【摘要】 本文在解读“两个细则”考核、补偿管理办法的基础上，分析当前机组在AGC考核指标要求上存在的不足和问题，建立数据档案库，对协调控制系统中的控制策略进行优化调整，对重要的调节参数进行试验整定，不断提高机组对AGC变负荷指令的响应能力，逐步改善机组协调系统的调节品质，实现经济性最优的AGC控制模型，满足AGC系统对“两个细则”考核标准的要求。
【关键词】 AGC 两个细则 性能优化 研究 应用
1 研究的背景和意义
为持续加强电网可靠性，保证发电机组电能质量及用户用电质量，国家能源监管局及各电网公司不断强化对电源侧的管理，不断修订《发电厂并网运行管理实施细则》和《并网发电厂辅助服务管理实施细则》，简称“两个细则”。其中对发电厂AGC、AVC和一次调频的投入率、调节指标的考核标准进行了严格的规定。
自动发电控制( Automatic Generation Control )在电力行业中简称AGC，是并网发电厂提供的有偿辅助服务之一，发电机组在规定的出力调整范围内，跟踪电力调度交易机构下发的指令，按照一定调节速率实时调整发电出力，以满足电力系统频率和联络线功率控制要求的服务。AVC基本控制原理是发电厂侧接收主站端AVC远程控制指令（目标电压），通过AVC比较目标电压与当前电压的差值△u，计算目前系统电压纠偏所需Q值，发出增减磁指令给AVR，改变发电机励磁电流来实现电压无功自动调控。
本文结合国家能源局西北监管局发布的《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》和《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》，结合某火力电厂机组设备系统及AGC运行实际，对从如何改善和提高AGC系统的可用率、调节速率，缩短响应时间，减小动态偏差，结合国内目前理论研究方向和发电厂生产实践经验，研究探索优化某电厂AGC设备系统及运行指标，并论述对电厂经济性的影响，以增强发电厂机组自动控制水平，使安全性和经济性不断提高。
2 AGC调度管理考核
AGC调度管理考核主要为机组是否具备AGC功能并保证AGC系统 正常可用，且不得擅自退出AGC。机组AGC参数发生变化后，发电企业应及时完成相关设备改造，并在相关调度机构配合下完成AGC试验和测试，AGC机组的调节容量原则上应满足从最小技术出力到额定出力的范围。
对机组AGC调节性能的考核主要有三个方面：机组AGC的可用率、调节速率、响应时间，技术标准介绍如下：
2.1 可用率
具有AGC功能的机组其性能应达到国家有关标准且AGC可用率要达到98%以上。
AGC可用率=(AGC可用小时数/机组并网小时数) × 100%。对于全厂成组投入的电厂，AGC可用率=(AGC可用小时数/全月日历小时数) × 100%。
2.2 调节速率
调节速率＝[Abs（目标出力－当前出力）/机组额定有功功率/（目标出力达到时间－命令下发时间）]× 100%（单位：机组调节容量占额定有功功率的比例/分钟）。
2.3 响应时间
AGC响应时间，从调度机构下达AGC命令算起，到AGC机组开始执行命令止，采用直吹式制粉系统的火电机组AGC响应时间≤60秒。
3 AGC控制策略分析与优化
3.1 AGC控制功能及控制设计
超临界单元机组运行时，一般是将锅炉和汽轮发电机作为一个整体进行综合控制，但由于锅炉自身对负荷响应缓慢，具有延迟性，而汽轮机的负荷响应速率较快，两个系统之间存在较大差异，因此必须通过投入AGC控制功能，使其同时按照电网负荷需求指令和内部主要运行参数的偏差要求协调运行，既保证单元机组对外具有较快的功率响应和一定的调频能力，又保证对内维持主蒸汽压力偏差在允许范围内。
机组AGC指令以微波通讯的方式通过纵向加密装置传送到机组RTU（远程终端单元）装置，然后再由RTU传送到机组DCS系统进行控制。机组协调控制系统接收AGC指令后，经过速率限制和负荷高低限制后，叠加频差控制部分和压力拉回控制部分的负荷指令，形成最终的机组负荷指令信号，分别送往锅炉和汽机主控制器。
