【摘 要】電網“兩個細則”的實施加大了對發電廠電能質量的考核，制訂了詳細的獎懲方法。其中對AGC和一次調頻的調節質量是其中的重點考核內容。為了滿足兩個細則的要求，在保證機組安全性的前提下，對協調控制系統的AGC和一次調頻的控制結構和控制方法需要進行相應的改進，才能為電廠爭取最大的利益。
【關鍵詞】兩個細則 AGC 一次調頻 協調控制系統 考核 廠級負荷優化分配
0 引言
電網為了保證發電機組的供電質量，根據電監會發布的《發電廠并網運行管理規定》（電監市場[2006]42號）和《并網發電廠輔助服務管理暫行辦法》（電監市場[2006]43號）分別制定了兩個文件：《××區域發電廠并網運行管理實施細則》和《××區域并網發電廠輔助服務管理實施細則》（其中的××代表區域，如“華北”、“東北”），簡稱“兩個細則”。其中對AGC和一次調頻的投入率、調節指標的考核標準進行了嚴格的規定。兩個細則的試運期證明：有的機組原有的協調控制系統的調節品質雖然很好，但是對兩個細則中規定的一次調頻和AGC的指標要求尚有較大的差距。為了減少對發電機組的懲罰，需要對AGC、一次調頻回路和協調控制系統做較大的改進。
1 兩個細則對一次調頻和AGC指標的要求
1.1 一次調頻綜合指標及考核度量辦法
要求一次調頻未經網調批準不得退出，否則根據退出的時間長短考核發電量。
1）性能考核
機組在電網頻率發生波動時典型一次調頻調節過程如圖1所示。表征一次調頻貢獻的各項指標中，最重要的四項指標是轉速死區、響應時間、穩定時間和速度變動率。見圖1，其中f是電網頻率，Ni是機組有功功率，Δt是機組參與一次調頻的響應滯后時間，t1i是機組參與一次調頻的穩定時間。
Ø 轉速死區
轉速死區是特指系統在額定轉速附近對轉速的不靈敏區。為了在電網周波變化較小的情況下，提高機組運行的穩定性，一般在電調系統設置有轉速死區。但是過大的死區會減少機組參數一次調頻的次數及性能的發揮。發電機組一次調頻的轉速死區應不超過±2轉。
Ø 響應時間
機組參與一次調頻的響應滯后時間（見圖1中的Δt），目的是要保證機組一次調頻的快速性。發電機組一次調頻的響應滯后時間應不超過3秒。
Ø 穩定時間
機組參與一次調頻的穩定時間（見圖1中t1），這一指標是為了保證機組參與一次調頻后，在新的負荷點盡快穩定。發電機組一次調頻的穩定時間應不超過60秒。
Ø 速度變動率
速度變動率又叫轉速不等率，它是在機組單機運行下給出的定義：對于液調系統在同步器給定不變的情況下，機組從滿負荷狀態平穩過渡到空負荷狀態過程中，轉速的靜態增加與額定轉速的相對比值，即為調速系統的速度變動率。發電機組一次調頻的速度變動率應不高于5%。
2） 一次調頻正確動作率
當某臺機組并網運行時，在電網頻率越過機組一次調頻死區的一個積分期間，如果機組的一次調頻功能貢獻量為正（或者機組的一次調頻動作指令表明機組在該期間機組一次調頻動作），則統計為該機組一次調頻正確動作1次，否則，為不正確動作1次。
Ø 調節速率
調節速率是指機組響應設點指令的速率，可分為上升速率和下降速率。在漲出力階段計算其調節速率時考慮消除啟磨的影響。
Ø 調節精度
調節精度是指機組響應穩定以后，實際出力和設點出力之間的差值。
Ø 響應時間
