张家口电厂AGC和一次调频的优化

徐涛

摘要：本文首先介绍电网AGC的功能、两个细则中AGC的补偿考核指标、一般调整控制过程，根据张家口发电厂机组存在的问题，找出CCS如何快速响应电网AGC和一次调频性能的措施。具有普遍性。对从事这方面工作的人员有一定的参考价值。

关键词：AGC；一次调频；功能；过程；方式；存在问题；；改造措施

中图分类号：F988 文献标识码：A 文章编号：2095-3178（2018）20-0198-01

电力监管机构负责对并网电厂运行考核及结算情况实施监管，依据考核结果并网发电厂承担相应的经济责任，实施“双细则”后，对电厂的考核力度非常大，直接影响电厂的经济效益。张家口发电厂的AGC和一次调频控制系统性能指标还无法满足“双细则”的要求，为满足两个细则的要求，提高张家口发电厂1-8号机组AGC协调系统的响应速度、稳定性及准确性。 进行了系统的改造优化、调节系统参数调整，从而使张家口发电厂的性能指标都有了很大的提高。

1 AGC的考核补偿指标及算法

AGC指令是网调实时控制系统中经过短期负荷预测的调度计划，并在实际运行中根据当前负荷需求和电网频率稳定的要求，每隔8s运算一次的当前被控机组的设定功率，它由基本负荷分量和调节分量组成，基本负荷分量是在短期预测基础制定的日负荷发电计划；调节分量是指超短期负荷预测系统根据当前几分钟负荷变化情况进行预测得出的下一时间段要求改变的系统负荷调节量。

调节速率K1：

这个升负荷过程：T0时刻机组的实际负荷在P0附近，AGC指令从P0上升变化到P1；机组的实际负荷在T3时刻跨出响应死区，在T1时刻上升到目标负荷。

这个过程中机组的负荷变化速率即为：Vi=（ P1 - P0 ） ÷（ T1 - T0 ）

而这个过程的调节速率为：K1i =2 -（ VN / Vi ）

其中，VN为机组标准调节速率，单位是MW/分鐘，“两个细则”中规定直吹炉为机组额定功率的1.5%，我厂即为4.8 MW/分钟（调节速率是指机组响应设点指令的速率，可分为上升速率和下降速率。 计算方法与此对应）

调节精度K2：

调节精度是指机组响应稳定以后，实际出力和设点出力之间的差值。在这个过程中描述为，当机组的实际负荷达到目标负荷后机组的实际负荷在目标负荷附近小幅度的波动，在T4时刻负荷稳定在目标负荷，这个过程的调节偏差量为

ΔP i = ∫| Pi -P1 |×dt ，时间从T1到T4这个过程的调节精度为

K2i =2 -（ ΔPi/调节允许的偏差量）

其中，调节允许的偏差量为机组额定功率的1%，我厂即为3.2MW。衡量的是该AGC机组 每次实际调节偏差量与其允许达到的偏差量相比达到的程度。

响应时间K3：

响应时间是指EMS系统发出指令之后，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。

这个调节过程的响应时间为：Ti=T3-T0

这个调节过程的指标计算为：K3i=2- Ti/标准响应时间

规定火电机组AGC的响应时间应小于1分钟

网频扰动的划分：

①一次调频评价开始时刻为网频偏差超出一次调频死区时刻，评价的结束时刻为网频恢复到死区时刻（如果网频偏差超出死区到网频偏差恢复到死区范围内的时间超过60秒，则评价时间为60秒）。

②火电机组的一次调频死区为0.033Hz（±1.98转/分钟）

③两种扰动。电网最大频差不超过0.06Hz （±3.6转/分钟）为小扰动，超出0.06Hz为大扰动。

2 我厂存在的主要问题

AGC考核的主要原因还是调节性能指标中8台机组K1值均偏低，1号机K3值也偏低。影响K1指标的原因有：

2.1 机组负荷变化速率设置低。

当机组接收到AGC指令后是按照设定的负荷变化速率形成机组的实际负荷指令。按照规定我厂机组需要达到的负荷变化速率需要达到4.8MW/分钟，这样机组设定的负荷变化速率至少要达到5MW/分钟。

