基于“两个细则”考核AGC响应时间的控制策略优化

徐 兵，胡绍宇，张连旭

(辽宁东科电力有限公司，辽宁 沈阳 110179)

1 存在问题

随着我国电力行业大力发展，对电能的产、供、销进行网络化、规模化是电力发展的趋势。省级电网调度中心不仅需要完成省内电网的数据收集和监控，同时还需要进行省内负荷预测、制定启停机计划等。任何局部出现问题都可能影响整个电网安全，所以保持电网正常运行，维持电网安全稳定需要发、供电系统以及电力调度共同配合，随用电负荷变化而协调运行。

《东北区域发电厂并网运行管理实施细则》和《东北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》规范了东北区域电力调度，保障了东北电力系统安全、优质、经济运行，促进电网经营企业和并网发电厂协调发展[1]。

火电厂需要满足“两个细则”规定的各项考核要求，但是自动发电控制(AGC)的响应时间考核受机组设备特性、运行工况、执行逻辑等综合因素影响，考核情况不理想，所以需要深入分析AGC响应时间的考核原理与生成条件，制定新的控制策略进行优化[2]。

2 原因分析

2.1 AGC响应时间的考核指标

“两个细则”中对于AGC响应时间给出明确定义，AGC响应时间为自AGC指令开始变化时刻起，至机组实际负荷开始变化且变化幅度超过调节死区后并在趋势上不再返向的时刻之间的时间差。对该定义进行分析，一般对于调节死区的定义有2种[3]：①调节死区为额定负荷的1%；②调节死区为定值1 MW。以额定负荷600 MW机组为例，按照第1种定义，AGC指令开始变化后，实际负荷变化为6 MW；按照第2种定义，实际负荷变化为1 MW。实际运行机组按照第2种定义进行AGC响应时间考核更容易实现。

“两个细则”指出：AGC机组的响应时间必须达到规定要求，达不到要求的机组，按照投入运行时段的响应时间月合格率进行考核，机组响应时间月合格率应不低于98%，达不到要求按合格率缺额每个百分点每月考核额定容量×1分/万kW[4]。其中AGC机组响应时间合格率为(该机组当月AGC响应时间合格次数/该机组当月AGC调节总次数)×100%。

最终考核分数可以通过机组月运行系数进行修正，机组月运行系数为本月机组实际运行小时/本月日历小时数。

“两个细则”对于常见的几种火电机组AGC响应时间进行如下要求：①对于直吹式制粉系统，单次AGC响应时间应不大于60 s；②对于中储式制粉系统，单次AGC响应时间应不大于40 s；③对于循环流化床机组和煤矸石机组，单次AGC响应时间应不大于60 s。

2.2 影响AGC响应时间考核的因素

由AGC响应时间的考核指标可知，要想减少AGC响应时间的考核，重点要对AGC指令动作后1 min内的实际负荷变化速度与幅度进行优化。主要影响AGC响应时间的因素有如下2点[5-8]。

a.压力拉回的影响

压力拉回的影响主要体现在机组进行大幅度负荷变化过程中，AGC指令呈阶梯状态连续上升或下降，由于受到煤量、一次风量等参数影响，主蒸汽压力会偏离压力设定值。此时为保证锅炉侧设备安全，汽轮机主控会有1路压力偏差对应的负荷指令增量，抑制负荷持续变化以造成压力偏差继续增大，该负荷指令增量会抵消掉一部分AGC负荷指令，导致汽轮机主控实际接收到的负荷指令与预期的AGC负荷指令存在偏差，进而导致实际负荷变化的幅度在1 min内无法超过AGC响应时间的调节死区，最终造成AGC响应时间的考核。

b.一次调频的影响

一次调频对AGC响应时间的影响主要体现在一次调频优先级要高于AGC。当一次调频与AGC指令同时动作时，机组优先响应一次调频的指令；当AGC指令与一次调频动作方向相反时，实际负荷动作方向跟随一次调频动作方向，进而造成AGC响应时间的考核。

3 解决方案

a.压力拉回优化

要解决压力偏差大导致压力拉回的问题，需要对压力设定值进行优化。常见机组的压力设定值一般采用“定-滑-定”的生成方式，即当机组负荷较低时，压力设定值为定值，此时机组处于定压运行方式；随着机组负荷升高，压力设定值随负荷升高，机组变为滑压运行方式；当机组负荷接近90%额定负荷时，压力设定值达到额定压力，负荷继续增加，压力设定值保持不变，重新回到定压运行方式。机组常规运行的负荷区间一般处于滑压运行方式负荷区间，一般逻辑为AGC指令经上下限幅、速率限制后得到实际负荷指令，该指令经函数转换成压力设定值,压力设定值经速率限制，以固定速率进行变化。优化方案为将压力偏差纳入速率判断中，即随着压力偏差越来越大，压力设定值变化速度随之下降；当压力偏差大于某一定值时，压力设定值速率降为零，压力设定值保持不变，等待压力偏差减小时，压力设定值才继续动作。

b.一次调频优化

由于一次调频的优先级高于AGC，所以一次调频动作时，尽可能满足一次调频动作。优化方案为一次调频动作时间超过1 min后，此时一次调频即使仍在动作，但此时电网频率调节需要AGC介入进行调整。在此过程中，根据AGC响应时间考核逻辑，通过短暂脉冲信号进行AGC指令的修正增量，进而实现一次调频与AGC指令的解耦。以升负荷为例，用实发功率与其45 s前的值进行比较，判断45 s内实际负荷上升变化是否超过1 MW，同时确定机组处于升负荷工况，且持续时间已经超过50 s。这种情况下可以判断，本次AGC动作幅度小于响应时间的调节死区，所以通过脉冲信号发出10 s脉冲指令，在汽轮机主控的负荷指令上增加10 s的1 MW响应时间负荷增量。降负荷工况与升负荷工况类似。具体逻辑如图1所示。

图1 响应时间负荷增量逻辑

4 结语

本文基于火电机组的运行特点，针对《东北区域发电厂并网运行管理实施细则》和《东北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》规定的关于火电机组AGC响应时间的考核要求，通过分析影响AGC响应时间的影响因素，提出了优化主蒸汽压力设定值变化速率的控制策略，解决了压力拉回影响AGC响应时间的问题；通过增加响应时间负荷增量逻辑，解决了一次调频动作后，实际负荷动作幅度在1 min内无法超过AGC响应时间的调节死区问题。采用新的控制策略，提高了锅炉响应速度，解除了影响机组安全运行的隐患。新的控制策略理念成熟，功能可靠，运行稳定，节能减排效果明显。