摘要：随着电网两个细则的制定和实施，电网公司开始对各电厂依据两个细则进行考核和奖励，机组调节性能好的电厂就会受到电网公司的奖励，同时机组调节性能好的电厂可以在抢发电方面占据一定的优势，相反就会受到考核。通过对电网公司两个细则的学习和分析，优化AGC调节品质，减少电网考核，增加电网奖励。
关键词：两个细则；机组调节性能；优化；AGC；电网考核奖励
一、引言
近年来随着蒙西电网峰谷差逐渐增大，为满足电网负荷快速响应需要及频率质量要求，确保电网安全、稳定、经济运行，电网对于各发电厂AGC的要求也越来越高。我公司机组由于来煤煤种复杂、机组负荷变化频繁等因素制约，AGC考核电量一直偏大，该项指标处于蒙西区域内落后水平，给该公司造成电量损失。如何提高AGC调节品质，减少AGC考核的工作迫在眉睫。
二、AGC的定义和主要功能
1.AGC的定义：自动发电控制（AGC）就是控制机组的出力使系统频率和区域间净交换功率维持在计划值，并且在此前提下使系统运行最经济。
2.AGC的主要功能
（1）维持系统频率在允许的误差范围内。
（2）维持本系统对外系统的净交换功率在计划值，由净交换功率偏移引起的交换电量偏差累积可以按峰、谷时段分别计算和偿还。
（3）在满足频率和对外净交换功率计划的情况下，按经济原则安排受控机组出力，使整个系统运行最经济。
三、AGC的考核与补偿
1.调峰考核
1）当机组不能满足基本调峰要求时，按基本调峰考核（风电等清洁能源、供热火电机组在供热期间按能力提供基本调峰），月最大考核电量不超过机组当月上网电量的1%。
2）当机组按调度指令执行有偿调峰任务，但未达到指定调整出力时将受到有偿调峰考核。
3）启停调峰机组未按计划时间并网或解列，应按非计划停运接受考核。
2.AGC考核原则
1）对AGC机组的考核包括AGC可用率考核和AGC性能考核两部分；
2）AGC考核指标包括可用率指标KA、调节性能指标K1（调节速率）K2（调节精度），K3（响应时间）。
3）当并网发电机组AGC装置发生异常而导致AGC无法正常投入时，隐瞒不报的，或传送虚假投退信号的，一经发现，则当月惩罚电量为：10（小时）×。
3.发电计划考核电量
并网发电厂应严格执行电力调度机构下达的发电计划曲线。由于并网电厂自身原因，造成实际发电曲线偏离电力调度机构下达的发电计划曲线，偏离量超过允许偏差时，按照偏差量对发电厂进行考核。
4.补偿分摊：有偿辅助服务补偿所需电量由发电厂按上网电量的比例分摊。
5.考核返还：总考核电量按发电厂上网电量比例进行返还。
6.联络线考核：联络线考核电量考核由非停考核机组、发电计划考核机组、调峰考核机组、AGC考核机组分摊。
7.AGC可用时间补偿
1）装设 AGC 装置的机组，如果 AGC 可用率达到 98%以上，按AGC可用时间进行补偿，补偿电量标准为0.05MWh/小时。AGC可用时间补偿电量按月统计。
2）装设AGC装置并且由调通中心AGC主站控制的机组，以参与系统ACE控制的程度进行区分，按调节深度和调节性能的乘积进行补偿。补偿电量按天统计。
根据以上蒙西电网AGC考核的细则，全厂净收入主要由六部分组成，发电计划考核、调峰考核、调节品质差考核，调节深度补偿，考核返还和补偿分摊。具体计算方法为：AGC考核最终电量=调节深度补偿电量-发电计划考核-调峰考核-调节品质考核电量+我厂总发电量/区域总发电量（调节品质考核总电量-调节深度补偿总电量）。由于调节考核总电量远小于调节深度补偿总电量，故对所有电厂来说，后三项的计算结果永远是负值，即被考核，且发电量越大，考核越多。减少考核的因素只有增加调节深度补偿电量。调节深度补偿电量的具体的计算方法是：补偿电量=调节深度×综合指标Kp×0.02，综合指标Kp是调节速率、响应时间和调节精度三方面的综合参数（综合品质指标Kp= k1×k2×k3），如果该综合指标Kp小于1，那说明品质指标是不达标，是被考罚电量的，但是如果该综合指标Kp大于1，那说明品质指标是达标受到调度电量奖励的，调节深度越大，综合指标Kp越大，电网考核越少，奖励越多。
四、优化AGC调节品质