3.2 AGC控制策略选择
根据调度《两个细则》的指标考核导向，结合机组AGC投运后的考核与奖励统计分析，可得出影响“两个细则”收入的主要因素有三个方面：1、调节速率；2、调节精度；3、响应时间。为了使机组AGC投入后受到的“两个细则”奖励最大化，首要的问题就是要选择适合该厂机组特点的AGC控制策略。一方面要适合机组设备特性，发挥设备自身优点，另一方面要保证机组安全可靠运行，不发生降低机组经济性的问题。
根据以上原则，对AGC控制可采取的协调控制方式进行逐一分析。超临界火电机组自动控制方式可划分为以下几种：（1）锅炉跟踪方式（BF）；（2）汽机跟随方式（TF）；（3）机炉协调方式（CCS）；（4）以汽机跟随为基础的协调方式（CCTF）；（5）以锅炉跟随为基础的协调方式（CCBF）。其中：锅炉跟踪方式（BF）和汽机跟踪方式（TF）由于控制模式简单，不能满足AGC控制要求，因此不予以考虑；机炉协调控制（CCS）方式和以汽机跟随为基础的协调方式（CCTF）适合于带基本负荷机组。以锅炉跟随为基础的协调方式（CCBF）基本控制策略是锅炉自动调节压力，汽机自动调节机功率，并参与电网的一、二次调频。由锅炉来维持主汽压力，并接受目标负荷的前馈信号，单元机组输出功率的调整任务由汽机承担。在该方式下，汽机主控和锅炉主控均处于自动运行方式。该方式适用于参与电网调峰的机组。
火电机组的调峰能力都比较接近，主要不同的是调频能力。从电网的角度讲，更青睐瞬间变负荷能力强，对电网一次调频有较大帮助的机组，以提高电网供电质量。对比以上几种控制方式，以锅炉跟踪为基础的协调方式（CCBF）在满足电网主要需求方面具有优势。因此该厂机组采用以锅炉跟随为主的协调方式来完成AGC控制功能。
3.3 TBC控制模式下考核初期AGC控制策略分析
定联络线+频率偏差控制模式（TBC）是调度AGC控制主要模式之一，在投入初期，该电厂1号机组对该模式的响应并不理想，主要体现在负荷响应速度缓慢，跟踪不良，调节速度和精度均不能达到理想效果，造成考核次数偏多的情况。
TBC模式是调度在控制区域内调节各机组出力，使区域内联络线交换功率维持为计划值的一种模式。在该控制模式下，将交换功率偏差和系统频率偏差共同作为ACE的计算量，使交换功率和系统频率控制在计划值附近。该模式将会作为AGC控制的主要模式之一，因此针对该模式下提升机组协调系统的调节速率和响应速度，将对改善AGC调节品质有着重要意义。
通过对联络线模式投入后的机组负荷响应能力进行分析，得出原因有以下几点：
（1）CCS协调逻辑中对接收到的AGC指令进行了滤波处理，防止信号波动造成数值频繁变化，滤波时间为40.2秒，这无形中放缓了负荷变化速率，因此实际的负荷变化率只有3MW/min左右。
（2）因入厂煤煤种变化、掺烧比例不同等因素影响造成入炉煤热值变化较大，CCS协调系统中“负荷—煤量”函数的设置无法满足当前升降负荷需求，需要进行优化调整。
（3）运行人员对TBC模式了解和掌握程度不够，当投入联络线模式时，运行人员为调整锅炉燃烧，对负荷指令响应进行HOLD（保持）操作，保持时间直接影响到实际负荷设定值。
根据以上原因分析，可对CCS系统控制逻辑进行以下优化：
（1）CCS协调系统汽机主控负荷设定逻辑中的滤波功能对AGC指令的下达产生了一定的延时，由于AGC信号回路无强干扰源，且AGC指令变化指向明显、数据稳定，滤波功能可取消。因此将滤波功能块内的40.2秒时间设置为5秒。
（2）根据实际入厂煤种及热值，对负荷-煤量函数、负荷-给水量函数进行修正，并通过负荷跟随情况进行实际验证。
通过本次AGC逻辑优化以后，在联络线模式下机组跟踪情况明显好转，调节速率有明显提升，对TBC模式下的AGC指令响应及时，跟踪良好。但随着TBC控制模式下的AGC响应能力竞争日益激励，机组对AGC的响应能力越强，调节速率越高、时间越短，则可争取的奖励电量则越多，受到的考核则越少，而无法快速响应的机组则面临考核增加和奖励下降的双重压力。