響應時間是指EMS系統發出指令之后，機組出力在原出力點的基礎上，可靠地跨出與調節方向一致的調節死區所用的時間。
2 兩個細則對一次調頻控制回路的改進需求
2.1 取消一次調頻投退按鈕
應取消DCS和DEH畫面上的一次調頻功能投/退操作按鈕，保證一次調頻功能始終在投入狀態。
2.2 協調控制系統和DEH的聯合進行一次調頻調節
應在協調控制系統和DEH回路同時投入一次調頻校正回路，由DEH, DCS共同完成一次調頻功能，而且由頻差信號換算成的“一次調頻因子”應該從DEH計算出來后送至DCS，通過這種手段能避免協調控制系統對DEH一次調頻的反調作用，以保證一次調頻控制的速度和精度。
2.3 通過抑制AGC的調節來保證一次調頻的正確動作方向
在機組投入一次調平和AGC功能時，經常會出現AGC的負荷指令變化方向和一次調頻要求的負荷指令變化方向不一致的情況，如果一次調頻受AGC的影響使其調節效果達不到兩個細則所要求的“機組的一次調頻功能貢獻量為正”的結果，就會被電網統計為“該機組一次調頻不正確動作1次”。
由于對一次調頻不正確動作的考核嚴于對AGC調節精度與速度的考核，所以在AGC的負荷指令變化方向和一次調頻要求的負荷指令變化方向不一致時，應閉鎖AGC指令的調節，優先滿足一次調頻的控制需要。
3 兩個細則對AGC和協調控制系統的改進需求
兩個細則考核的指標有AGC的可用率、調節速度、調節精度、響應時間四個指標，下面對提高各指標對協調控制系統的改進需求進行論述。
3.1 影響AGC可用率的因素及改進方法
1）將切除協調控制方式和AGC的條件放寬
在協調控制系統中，有“機組負荷與給定值偏差大”或“主汽壓力與給定值偏差大”退協調、AGC指令與負荷給定值偏差大退AGC的邏輯。為了保證AGC的投入率，就要對上述的偏差定值進行重新設定，以減少AGC退出的幾率。
3.1.2 加強AGC數據傳輸的可靠性
AGC數據從中調的EMS到發電廠的DCS的傳輸途徑如圖3所示[4]。EMS和DCS的數據傳輸經歷了光纖通訊、RTU，經過硬線的傳輸才到達DCS。傳輸距離長、轉換過程多，容易出現信號斷線、輸入輸出模件故障等情況，會影響AGC的投入率。因此需要加強AGC數據傳輸的可靠性研究。
3.2 影響AGC調節速度的因素及改進方法
1）AGC指令傳輸及運算速率對AGC調節速率的影響
AGC指令從EMS發出到送至機組的協調控制系統執行，需要經過以下時間間隔：
① EMS控制站的掃描周期
② 數據的通訊與A/D、D/A轉換過程
③ DCS的數據掃描與處理周期
④ 協調控制系統的控制指令的運算
⑤ 汽輪機和鍋爐對負荷的響應過程
⑥ 將機組有功功率送回EMS控制站
綜合以上因素，網調統計的機組實際變負荷速率與機組設定的數值與就會存在一定程度的負偏差。比如：某電廠兩臺600MW機組設定的變負荷速率為機組額定有功功率的1%，而網調統計的速率僅為0.55%。
考慮到上述信號轉換與調節過程對變負荷速率產生的負偏差，機組的變負荷速率要設得比電網要求的高一些，最好是0.5%。
2）機組滑壓運行對AGC的影響
火電機組通常有定壓和滑壓兩種運行方式�；瑝哼\行時，鍋爐參數隨負荷的變化而變化，變化方向與負荷需求方向相同。當需要增加負荷時，鍋爐同時需要吸收一部分熱量來提高參數，使其蓄熱能力增加；反之需要降低負荷時，參數要降低，要釋放蓄熱。這正好阻礙了機組對外界負荷需求的響應，降低了負荷響應速率。定壓方式則可不改變鍋爐蓄熱能力，有利于負荷的快速響應。