1.避免AGC偏离曲线，如果机组AGC指令偏离计划负荷曲线，则发电计划、调峰要考核，调节深度减少，综合指标降低，电网考核增加。
1）若发现机组负荷偏离网调AGC预计曲线时，值长及时汇报中调调度员，协同调度员核查AGC指令的正确性。
2）若机组负荷与AGC预计曲线偏离较大时，值长应及时联系电气二次人员检查厂内AGC模块指令跟踪情况。
3）发生负荷偏离AGC预计曲线时，当值值长负责打印当时的负荷指令与反馈曲线，直接上传中调调度处，并交总值长保存，备查。
4）如有因设备检修退出AGC降负荷处理情况，因根据两个细则及时填写免考核申请，避免考核电量。
2.值长提前下载预计负荷曲线，根据预计负荷曲线进行配煤，避免由于煤质差不能跟上计划曲线而导致早晚高峰限负荷，同时因限负荷而考核，同时根据负荷计划进行设备消缺，避免因高负荷设备消缺造成限负荷导致考核。
3.AGC综合性能指标Kp的问题及优化
1）机组调节回路存在的问题：
①机组实际负荷变化速率慢（5MW左右），不能满足电网要求。
②煤量变化对锅炉影响纯延迟时间长（13Min左右），引起压力调节不稳定，波动大（动态变化时可达2-3MPa），原因在于磨煤机入口热风挡板均处于全开状态，一次风量不随煤量同步增减，造成风粉比失调，一次风无法及时有效将改变煤粉进入炉膛燃烧，从而加大了锅炉的热惯性。
③缺乏煤质校正回路，煤质变化时，调节系统仍按照原煤种控制调节，锅炉主控及相应风系统无法对其进行及时响应，引起调节品质不良。
④锅炉主控采用的是IEB（间接能量平衡）控制方式，直接控制主汽压力，此控制方式无法对锅炉惯性进行补偿，调节迟缓，造成主汽压力波动较大，必须解决好前馈控制量。
⑤汽机主控缺乏压力拉回回路，锅炉主控与汽机主控之间的解耦关系未建立，压力失调时对汽机调门无制约作用，引起压力偏差进一步加剧。
⑥主汽压力设定环节缺乏惯性环节，无法抵消锅炉热惯性，造成滑压方式控制不稳定。
⑦一级减温水处于手动状态，无法对主汽温度进行初级调节，造成二级减温水波动较大，引起主汽温度变化幅度较大，并加大了主汽压力的扰动。
⑧一次风压定值较低，且由负荷指令得出，不能根据磨煤机出力调整，造成磨煤机干燥出力不够（热风门基本全开，冷风门基本全关），磨煤机出口温度及出口风速无法保证，从而影响煤粉入炉后的着火。
⑨送风调节缺少前馈作用，加减负荷时动煤不动风，引起氧量失调，造成锅炉安全隐患。
2）具体优化内容
①针对机组运行状况及设备条件，采用如下思路进行负荷控制优化。
②通过动态改变一次风压及煤量，提高锅炉响应能力；取消汽机指令惯性，适当牺牲主汽压力的稳定性，加快汽机主控响应速度及精度，提高负荷变化率及准确率；当压力失调时，增加主汽压力拉回回路，保证机组的安全。
③增加BTU煤质校正回路，便于煤质变化时进行相应的调整（手动或自动）。
④燃料校正回路用与对实际煤量进行热值补偿，以适应煤质变化；当煤质缓慢变化时，通过BTU回路对煤质进行自动校正；当煤质变化剧烈时，可将其切至手动状态，手动调节给煤量，待稳定后重新投入自动方式。
⑤当主汽压力高（低）时，若此时降低（提高）压力设定值，会加剧拉大压力偏差，从而引起汽机压力拉回回路动作，影响功调节精
度；出现此种情况时，锅炉主控已提前改变煤量，控制主汽压力；若需人工干预时，可手动改变BTU输出值，从而快速改变煤量，控制主
汽压力。
3）机组优化后的效果
机组控制系统改造后，投入AGC正常运行。其功率、压力运行曲线如下：对机组AGC的跟踪较好，调节速率、调节精度、响应时间都比较快，综合指标性能指标Kp达到3.0。
五、结论
1．AGC调节品质优化前电网考核
2．AGC调节品质优化后电网考核
通过以上两张表可以看出，经过AGC调节品质优化后，发电计划、调峰、AGC考核明显减少，AGC补偿明显增加，电网考核明显减少，电网奖励增加。
论文作者:梁来旺
论文发表刊物:《电力设备》2018年第34期
论文发表时间:2019/5/20
标签：电量论文; 机组论文; 电网论文; 负荷论文; 压力论文; 煤质论文; 计划论文; 《电力设备》2018年第34期论文;