基于节能环保优化的厂级自动发电控制研究

梁 肖 张志刚 ，李端超 程建斌 ，贾 伟 于 洋

（1.安徽电力调度控制中心，合肥 230022；2.国投宣城发电有限责任公司，宣城 242052；3.皖能马鞍山发电有限公司，马鞍山 243021）

随着社会经济的发展，电力的消耗量逐渐增长，火力电站在提供能源的同时，也带来一定的资源消耗和污染问题[1-2]。自动发电控制AGC技术，是火电机组普遍采用的机组出力控制方法，维持电力系统用电负荷与发电功率之间的平衡，对其速度、精度、响应率有较高要求[3-4]。

目前，单台机组的AGC控制方式较为成熟[5-7]，但还存在一些不足，如未对厂内各台机组进行负荷的优化分配，造成能源浪费、污染物排放增加[8-9]；全厂总负荷变化时，厂内运行的机组均参与调节，各台机组频繁地变负荷，其遭受交变应力的次数增加，辅机启停次数也增加，从而使机组使用寿命降低，发电成本增加[10-12]。

基于节能环保优化的厂级自动发电控制技术，厂级AGC系统接受主站侧全厂负荷总指令，依据各台机组的煤耗率、脱硫脱硝效率、负荷响应速率（负荷微调率）、旋转备用安全裕度等，计算全厂机组最优负荷分配策略，从而实现节能环保调度与负荷经济分配相协调。

1 厂级AGC的概述

1.1 系统的物理结构

火电厂厂级AGC系统物理结构如图1所示。厂站与调度主站之间有2种控制策略：维持现有远动RTU和DCS之间的信号连接和控制方式不变情况下，一是在全厂控制模式时，调度AGC主站通过调度数据网下发全厂负荷指令至厂级AGC系统，厂级AGC系统根据机组状态和既定分配策略，完成机组负荷优化分配得到各机组的目标负荷，并通过模拟量回路输出至各机组DCS；二是在单机控制模式时，由远动RTU将单机负荷指令通过原有模拟量通道输出至各机组DCS。

图1 厂级AGC物理结构Fig.1 Physical structure of the plant level AGC

1.2 厂级AGC与主站通信方式

调度AGC主站通过调度数据网直接与厂级AGC系统通信，通讯规约采用104规约，全厂AGC指令通过遥调方式下发至厂级AGC系统，单机AGC指令的下发方式不变，仍由调度主站下发至远动系统。上传主站信号包括“全厂AGC允许”和“全厂AGC投入”“全厂AGC增闭锁”“全厂AGC减闭锁”信号，下发“全厂负荷指令”。

1.3 单机与全厂控制模式切换

在主站侧AGC的控制模式有全厂控制与单机控制，这2种是互斥的。当1号、2号的AGC控制信号为合位，全厂AGC控制信号为分位，此时为单机控制模式；当1号、2号的AGC控制信号为合位，全厂AGC控制信号为合位，此时为全厂控制模式。单机AGC和全厂AGC控制模式切换，由电厂向调度申请，由厂站侧运行人员投入相应的AGC控制模式，主站在收到单机或全厂控制模式信号后，会切换至对应的控制模式，下发单机或全厂负荷指令。

全厂AGC和单机AGC切换过程应避免负荷扰动。单机控制模式时，厂级AGC系统负荷指令输出应跟踪机组当前负荷，同时全厂控制模式时，建议负荷指令输出也应跟踪机组当前负荷。当全厂AGC控制模式时，还应考虑负荷偏差率和机组可调裕度，厂级AGC系统异常时，要及时反馈调度和DCS，自动转为单机控制模式。

1.4 运行的安全及容错性

对全厂AGC获取的负荷指令，需要通过安全约束和校核处理，方可成为有效的执行指令。根据机组的安全运行范围，设置机组最高和最低负荷限值，厂级AGC优化分配后的单机目标指令须在负荷高低限制值以内。当机组的实际发电负荷超过设定的安全限制值时，应禁止对机组的有功负荷控制，以确保机组的安全稳定运行，同时AGC应能给出相应的增减负荷闭锁告警信号。

主站下发全厂AGC指令形式为“±全厂负荷指令”——“+”表示正常全厂负荷控制，厂级AGC根据既定分配策略进行负荷优化分配；“-”表示“紧急控制”，厂级AGC应将收到全厂负荷指令与当前全厂总负荷的偏差（即增量），均分至2台机组。