為提高純火電電網AGC的快速響應能力，應要求設計特定的AGC機組運行方式，即在AGC負荷調整范圍內，機組升降負荷采用定壓方式，并適當允許機組有較大參數波動，以充分利用鍋爐蓄熱能力，等變負荷過程結束后再轉為滑壓方式。
3）風／煤間的交叉限制對AGC調節速率的影響
目前，通用的燃料和送風控制中都設計有風／煤交叉限制邏輯．以實現升負荷時先加風后加燃料、減負荷時先減燃料后減風的功能。在機組負荷變動中。此種功能往往成為制約機組負荷響應速度的一個因素。實際上，燃煤鍋爐一般都采用較大的過量空氣系數，近年來新投產機組都投入了氧量自動，這使得風／煤交叉限制失去了控制意義。因此為了提高機組的負荷響應速度，建議取消風／煤的交叉限制。
4）采用BF工作方式,充分利用鍋爐的蓄熱
鍋爐是一個巨大的蓄熱裝置，采用鍋爐跟隨方式（BF）下的協調控制系統能夠在機組變負荷時，如果能夠合理利用其蓄能的變化可以提高機組對負荷指令的響應速度。利用鍋爐的蓄熱就是在機組變負荷時允許主汽壓力的合理波動，所謂合理波動具體是指在機組變負荷開始時取消壓力偏差對汽機調門的限制作用，升負荷之初允許主汽壓力適當地下降，開始降負荷時則允許主汽壓力適當地上升。一般認為對于配備直吹式制粉系統機組而言，允許主壓力偏差在0.3～0.5 MPa之間都是合適的。
5）利用凝結水節流技術加快機組對AGC的響應速度
所謂采用凝結水節流技術是指在機組變負荷時，在凝汽器和除氧器允許的水位變化內，改變凝泵出口調門的開度，改變凝結水流量，從而改變抽汽量，暫時獲得或釋放一部分機組的負荷，如加負荷時，關凝汽器出口調門，減小凝結水流量，從而減小低加的抽汽量，增加蒸汽做功的量，使機組負荷增加，減負荷時反之亦然。凝結水節流的特性試驗證明了凝結水節流對負荷變化的有效性。
凝結水節流技術只能夠解決變負荷初期的負荷響應，能夠改善由于鍋爐側的滯后而產生的負荷響應的延時，但最終的負荷響應仍然需要鍋爐側燃燒率的變化，所以鍋爐側的協調控制策略仍然十分重要，而且需要與凝結水節流技術相配套。
文獻[6]介紹了利用凝結水節流技術加快機組對AGC的響應速度在外高橋第三發電廠2臺1000MW超超臨界機組上已經得到了實踐的驗證。
6）提高機組的變負荷速率設定值
有一個發電廠，其兩臺600MW機組都經過速率為機組額定有功功率的4%的變負荷測試，試驗結果也證明了調節品質良好。但是在機組的正常運行過程中，運行人員為了保證機組的穩定，只將變負荷速率設置為1%，按照兩個細則的考核方法，受到了考核。這種情況就是由于過于保守而造成的不必要的損失。
3.3 影響AGC調節精度的因素及改進方法
1）負荷調節的不靈敏區的影響
為了降低AGC指令頻繁變化對機組穩定性的影響，協調控制系統都設計有AGC指令和機組負荷目標值的不靈敏區。為了滿足AGC調節精度的要求，需要將這數值設得盡量小，±1-±2MW即可。
2）協調控制系統壓力拉回回路的影響
協調控制主要是對具有大慣性、大遲延的鍋爐和響應速度較快的汽輪機之間的控制指令進行協調。為了在機組變負荷過程中盡可能保證主蒸汽壓力的穩定，在鍋爐跟蹤協調控制方式下，將主蒸汽壓力的偏差信號引入汽輪機側的負荷控制回路中，以使汽輪機控制和鍋爐控制共同穩定主蒸汽壓力，但這會降低對AGC指令的響應速度，影響AGC的調節精度。
