DCS至DEH有功通道的偏差影响及软件修正

罗志浩，张 彩

（浙江省电力试验研究院，杭州 310014）

随着百万千瓦容量的火力发电机组逐步增多，百万千瓦机组对电网调度AGC的响应和对电网一次调频的影响越来越突出。在百万千瓦机组的协调控制中，DCS至DEH的有功通道偏差成为机组AGC响应和一次调频效果的制约因素。目前，通道误差的修正还没有有效的措施，本文首次提出通过软件修正的方法对有功通道偏差进行处理。

1 1 000 MW超临界机组协调控制策略

通常1 000 MW超临界机组的协调控制系统有4种控制方式：机炉协调控制方式（CC）、锅炉跟踪控制方式（BF）、锅炉输入控制方式（BI）和锅炉手动控制方式（BH）。

当机组处于协调方式下（CC）时，AGC的指令或机组负荷手动设定指令经速率限制后加上一次调频偏差并经负荷限制器形成功率需求指令（简称MWD），MWD经主蒸汽压力偏差修正后分别送给锅炉、汽机主控，用以控制进入锅炉的煤量、水量、风量和汽机调门开度，调节机组的电能输出并保证机组各项参数正常。在锅炉主控回路中，MWD经过主蒸汽压力偏差修正后得到锅炉输入指令（BID），在协调控制方式下，BID＝MWD+MWDEV+其中MWDEV为负荷偏差，PTDEV为主蒸汽压力偏差。BID分别送到燃料控制、给水控制和风量控制等子回路，以控制锅炉燃烧。在汽机主控回路中，功率需求指令与实际功率相减形成功率偏差，功率偏差加上主汽压力偏差（作用很弱）并经过压力偏差校正后送到功率控制调节器，输出信号至汽机DEH，在DEH中经过阀门特性函数转换成阀门开度指令，控制汽机调门开度，实现机炉的协调控制。图1是三菱公司超临界百万机组协调控制系统的SAMA图。

图1 协调控制SAMA简图

在协调控制方式下，汽机主控指令可等同于汽机调门开度指令，在一次调频功能投入的情况下，频差对应的功率信号在DEH侧直接叠加在调门开度指令上，同时DCS侧的功率指令也叠加频差对应的功率值，以防止协调系统将调门开度指令拉回。

通常，汽机主控指令（或称为有功指令）是由DCS系统经过硬件模拟量输出通道送至DEH系统的模拟量输入通道，再转换成调门开度指令。有功指令在锅炉和汽机协调中起着非常重要的作用，而有功指令在通过DCS系统的模拟量输出卡输出，再经DEH的模拟量输入卡输入时，不可避免会存在通道误差。根据对部份1 000 MW机组的统计，该项误差可达0.3%，即DEH接受到的功率指令信号偏差将近3 MW，这无疑会对机组AGC响应以及机组一次调频功能造成较大的影响。

2 有功偏差的影响

2.1 有功偏差对AGC响应的影响

为保障电力系统安全、优质、经济运行，维护电力企业的合法权益，促进电网经营企业和并网发电厂协调发展，全国各个区域都制定了发电厂并网运行管理实施细则。电力调度交易机构依照细则具体实施调度管辖范围内并网发电厂运行考核和结算，这直接关系到各个并网电厂的经济利益。因此，华东电网公司已制定了与机组AGC运行情况和一次调频考核相关的考核细则。

机组AGC运行情况考核中包括了对机组AGC平均调节速率和AGC调节精度的考核。其中，AGC调节精度考核电量为两种考核电量之和∶

式中：Q1AGC为日平均调节精度系数小于0.8时，AGC调节精度考核电量；Q2AGC为目标出力和实际出力偏差考核电量；A为日平均调节精度系数；t考考核核为2 h； αAGC为AGC考核系数， 其数值为1；PN为机组额定容量；P实实际际为机组实际出力；P目目标标为机组目标出力；T为机组AGC每日投运时间。

机组有功控制的精准率会影响AGC的调节精度，如果DCS至DEH的有功通道带来的误差为3 MW，以24 h为单位，利用公式（2）计算得到的考核电量误差将达到7 200 kWh。

2.2 有功偏差对一次调频效果的影响

火力发电机组的一次调频功能参数设置基本一致，即转速死区为±2 r/min，转速不等率取5%，最大调频负荷限制为6%MCR，如图2所示。在电网频率越过机组一次调频死区及发生大扰动时将进行一次调频性能考核，考核以机组一次调频效果为依据。