2.2 负荷上、下限的限制。

因机组出力受阻、脱硝无法自动环保指标瞬时超标等原因设置的负荷上下限，制约了机组负荷变化速率。

2.3 锅炉汽压响应滞后。 影响锅炉汽压滞后的原因很多

①深度配煤掺烧，燃煤发热量降低，磨煤机出力几乎达到最大，影响锅炉燃料响应速度导致主汽压力滞后。

②给煤机调整的滞后导致锅炉控制器的输出不能准确的响应，造成锅炉汽压的欠调和超调

③给水泵出力等原因造成的机前压力设定值低于机组滑压定值，这就导致了汽机调门开度长期在85-93%之间，这使得汽机调门没有调整裕量导致负荷响应慢。

④一次风压控制不投自动，风压定值在8-9Kpa使煤粉不能在负荷变化中快速响应。

⑤控制系统参数。如果燃料长期处于现状（热值不会变化）锅炉控制器的前馈需要调整。

⑥汽机调门曲线的线性工作区间。在供热季和非供热季汽机调门的经常性工作区间是不同的，整定出两套汽机顺序阀曲线，让汽机调门在经常性的工作区间都保持线性度。

我厂一次调频考核主要发生在5、8号机组，其他机组没有一次调频考核。

5 号机组：机组供热期机前压力设定值低，调门开度达到80%以上时，调门开度变化，主汽流量的改变很小，到不了一次调频的负荷要求。

3.提高AGC和一次调频性能的具体措施

3.1 增加滑压方式下CCS对AGC变功率快速响应方案

张家口发电厂机组功率﹤50%额定功率或机组功率﹥80%额定功率是定压运行；在50%～80%额定功率之间是滑压运行。滑压方式下，主蒸汽压力随机组功率的降低而降低、随机组功率的升高而升高，调节汽门与机组功率的变化方向正好相反。如加负荷时要求调节汽门开，但滑压运行要求增加锅炉蓄热，提高主蒸汽压力。主蒸汽压力设定值P0的增加，反而使调节汽门关小。组功率响应能力的角度看，由于无法充分利用锅炉蓄热，机组的功率响应速度不如定压运行工况。为了提高滑压运行方式下机组的功率响应速度，修改滑压曲线。这样既满足了快速改变功率的要求，又能在稳态时实现机组的滑压运行要求，从而增加了滑压方式下，CCS对AGC变功率的快速响应。

3.2 提高制粉系统出粉速度加快CCS变功率的响应

对于正压直吹式制粉系统，由于整个制粉过程有较大的延迟，严重影响CCS功率调节性能，所以加快其制粉速度是很实用的。而锅炉的一次风是正压直吹式制粉系统煤粉的干燥和输送介质，锅炉变负荷时适当超调一次风量（热风）能加快正压直吹式制粉系统出粉量的变化，从而缩短了主蒸汽压力变化的响应时间，提高了CCS 对AGC变功率响应速度。

3.3 增加1-8号机组一次调频优先逻辑

当一次调频的动作方向和AGC指令相反时，强制使AGC的升降负荷变化率为0。

4 结束语

两个细则中最为重要的就是AGC的性能，本文从AGC的功能、两个细则中AGC的补偿考核指标、一般调整控制过程，根据张家口发电厂机组存在的问题所做的优化试验，找出CCS如何快速响应电网AGC性能的措施。具有普遍性。抛砖引玉，本文对从事这方面工作的人员，以及建设节约环保型电力企业有一定的参考价值。

参考文献

[1]林万菁. 发电侧电力市场AGC机组调配研究[D]. 大连理工大学， 2004

[2]吴海波. 电力市场下AGC机组调配理论研究[D]. 大连理工大学， 2003

[3]黄蕾. 区域电力市场下AGC控制模式及需求预测[D]. 浙江大学， 2005