火电厂AGC性能优化满足电网两个细则要求的分析研究

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　　摘要：从2010年起电网按照《华北区域发电厂并网运行管理实施细则（试行）》、《华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行）》及《华北区域发电厂辅助服务及并网运行管理实施细则的有关修改条款》文件（简称：两个细则）对并网发电厂进行管理。对于火电厂特别是老厂来说系统结构和设备性能难以满足两个细则的要求，AGC性能偏差尤为突出。本文阐述了如何分析两个细则指标要求并以张家口发电厂为例进行系统结构优化着手提高AGC性能，来满足电网的调度要求。同时介绍了张家口发电厂在系统结构及设备改造过程中，如何通过试验对数据进行对比分析，来验证AGC性能的提高。
　　关键词：火电厂；AGC（自动发电控制）；性能优化；两个细则
　　
　　中图分类号：TM6 文献标识码： A
　　
　　华北电网于2010年起按照《华北区域发电厂并网运行管理实施细则（试行）》、《华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行）》及《华北区域发电厂辅助服务及并网运行管理实施细则的有关修改条款》文件（简称：两个细则）对并网发电厂进行管理。两个细则的实施在有利于电网稳定的同时，对电厂特别是老厂设备的整体性能也是巨大考验。张家口发电厂从两个细则实施以来8个月被电网考核数额巨大。焦点主要集中在AGC调节性能方面。为此张家口电厂全面启动了两个细则AGC调节性能的研究和改进。
　　1 对电厂AGC调节全流程进行分析，查找性能偏差原因
　　1.1两个细则相关考核指标的分析
　　AGC调节性能考核指标包括：K1(调节速率)，K2(调节精度)，K3(响应时间)，KP(调节性能综合指标)。其计算公式分别如下：
　　
　　式中Vij是机组i第j次调节的调节速率（MW/分钟），PEij是其结束响应过程时的出力（MW），PSij是其开始动作时的出力（MW），TEij是结束的时刻（分钟），TSij是开始的时刻（分钟），Pdij是第j次调节的启停磨临界点功率（MW），Tdij是第j次调节启停磨实际消耗的时间（分钟），VNi是机组i标准调节速率（MW/分钟），一般的直吹式制粉系统的汽包炉的火电机组的标准调节速率为机组额定有功功率的1.5%，张家口发电厂按1.5%计算。
　　
　　
　　式中ΔPij为第i台机组在第j次调节的偏差量（MW），Pij（t）为其在该时段内的实际出力，Pij为该时段内的设点指令值，TEij为该时段终点时刻，TSij为该时段起点时刻，调节允许的偏差量为机组额定有功功率的1%。
　　
　　式中tij为机组i第j次AGC机组的响应时间。是指EMS系统发出指令后，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。火电机组AGC响应时间应小于1分钟。
　　
　　式中衡量的是该AGC机组i第j次调节过程中的调节性能好坏程度。
　　实测机组月度调节性能指标K1，K2，K3。采用K1，K2，K3参数进行分项单独考核，若参数大于设定值1，考核电量为0；若参数小于1，按照参数大小进行考核。
　　同时对于机组参与AGC调节给与一定补偿费用，其计算公式如下：
　　日补偿费用＝D×Kpd×YAGC
　　式中D为每日调节量的总和，Kpd为机组当天的调节性能综合指标，YAGC为AGC调节性能补偿标准，火电机组取15元/MW。
　　根据各项指标公式进行分析得出以下结论：
　　1）在调节过程中达到目标值所用时间越短，速率越快，K1值越大于1。
　　2）K2值是一个≤2的数。在调节过程中偏差量越小，K2值越接近于2。
　　3） K3值也是一个≤2的数。在调节过程中跨出调节死区所用的时间越短，K3值越接近于2。
　　4）日补偿费用计算公式中，D与AGC调节模式有关，受调度控制电厂无法干预；YAGC为固定值；Kpd受机组性能制约且数值越大补偿越多。
　　总结以上分析：K1，K2，K3三个值分别越大于1不仅不会被考核，而且会得到更多补偿；K1，K3两个值与时间关系密切。所以从AGC调节时间入手提高K1，K3两个值，可达到明显改善AGC调节性能的目的。
　　1.2张家口发电厂AGC调节流程分析
　　指令下行数据流：中调下发遥调指令到NCS系统的远动机，远动机对各机组的遥调指令进行转换计算后以通讯报文形式通过串口发给各机组侧的ADAM4024模块，ADAM4024模块根据报文指令输出4－20mA电流到DCS系统，由DCS系统进行机组出力调节。流程图如下：
　　
　　
　　
　　反馈上行数据流：机组出力改变后，功率值通过SLC测控装置采集，然后通过FNET网与GATEWAY网关控制器通讯，GATEWAY以232串口方式将数据送至前置工控机处理。远动机从前置机获取遥测数据并上送给调度。流程图如下：
