机前压力的波动，当机前压力与设定值偏差大于一定值时就会限制汽机调门动作来稳定汽压，由于限制汽机调门动作对机组AGC性能产生很多的影响，降低了机组的AGC性能。

现将此压力偏差值由1MPa放大到1.5MPa。

同时对汽机主控前馈作用也进行了适当的加强。

1.4 降低压力参数偏差，提高燃料响应速度
机组正常运行中，协调控制系统工作在炉跟机方式下，汽机主控收到负荷变化指令后迅速调节汽机调门开度，引起蒸汽流量变化，从而使机组负荷接近目
标负荷；同时汽机调门的动作会导致机前压力的偏离，此时利用锅炉的蓄能及燃料的变化来控制压力。

该厂采用北重厂生产的正压直吹式中速磨，从煤量指令变化到实际入炉煤量变化有1.5分钟左右的迟延，而燃煤在炉膛燃烧产生热量引起主汽压力变化又有迟延，如负荷调节速率设定值较高，汽机进行负荷调节时往往会引起机前压力偏差大，发出闭锁信号闭锁负荷调节，从而影响负荷的调节速率。

因此，在DCS协调控制系统中，从提高燃料的响应速度入手，来实现高负荷调节速率下压力的稳定。

具体举措如下：修改燃料调节器，优化调节器的前馈及调节参数，加强锅炉的动态前馈作用，由于锅炉发热量的改变有较大的迟延和惯性，为了提高机组负荷响应速率，通过适当加强锅炉指令的动态前馈，改善机组AGC 的调节性能；校准热量信号，提高燃料主调节器输出的准确性；优化磨煤机一次风量控制，提高入炉煤量响应速度。

1.5 调整汽机调门重叠度曲线，消除负荷不灵敏区
在炉跟机协调控制方式下，CCS汽机主控作为负荷控制器，将负荷指令和实际负荷进行比较后，输出汽机指令送至DEH系统来控制调门开度。

该厂的DEH 系统在正常运行中，投运顺序阀控制，最终调门输出在末级伺服卡内实现闭环控制，所以DEH系统也可被看作协调控制系统中的一个调节机构，CCS输出的汽机指令就是调门指令。

在机组变负荷运行中，发现在升负荷时经过500MW负荷时，机组变负荷速率会降低，经过此段后负荷又能正常上升（降负荷亦然）。

经观察，在此负荷段，CCS汽机指令从69%加至73%，#1～#2高调门由80%至全开且波动较大，而#3调门略有开度，据此，判断汽机调门的重叠度不好。

此时因主汽通流增加量有限，导致负荷上升缓慢且容易产生波动。

针对上述情况，联系电科院对3号机机组进行了高调门流量特性试验，根据试验测量数据，绘制了调门开度与流量的特性关系曲线，并在兼顾经济型和调节特性的基础上，给出了调门重叠度。

经过这个调整，消除了此负荷段的不灵敏区，提高了AGC整体的负荷调节相应速率。

1.6 积极探索先进控制理念，实现一次调频DEH与协调联合调整
一次调频只在DEH侧引入，在DEH一次调频功能投入后，如果有频差出现时，一次调频因子直接叠加在DEH的有功功率的给定值上，通过调节DEH 的调门使机组有功功率快速响应一次调频的需求。

但是如果此时协调控制系统投入，协调控制系统的负荷给定值没有改变而机组有功功率发生了变化，协调控制系统的功率控制回路就会发出和一次调频作用方向相反的汽轮机调门指令，不仅从一定程度上抵消了一次调频的效果，而且对于协调控制系统相当于增加了外部扰动量。

对于调控制系统和DEH遥控指令是通过模拟量传输的，由于DEH的调门变化速率不受限制，不仅将一次调频效果马上抵消，而且容易引起协调控制系统振荡，从而降低协调控制系统的稳定性。

为使一次调频达到最佳的调节效果，将一次调频因子引入协调控制系统的负荷给定值回路，实现DEH与协调联合调整。

根据机组的实际情况正确合理地设置一次调频参数，DEH和协调控制系统就能够共同完成一次调频功能，而不会对控制系统的稳定性造成影响。

且我们优化协调控制机主控前馈调节系数，改变控制策略将一次调频参数系数直接作用于阀门输出端，使一次调频动作速率大幅度提高。

通过多项举措，实现电网对一次调频的调节速率必须达到2%额定容量要求。