3.4 机组协调系统性能优化提升
3.4.1 对1号机组协调控制系统逻辑分析
1号机组采用以锅炉跟随为基础的协调控制方式实现AGC控制功能。机组在CCS方式运行时，锅炉主控自动调节机前压力，汽机主控自动调节机组负荷。AGC的调节范围为300～660MW，调节速率可由运行人员手动设定，最高可设定为13MW/min，调节精度在±5MW以内。协调控制逻辑如图1。
由图1可以看出，AGC负荷指令下达后，经过负荷变化速率限制后逐渐改变至机组负荷指令处，而机组最终负荷指令是由AGC指令、一次调频对应负荷变量、压力拉回负荷变量三者共同构成，最终形成的负荷指令下达至各子系统，各子控制系统根据当前负荷指令实时调整机组各项运行参数，最终完成机组负荷的增、减变化。
3.4.2 1号机组AGC指标考核原因分析
根据对AGC考核数据分析来看，AGC指标考核主要来自于“响应时间”和“调节速率”两个指标未达到考核要求， 其中“响应时间”不达标在考核分值中的占比达到90%以上，且“响应时间”指标是针对单次AGC动作结果判断得出，因此解决好响应时间慢的问题就可立即改善AGC考核加剧的现状。
根据对响应时间不达标的AGC动作情况进行分析，并结合协调系统控制逻辑，可得出以下几点原因：
(1)协调控制系统中参数设置无法满足当前响应速度的要求，需要尽快调整；
(2)AGC指令变化过快或存在拐点时，锅炉对主汽压力的控制不够准确；
(3)一次调频与AGC指令在某些时段存在冲突，延缓了机组负荷变化速率；
(4)协调系统中的各子系统调节品质需要进一步优化和调整。
3.4.3 机组AGC性能优化改进策略
应对AGC指标考核日趋严格，首先应当挖掘机组负荷快速响应能力，尤其是汽机侧快速响应的潜力，尽可能满足负荷调节要求；其次是加强运行参数的调整，发挥人员主动调控的优势；随后不断优化各自控制系统调节品质和设备性能，提高锅炉及炉间的协调响应能力。同时可以逐步建立完善AGC指标数据库，根据实时燃料、设备的变化情况，及时修正和调整各控制系统参数设置，以适应变化需求，从而由被动调整转变为主动管理，不断提高AGC控制系统性能。机组AGC控制性能优化模型图如图2。
3.4.3.1 取消AGC指令滤波时间，减少指令滞后环节
在联络线模式投入初期便对AGC指令的滤波时间进行了修改，考虑到在实际情况中不需要滤波也对AGC指令的平稳性没有影响，因此直接将该滤波时间改至0秒，最大限度增加指令下达的速度。
3.4.3.2 增强汽机主控调节器比例、积分作用，加强负荷响应速度
汽机主控调节器中的比例、积分参数的改变，可直接有效提高调节器的输出速度，从而的提高机组负荷指令下达后的执行速率，进而使机组负荷指令跟踪AGC指令快速变化。1号机组汽机主控调节器的比例带（P）、积分时间（I）最初设置为 136和0.3，通过修改调整后，汽机主控对AGC负荷指令的响应速度明显加快。通过对两个参数的修改基本达到了对AGC负荷指令响应时间的要求，但其策略单一，应对AGC指令的频繁变化以需要在其他方面增加辅助手段来保证响应时间指标满足要求。
3.4.3.3 将定负荷速率改为变负荷速率
机组在负荷变化过程中，考虑到功率和压力的综合作用，当实发功率与AGC的偏差增大时，对负荷设定速率进行加速。由于负荷设定速率的提高，压力快速往设定值方向变化，使实际负荷能以较快的速率朝着AGC目标值变化，快速突破响应死区。某电厂设计了一套速率变化逻辑图，在网调AGC负荷变化量较大时，在一定时间内增加负荷设定速率，加快调节子系统的快速响应，提高前期响应的快速性。其中，延时时间、AGC变化量大小、设定倍数都可以根据实际需要进行改变。设计方案如下图3所示。
通过变负荷逻辑功能的投入，可根据实际工况以及燃料、设备情况的变化及时修正，以达到最优的动作跟踪，尽可能的发挥机组响应潜力。图4为变负荷速率逻辑增加后的负荷速率变化情况，以1号机组某时段的设定情况为例。