　　
　　
　　
　　对AGC调节的全流程进行分析可看出：
　　1）从调度下发指令到接收到电厂反馈中间传输环节很多。
　　2）整个环节不是一个完整的闭环。即DCS判断是否调节到目标值的判断依据是机组的有功功率变送器送给DCS的机组有功值，且采用三取中方式。而上传给调度的机组有功值是靠机组NCS交流采样装置采集的。存在数据不同源的问题。
　　对NCS测控装置的性能进行分析发现采集精度为1‰,实际机组CT满值为15000A，PT满值为20kV；则对应功率满值为519.60MW。对应1‰的采集精度，则死区值最大为0.52MW。
　　我们对机组DCS协调进行逻辑优化后进行试验，得到DCS从接到指令到完成调节总共用时在30秒左右。以此推理在不考虑通道传输环节情况下K3值应达到1.5左右，可实际K3值刚刚接近1，折算后对应通道传输环节耗费了20秒以上的时间。因此可以认为中间传输环节多、有功功率数据不同源（包括NCS测控装置死区）是造成K1、K3值低的原因，同时NCS和DCS之间的误差影响使K2值降低。
　　2对系统结构及设备进行改造将影响性能偏差的因素消除
　　2.1制定方案对系统结构及设备进行改造
　　根据设备现状及分析，张家口发电厂对NCS远动机进行了改造，改为新型NSC300远动机。新增NSD500V型NCS测控装置。改变原有的系统结构，减少数据传输的中间环节。
　　改造后指令下行数据流：中调下发遥调指令到NCS系统的远动机，远动机对中调指令进行光电转换后输出4－20mA电流到DCS系统，由DCS系统进行机组出力调节。流程图如下：
　　
　　
　　
　　改造后反馈上行数据流：DCS将机组的有功功率值以4-20mA摸拟量输出至NSD500V测控装置，经测控装置直接采集数据并转发给远动总控系统，总控系统直接将有功功率值上送至调度。流程图如下：
　　
　　
　　
　　2.2 AGC调节流程时间测试试验
　　改造完成后我们与网调进行联调试验，模拟实际运行中AGC调节过程，记录相关数据。试验步骤如下：
　　1）与网调核对GPS时钟的一致性，找到电厂侧与网调的时钟误差。并以网调侧时钟作为试验基准时钟。
　　2）在网调侧人工置数，在机组DCS侧记录收到调度指令的时间。
　　3）在机组DCS侧人工置数，在网调侧记录收到电厂反馈数据时间。
　　4）对记录数据进行误差修正。整理后得到下表
　　调度
　　
　　
　　
　　2.3改造效果分析及结论
　　通过对时间测试数据分析，可以看出AGC指令由华北网调下发至DCS的时间为4秒左右，DCS反馈上传至华北网调的时间为5秒左右，整个远动系统双向传输时间为9秒左右。与此前通道传输环节耗费20秒以上的时间相比，传输环节所用时间大幅减少。原因主要是传输过程减少了3个环节所致。因此K1、K3值能得到有效提高。
　　机组有功数据实现同源（机组的有功功率变送器送给DCS的机组有功值），消除NCS采集死区也对提高K1、K3值有利，消除NCS与DCS两个系统的误差对提高K2值有利。
　　2010年9月10日完成全部改造工作后对10日前后机组运行中K值统计对比如下表。其他机组因检修、停备或实验，数据不完整，只取5、6、8号机数据。
　　9月10日前后K1值：
　　
　　
　　
　　9月10日前后K2值：
　　
　　
　　
　　9月10日前后K3值：
　　
　　
　　
　　通过试验数据对比可以看到，K3值的提高幅度最为明显；K1值有2台机有明显提高，1台机变化不大；K2值有1台机有少量提高，2台机变化不大。由于K1，K2，K3三个值都有不同程度的提高，可以确定AGC调节性能整体得到提高。按照公式
　　
　　Kp值提高幅度更为明显，得到的补偿也大幅提高。
　　3 结束语
　　本文主要阐述了火电老厂在系统结构和设备性能难以满足两个细则要求，AGC性能偏差突出的情况下，如何在分析两个细则要求基础上，发现本厂存在的薄弱环节，并有针对性的进行设备改造。本文以张家口发电厂为例介绍了在系统结构及设备改造过程中，如何通过试验数据的对比分析，来验证改造效果，确认AGC调节性能的提高。其主要目的是本文所提出的工作思路对同类电厂能起到一个借鉴作用，能够为这些电厂扭转两个细则的不利局面提供一定帮助，并为电网稳定做出贡献。
　　参考文献
　　［1］《现代电网自动控制系统及其应用》中国电力出版社周全仁
　　［2］《华北区域发电厂并网运行管理实施细则（试行）》、《华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行）》、《华北区域发电厂辅助服务及并网运行管理实施细则的有关修改条款》华北电网有限公司电力电度通信中心
　　作者简介：
　　逯丽滨（1975-），男，河北省，大学本科，工程师，从事电厂继电保护工作。

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