2 厂级负荷分配策略

2.1 负荷分配描述

设某发电厂并列运行的机组为n台，全厂总负荷目标值为Psum，供电煤耗特征曲线的微增率是单调递增、连续可微的[13]，拟合机组运行数据得到供电煤耗量特征函数为

式中：Mi为第i台机组煤耗量；Pi为第i台机组负荷；ai，bi，ci为供电煤耗特征参数。

厂级负荷优化目的是使全厂的总煤耗量最小，通过构造式（2）函数，求出在负荷平衡下目标函数的极小值，即

式（2）极小值存在必要条件是：其一阶偏导函数等于零，二阶偏导函数大于零，即

得

令

则得到

函数Q*的二阶偏导数为

函数Q*取得最小值的充分条件是式（7）的对角线上全部子行列式必须为正。考虑到机组AGC的上、下限的可控范围，当求解的值Pi，targ超出机组上下限时，则令Pi等于各机组的上、下限值，即

2.2 优化目标

厂级负荷分配系统根据省调AGC主站下发的全厂总负荷指令，依据机组的煤耗特性曲线和污染排放量[14-15]，基于安全节能环保调度，优化分配得到厂内各机组的目标负荷，再通过DCS实现机组的有功控制，使全厂达到了安全节能指标最优。

优化还提高了厂内机组间运行协调能力，厂级AGC充分考虑了各台机组的效率、能耗、环保等指标，在满足机组运行安全下，通过对机组的可调节范围、调节容量、负荷增减闭锁、磨煤机启停等约束条件的综合判断，对厂内机组进行优化排序和负荷有最优分配，提高多机组之间的协调控制能力和稳定运行水平。同时，由于机组的热负荷有较大的惯性，厂级AGC系统在选择机组增减负荷时，避免机组在短时间内反向负荷调节，防止机组设备产生疲劳损耗。

3 试验验证

3.1 试点电厂分配策略

在厂级负荷分配的典型应用中选择宣城电厂作为试点，宣城厂1号机组可控范围为300～630 MW，2号机组可控范围为300～660 MW，其分配策略如图2所示。

图2 宣城厂厂级负荷分配表Fig.2 Xuancheng plant load distribution table

如图所示，负荷分配优先级从低到高依次为：

①最优分配目标 不考虑约束，仅按机组煤耗曲线分配；

②限值修正后目标 在①基础上，考虑机组的实际上下限额；

③偏差约束后目标 在①②的基础上，考虑2台机组实际偏差在15%的额定功率之内；

④旋转备用分配目标即安全节能环保最优分配目标 在①②③的基础上，考虑电网安全的裕度即在一台机组实际功率达到额定功率90%时，厂级功率再增加只分配给另一台机组，只有2台机组均达到90%以上，此台机组才接受继续增加出力的指令。

在实际运用中，为保证电厂1号、2号机组正常使用，采用了以下限制条件：

①2台机组同时增长或减少 （不出现一个增长另一个减少）；

②如果1台机组发电量达到额定功率的90%，则分配给另一台发电机90%；

③下限为额定功率的50%；

④如果2台均达到90%或均未达到90%，择优分配；

⑤2台机组实际出力的差值不超过15%。

3.2 运行数据分析

选取宣城电厂典型运行日2017年7月17日的数据进行分析，如图3所示，全厂负荷指令变化范围为660～1290 MW。

图3 典型日机组实际出力值Fig.3 Actual output value of typical day unit

如图可见，在06:50时全厂负荷最低为660 MW，此时1号机负荷300 MW，2号机360 MW。此后，全厂负荷有升高，在19:57时全厂负荷为1116 MW，此时2号机负荷达到单机安全裕度上限600 MW，1号机为516 MW；总负荷上升至1170 MW时，1号机负荷也达到单机安全裕度上限570 MW。总负荷上升至1290 MW 时，1号机为660 MW，2号机为630 MW，均达到机组的上限。

经分析计算，当厂级负荷在600～1290 MW运行时，平均节约标准煤约 0.53～0.87 g/（kW·h），节煤效率为0.16%～0.27%。由此表明，节能环保优化可有效节约发电成本，降低污染物排放，促进发电机组经济高效运行。

4 结语

基于传统的单机自动发电控制系统上，提出了节能环保优化的厂级AGC控制技术，通过接受主站侧全厂负荷总指令，依据各台机组的煤耗率、脱硫脱硝效率、负荷响应速率、旋转备用安全裕度等，计算全厂机组最优负荷分配策略。通过宣城电厂的运行试验表明，其厂级AGC控制下平均节约标准煤约0.5 g，节煤效率0.2%，优化效果显著。

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