通过变负荷速率设置可以有效弥补汽机主控调节器参数更改带来的单一性和局限性，两者相互结合作用可以增加机组对AGC负荷指令频繁变化的适应性，以求在多种工况下保证机组调节速率和响应时间满足AGC考核指标要求。
3.4.3.4 运行方式调整
根据AGC指标数据库的数据分析，发现机组AGC指标多数不合格是发生在AGC指令反向变化时，机组因为频繁的负荷变化造成主汽压力偏差大，实际负荷迟迟不能离开负荷响应死区，往往造成K3（响应时间）超标。因此将1号机组压力速率变化值由0.3MPa/min修改至0.5 MPa/min。负荷速率设定值由原来8MW/min修改为13MW/min，以满足AGC快速响应要求。
3.4.3.5 子控制系统调节性能优化
（1）汽轮机阀门精细化调整。在机组停运检修期间，对汽轮机调门系统进行调整，包含伺服卡件输入输出通道检查测试，LVDT反馈装置重新安装定位，调门重新定位，阀门控制精度测试，阀门线性度检查，阀门响应时间测试，油动机动作间隙调整，EH油系统滤油清洁。
（2）风量测量装置改造工作。锅炉热一次风量及二次风量进行了技术改造，使用翼型风量测量装置替换了原来的德尔塔巴风速管流量计，多点测量大风道平均流速的方式更加稳定。
（3）空预期入口氧化锆氧量计检查标定，提高测量精度，提高送风自动调节效率。
（4）对磨煤机冷、热风调门均进行了定位调整，并处理原有的反馈连杆间隙过大问题，让磨煤机调节风量和温度准确，保证锅炉风煤配比富有余量。
3.5 协调控制系统优化后的AGC性能分析
通过采取上述控制策略优化、参数调整等手段，并不断在实际运行过程中改进和总结，该电厂在以后运行月份中AGC调节性能已有显著提升，使该电厂1、2号机组AGC性能具备了竞争优势，最大限度的争取了“两个细则”奖励。
图5为AGC逻辑优化后机组升负荷时各主要参数趋势图，机组升负荷时实际负荷（发电机有功功率选择）随机组负荷指令（AGC指令）变化趋势一致且响应快速，汽机主控变化趋势明显；主汽压力随主汽压力设定值变化趋势一致，且在负荷指令变化开始阶段提前响应，同时压力拉回逻辑的变化杜绝了压力偏差过大。
4 结论与展望
经过上述协调控制逻辑的优化以及参数调整，机组AGC性能有了较大幅度的提升。并且通过不断的摸索和总结，已逐步完善了协调控制参数，确定了适合机组的控制策略和整定参数，建立了适合机组运行实际的AGC性能优化模型，使得机组在安全运行的同时实现了对AGC负荷指令响应的快速性和准确性。
4.1 基于AGC考核初期在TBC模式下响应时间和调节速率不达标的问题，根据实际测试情况及时修正了AGC指令滤波时间，解决了上述问题，使机组AGC调节性能满足指标要求。
4.2 根据AGC系统实时动作数据建立了指标分析库，并通过优化汽机主控调节器参数、建立变负荷速率功能模块等措施，及时改进AGC调节性能，使其不断适应当前工况的改变，达到调节性能和经济性能最佳的状态。
4.3 通过建立AGC系统优化模型，深挖锅炉侧各子调节系统的调节性能潜力，使其不断的提高准确性和快速性，降低了锅炉出力的迟缓率和滞后性。同时，充分调动和发挥运行人员主动参与调整的积极性，通过改变压力变化速率、主汽压力设定偏置等手段，减轻频繁变负荷对机组调节系统带来的冲击，加快机组的适应性，积极响应变负荷工况。
4.4 随着电网调度要求火电机组参与深度调峰的政策逐步放开后，火电机组进行灵活性改造，参与电网深度调峰的趋势势在必行，由此而带来调峰辅助服务补偿收益也较为可观，因此探寻在深度调峰条件下机组协调控制系统的跟踪改进和参数整定优化，将是后续一个长期的研究课题。
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论文作者:张积鹏
论文发表刊物:《中国电业》2019年第12期
论文发表时间:2019/10/16
标签：机组论文; 负荷论文; 指令论文; 速率论文; 汽机论文; 锅炉论文; 方式论文; 《中国电业》2019年第12期论文;