1、火电厂 AGC 性能优化满足电网两个细则要求的分析研究摘要：从 2010 年起电网按照华北区域发电厂并网运行管理实施细则（试行） 、 华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行） 及华北区域发电厂辅助服务及并网运行管理实施细则的有关修改条款文件（简称：两个细则）对并网发电厂进行管理。对于火电厂特别是老厂来说系统结构和设备性能难以满足两个细则的要求，AGC 性能偏差尤为突出。本文阐述了如何分析两个细则指标要求并以张家口发电厂为例进行系统结构优化着手提高 AGC 性能，来满足电网的调度要求。同时介绍了张家口发电厂在系统结构及设备改造过程中，如何通过试验对数据进行对比分析，来验证 AGC 性能的提
2、高。 关键词：火电厂；AGC（自动发电控制） ；性能优化；两个细则 中图分类号：TM6 文献标识码： A 华北电网于 2010 年起按照华北区域发电厂并网运行管理实施细则（试行） 、 华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行） 及华北区域发电厂辅助服务及并网运行管理实施细则的有关修改条款文件（简称：两个细则）对并网发电厂进行管理。两个细则的实施在有利于电网稳定的同时，对电厂特别是老厂设备的整体性能也是巨大考验。张家口发电厂从两个细则实施以来 8 个月被电网考核数额巨大。焦点主要集中在 AGC 调节性能方面。为此张家口电厂全面启动了两个细则 AGC调节性能的研究和改进。 1 对电厂 AGC
3、调节全流程进行分析，查找性能偏差原因 1.1 两个细则相关考核指标的分析 AGC 调节性能考核指标包括：K1(调节速率)，K2(调节精度)，K3(响应时间)，KP(调节性能综合指标)。其计算公式分别如下： 式中 Vij 是机组 i 第 j 次调节的调节速率（MW/分钟） ，PEij 是其结束响应过程时的出力（MW） ，PSij 是其开始动作时的出力（MW） ，TEij 是结束的时刻（分钟） ，TSij 是开始的时刻（分钟） ，Pdij 是第 j 次调节的启停磨临界点功率（MW） ，Tdij 是第 j 次调节启停磨实际消耗的时间（分钟） ，VNi 是机组 i 标准调节速率（MW/分钟） ，一般的
4、直吹式制粉系统的汽包炉的火电机组的标准调节速率为机组额定有功功率的 1.5%，张家口发电厂按 1.5%计算。 式中 Pij 为第 i 台机组在第 j 次调节的偏差量（MW） ，Pij（t）为其在该时段内的实际出力，Pij 为该时段内的设点指令值，TEij 为该时段终点时刻，TSij 为该时段起点时刻，调节允许的偏差量为机组额定有功功率的 1%。 式中 tij 为机组 i 第 j 次 AGC 机组的响应时间。是指 EMS 系统发出指令后，机组出力在原出力点的基础上，可靠地跨出与调节方向一致的调节死区所用的时间。火电机组 AGC 响应时间应小于 1 分钟。 式中衡量的是该 AGC 机组 i 第 j
5、 次调节过程中的调节性能好坏程度。实测机组月度调节性能指标 K1，K2，K3。采用 K1，K2，K3 参数进行分项单独考核，若参数大于设定值 1，考核电量为 0；若参数小于 1，按照参数大小进行考核。 同时对于机组参与 AGC 调节给与一定补偿费用，其计算公式如下： 日补偿费用DKpdYAGC 式中 D 为每日调节量的总和，Kpd 为机组当天的调节性能综合指标，YAGC 为 AGC 调节性能补偿标准，火电机组取 15 元/MW。 根据各项指标公式进行分析得出以下结论： 1）在调节过程中达到目标值所用时间越短，速率越快，K1 值越大于1。 2）K2 值是一个2 的数。在调节过程中偏差量越小，K2
6、 值越接近于2。 3） K3 值也是一个2 的数。在调节过程中跨出调节死区所用的时间越短，K3 值越接近于 2。 4）日补偿费用计算公式中，D 与 AGC 调节模式有关，受调度控制电厂无法干预；YAGC 为固定值；Kpd 受机组性能制约且数值越大补偿越多。总结以上分析：K1，K2，K3 三个值分别越大于 1 不仅不会被考核，而且会得到更多补偿；K1，K3 两个值与时间关系密切。所以从 AGC 调节时间入手提高 K1，K3 两个值，可达到明显改善 AGC 调节性能的目的。 1.2 张家口发电厂 AGC 调节流程分析 指令下行数据流：中调下发遥调指令到 NCS 系统的远动机，远动机对各机组的遥调指
7、令进行转换计算后以通讯报文形式通过串口发给各机组侧的 ADAM4024 模块，ADAM4024 模块根据报文指令输出 420mA 电流到DCS 系统，由 DCS 系统进行机组出力调节。流程图如下： 反馈上行数据流：机组出力改变后，功率值通过 SLC 测控装置采集，然后通过 FNET 网与 GATEWAY 网关控制器通讯，GATEWAY 以 232 串口方式将数据送至前置工控机处理。远动机从前置机获取遥测数据并上送给调度。流程图如下： 对 AGC 调节的全流程进行分析可看出： 1）从调度下发指令到接收到电厂反馈中间传输环节很多。 2）整个环节不是一个完整的闭环。即 DCS 判断是否调节到目标值的