图2 一次调频功能参数设置曲线

一次调频效果是指当电网频率超出50±Δfsq（机组频率控制死区）且持续时间超过20 s时，一次调频机组在电网频率超出50±Δfsq的时段内（最大为60 s）的实际发电出力与起始发电出力之差的积分电量占相应时间内理论计算积分电量的比例。在不同转速下，计算得到理论积分电量和有功偏差带来的积分电量，如表1所示，其中T为调频时间（s）/3600。

3 MW的有功偏差，影响了机组的一次调频性能，尤其在小频差范围内，有功偏差带来的影响不容忽视。经测算，在有功偏差与一次调频方向相反的情况下，转速偏差在3.1 r/min以内时，仅由于有功通道偏差的影响，机组的调频效果将不足60%；转速偏差在2.45 r/min以内时，有功通道偏差将使机组的调频效果为零，考核时将被计为一次调频未动作。对于一次调频的月动作正确率小于80%以及调频效果不足60%的机组，都将产生考核电量。因此，在一次调频考核中，DCS至DEH的有功通道误差将弱化一次调频功能。为保证功率控制的精准率，减小有功通道误差对AGC以及一次调频的负面影响，有必要寻求消除有功通道偏差的方法。

表1 通道偏差对调频效果的影响

3 有功通道偏差修正方法

有功指令信号通过硬件通道由DCS送至DEH，这一过程带来约0.3%的误差，DEH侧收到的有功指令信号通过通信的方式反送给DCS，DEH反送信号与DEH收到的信号是无差的。用提高卡件通道的精度来消除误差的方法，在实际应用中并不可取。可充分利用DEH至DCS通信数据的准确性，在软件中通过逻辑修正的方法，将误差引至信号的源头进行补偿，以减小或消除通道误差。修正方法如图3所示。

图3 有功偏差修正逻辑简图

在修正逻辑中，DCS发出的功率指令减去通信返回的DEH功率指令得到通道误差。为避免通信故障和升降负荷带来的影响，通道误差需要先经过上下限幅和滞后环节再叠加到压力修正后的功率指令上，其中上下限设置为±5 MW，滞后模块 F（t）的滞后时间设置为 1200 s。

4 试验数据及结果

以某电厂1 000 MW机组为例，对采用上述修正方法前、后的通道误差情况进行分析试验。

修正前，DCS送至DEH的MWD信号与DEH收到的MWD信号存在约0.3%的通道误差，记录数据如图4所示。2009年12月8日02∶04∶16，AGC未投入时，DCS侧的MWD为550 MW，DEH收到的MWD为553 MW，偏差为3 MW；04∶48∶03，AGC 投入时，DCS侧的 MWD 为 583 MW，DEH收到的MWD为586 MW。从整个曲线看，DEH收到的功率指令与DCS送出的有功指令偏差约为3 MW。

图4 误差修正前有功数据记录曲线

修正后，记录数据如图5所示。2010年2月03日13∶15∶09，AGC未投入且稳态情况下，DCS侧的MWD为863 MW，DEH收到的MWD为863 MW，无偏差。从曲线看，在稳态时DEH收到的功率指令与DCS发出的功率指令完全重合，升降负荷阶段存在约1 MW的偏差。

图5 误差修正后有功数据记录曲线

实验数据显示，修正后稳态时有功通道偏差为零，升降负荷阶段有功偏差明显减小。功率控制的精准率得以提高，机组对AGC的响应情况和一次调频效果都有所改善。

针对动态时通道误差未能完全消除的情况再次进行了试验，发现有功信号在硬件传递过程中会产生约2 s的延时，由于通道延时的存在，升降负荷时的通道偏差暂时还无法完全消除。

5 结论

1 000 MW超临界机组大多存在有功指令信号在系统硬件间传递时会产生通道误差的问题。采用本文提出的方法进行误差修正，可以达到静态误差完全消除、动态误差明显减小的效果。另外，由于对信号源头叠加的偏差信号进行了幅值限制，也就限制了通信故障带来的影响。本设计不仅适用于有功指令信号，也适用于其他不同系统之间通过模拟量输出/输入通道进行传输的信号，其传递过程中存在的通道误差都可利用该方法进行实时修正。

[1] 刘维烈.电力系统调频与自动发电控制[M].北京：中国电力出版社，2006.