摘要：随着新能源装机规模的不断扩大，电网对火电机组AGC响应速度和调峰能力的要求也越来越高，同时电网《两个细则》的考核力度也越来越大。火电机组协调控制系统是否具备良好的控制水平是机组AGC功能正常投运建立的基础。AGC控制系统承担着协调锅炉、汽机侧各系统以及响应调度中心负荷指令的重要任务，它是连接单元机组与电网之间的枢纽，其控制性能和效果对机组运行的安全性、稳定性、经济性和电网有功调节水平有直接影响，因此火电机组能否全时段投运AGC对发电企业有着重大影响。
关键词：AGC可用率；负荷控制下限；闭锁减逻辑
一、青海电网投运AGC的原因
我省正在创建绿色能源示范省，预计到2020年，青海省新能源装机总规模将突破2000万千瓦，占全省电源总装机容量的53%。但由于新能源机组受天气变化及日照强度和时间的影响较大，因此火电机组为了担负起电网调峰的任务，为保证电网安全、经济、稳定运行，维持电力系统发电功率与用电负荷间平衡，电网对机组负荷的响应的时间、速度、准确度都有很高的要求。因此电网《两个细则》要求全国容量50MW及以上水电机组或水电厂应具有AGC功能，在投入商业运营前应与调度机构的EMS系统进行联调，满足电网对机组的调整要求。
二、投运AGC对火电机组的影响
AGC能够长时间投入对AGC的可用率考核起到了关键作用，电网《两个细则》中对可用率考核：要求并网机组AGC月可用率应达到98%，每降低1%按0.5分/万千瓦考核。计算公式：AGC可用率=（AGC可用小时数/机组并网小时数）*100%，由此可见，火力发电企业的效益和AGC的可用率挂钩，因此在我省新能源装机容量不断增大，而电网对火电机组的调峰也随之加强的形势下，若要赢得企业效益，必须提高机组AGC的可用率。使电网下达低负荷指令时，机组AGC不被退出。
三、电网AGC可用率考核的问题分析
随着青海新能源装机容量的不断增加和国家经济结构调整等的情况，火电机组负荷率在迎峰度夏期间呈现较差局面，对于135MW机组，中调负荷每月要求平均低于75MW，而机组的自动控制中，若负荷低于75MW，电网AGC则被自动退出。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆电网深度调峰力度在不断增大，现在实施的新规规定深度调峰能力由原来的55%降到50%，135MW机组负荷下限由原来的74.25MW降至67.5MW。在国家大力支持新能源机组发电上网的将来，深度调峰的负荷下限值还将更低，调峰时间也随之更长，135MW机组若还以75MW为AGC投入下限为标准运行，就会严重影响机组AGC投入率，加大电网对企业的考核。以电网深度调峰时间为平均每日7小时计算，火电企业将来每日因电网深度调峰而退出AGC的时间为7小时，每月按三十日计算，AGC的月可用率则被降低29.17%，除去2%不被考核的分数，每月可用率将有27.17分的的考核，相当于电网每月考核36.45万元(双机)。这严重影响企业效益，因此，提高AGC的可用率是当前首要工作。
四、降低AGC可用率考核的实施方案
1、修改AGC负荷设定下限：
机组控制逻辑中，如果AGC的负荷指令小于负荷下限的设定值（75MW）， 在深度调峰或在低负荷运行工况下，AGC无法投入运行，可用率则下降。针对此问题，对此控制逻辑进行修改，因为电网现在要求深度调峰试验的最低负荷为67.5MW，而且2017年全年平均负荷率均最低为60.9MW，因此我们研究的具体措施为将最小负荷限制修改为54MW。修改之后无论是低负荷运行还是在电网深度调峰期间都无需退出AGC。
2、对闭锁减逻辑的修改：
火电厂投入AGC的前提是协调控制的投入，闭锁增/减是协调控制不可分割的一部分，AGC负荷下限修改至54MW以后，闭锁减的控制逻辑中给水流量、燃料量、主汽压力的下限都是以负荷为75MW而设定的，因此即便中调负荷下发低于75MW的负荷指令，但实际的燃料量、给水流量及主汽压力都以负荷为75MW的指标在运行，在减负荷过程中闭锁减频发，导致负荷达不到中调负荷目标值，影响AGC的调节精度。135MW机组闭锁减条件初始值一般为燃料量30t/h 、给水流量200t/h、主气压力8MPa，因此在闭锁减逻辑中，将燃料从30t/h改为23t/h，将给水流量从200t/h改为180t/h， 将主气压力从8MPa改为5.9MPa，修改以后当中调负荷低于75MW时，机组实际燃料量、给水流量、主汽压力随之降低，使实际负荷随之降低，机组实际负荷跟随中调负荷，提高了AGC响应精度。
五、方案实施后的效果
在可预见的将来，由于国家对新能源发电产业的大力倡导，电网对火电机组的调峰能力要求会进一步提高，以最低每天7小时的调峰时间计算，此方案实施后，电网对双机135MW机组考核将减少437.4万元，将大大提高火电企业的效益。
论文作者:朱世鹏,王恒
论文发表刊物:《电力设备》2018年第21期
论文发表时间:2018/12/17
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