8、判断依据是机组的有功功率变送器送给 DCS 的机组有功值，且采用三取中方式。而上传给调度的机组有功值是靠机组 NCS 交流采样装置采集的。存在数据不同源的问题。 对 NCS 测控装置的性能进行分析发现采集精度为 1,实际机组 CT 满值为 15000A，PT 满值为 20kV；则对应功率满值为 519.60MW。对应 1的采集精度，则死区值最大为 0.52MW。 我们对机组 DCS 协调进行逻辑优化后进行试验，得到 DCS 从接到指令到完成调节总共用时在 30 秒左右。以此推理在不考虑通道传输环节情况下 K3 值应达到 1.5 左右，可实际 K3 值刚刚接近 1，折算后对应通道传输环节耗费了
9、20 秒以上的时间。因此可以认为中间传输环节多、有功功率数据不同源（包括 NCS 测控装置死区）是造成 K1、K3 值低的原因，同时 NCS 和 DCS 之间的误差影响使 K2 值降低。 2 对系统结构及设备进行改造将影响性能偏差的因素消除 2.1 制定方案对系统结构及设备进行改造 根据设备现状及分析，张家口发电厂对 NCS 远动机进行了改造，改为新型 NSC300 远动机。新增 NSD500V 型 NCS 测控装置。改变原有的系统结构，减少数据传输的中间环节。 改造后指令下行数据流：中调下发遥调指令到 NCS 系统的远动机，远动机对中调指令进行光电转换后输出 420mA 电流到 DCS 系统
10、，由 DCS系统进行机组出力调节。流程图如下： 改造后反馈上行数据流：DCS 将机组的有功功率值以 4-20mA 摸拟量输出至 NSD500V 测控装置，经测控装置直接采集数据并转发给远动总控系统，总控系统直接将有功功率值上送至调度。流程图如下： 2.2 AGC 调节流程时间测试试验 改造完成后我们与网调进行联调试验，模拟实际运行中 AGC 调节过程，记录相关数据。试验步骤如下： 1）与网调核对 GPS 时钟的一致性，找到电厂侧与网调的时钟误差。并以网调侧时钟作为试验基准时钟。 2）在网调侧人工置数，在机组 DCS 侧记录收到调度指令的时间。 3）在机组 DCS 侧人工置数，在网调侧记录收到电
11、厂反馈数据时间。 4）对记录数据进行误差修正。整理后得到下表 调度 2.3 改造效果分析及结论 通过对时间测试数据分析，可以看出 AGC 指令由华北网调下发至 DCS的时间为 4 秒左右，DCS 反馈上传至华北网调的时间为 5 秒左右，整个远动系统双向传输时间为 9 秒左右。与此前通道传输环节耗费 20 秒以上的时间相比，传输环节所用时间大幅减少。原因主要是传输过程减少了 3个环节所致。因此 K1、K3 值能得到有效提高。 机组有功数据实现同源（机组的有功功率变送器送给 DCS 的机组有功值） ，消除 NCS 采集死区也对提高 K1、K3 值有利，消除 NCS 与 DCS 两个系统的误差对提高
12、 K2 值有利。 2010 年 9 月 10 日完成全部改造工作后对 10 日前后机组运行中 K 值统计对比如下表。其他机组因检修、停备或实验，数据不完整，只取5、6、8 号机数据。 9 月 10 日前后 K1 值： 9 月 10 日前后 K2 值： 9 月 10 日前后 K3 值： 通过试验数据对比可以看到，K3 值的提高幅度最为明显；K1 值有 2台机有明显提高，1 台机变化不大；K2 值有 1 台机有少量提高，2 台机变化不大。由于 K1，K2，K3 三个值都有不同程度的提高，可以确定 AGC 调节性能整体得到提高。按照公式 Kp 值提高幅度更为明显，得到的补偿也大幅提高。 3 结束语
13、本文主要阐述了火电老厂在系统结构和设备性能难以满足两个细则要求，AGC 性能偏差突出的情况下，如何在分析两个细则要求基础上，发现本厂存在的薄弱环节，并有针对性的进行设备改造。本文以张家口发电厂为例介绍了在系统结构及设备改造过程中，如何通过试验数据的对比分析，来验证改造效果，确认 AGC 调节性能的提高。其主要目的是本文所提出的工作思路对同类电厂能起到一个借鉴作用，能够为这些电厂扭转两个细则的不利局面提供一定帮助，并为电网稳定做出贡献。 参考文献 1 现代电网自动控制系统及其应用中国电力出版社周全仁 2 华北区域发电厂并网运行管理实施细则（试行） 、 华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行） 、 华北区域发电厂辅助服务及并网运行管理实施细则的有关修改条款华北电网有限公司电力电度通信中心 作者简介： 逯丽滨（1975-） ，男，河北省，大学本科，工程师，从事电厂继电保护工作。