在機組變負荷初期希望通過主蒸汽壓力的合理波動來提高機組對負荷指令的響應速度和AGC的調節精度；因此可以將壓力拉回的定值放寬，以達到弱化壓力拉回的作用。
3）負荷閉鎖增/減的觸發條件的影響
為了防止機組的負荷變化速度與幅度超過機組主、輔機的承受能力，協調控制系統設計有負荷閉鎖增減功能。在被調量與設定值偏差大或者調節器的輸出能力達到上下限值時，就閉鎖負荷指令的增減。為了加快對AGC指令的響應速度與精度，應對負荷閉鎖邏輯進行精簡，只保留燃燒、給水等主要回路的觸發條件。
4）協調控制系統調節性能的影響
投入AGC后，AGC指令經常會出現頻繁的波動過程，如果協調控制系統的穩定性不好，會造成被調量的振蕩甚至發散。因此，為了滿足在機組AGC投入條件下協調控制系統的控制精度和穩定性的需求，建議在協調控制系統的驗收標準中增加“機組負荷指令三角波負荷變化測試”的項目：即負荷指令以一定的速率與變化幅度，以三角波的形式反復變化3個周期，然后考察各主要被調量（機組負荷、主汽壓力及主、再熱汽溫度等）的穩定性。圖4是一臺600MW機組進行三角波負荷指令的測試曲線[7]。
3.4 影響AGC響應時間的因素及改進方法
1）煤量和一次風量的影響
鍋爐響應的遲延主要發生在制粉過程。中間貯倉系統對于增加燃燒率的反應速度最快，鋼球磨煤機次之，中速磨系統最慢。目前，提高直吹式制粉系統的反應速度的手段是增強煤量和一次風量的前饋作用，充分利用磨煤機內的蓄粉，迅速改變給煤量，使鍋爐的燃燒率發生變化，從而縮短純遲延時間，但運行波動加重和調整過程加長。因此需合理調整，達到兼顧縮短遲延時間和減少運行波動的目的。
2）磨煤機啟動過程中產生的遲延
機組在不同負荷區段運行時會引起制粉系統的啟、停磨操作。對直吹式制粉系統而言，目前只有極少數性能特別優良的協調控制系統在啟/停磨操作期間允許機組正常增減負荷，而絕大多數協調控制系統在啟、停磨操作期間，因制粉系統難以控制而需要閉鎖增減負荷。這種情況實際上破壞了機組的連續可控性。雖然在對AGC考核指標中已經規定了：“在漲出力階段，在計算其調節速率時必須消除啟磨的影響”，但是啟磨所需時間越長的機組所受的考核肯定會越多。
對此有兩種解決方案，一是在DCS中實現磨煤機自啟停功能，二是改進控制軟件，使其響應機組的閉鎖增減和閉鎖增減解除信號并進行合理處理。
文獻[8]中的實例證明，直吹式制粉系統磨煤機子組自啟停優化改進方案是保證AGC調節速率的一個有效的手段。
4 對兩個細則考核方法的建議
4.1 對于供電品質的提高，電網和發電廠要一起進行研究
由于受短期負荷預測能力的限制，在調節聯絡線偏差的過程中，AGC送至發電廠的指令常常在很短的周期內呈現往復波動的趨勢，使機組的風、煤、給水、汽溫等控制系統頻繁調節，從而影響了系統的穩定性，加劇了主、輔機的磨損，使機組的壽命縮短、檢修的成本上升。
網調應該從提高負荷的短期預測能力入手，研究出合理的控制區域的AGC控制邏輯，在保證電網供電指標的前提下，盡量減少機組的AGC動作次數和幅度。
4.2 發電廠要兼顧機組的安全性和經濟性的指標
如本文中第3部分所述，為了滿足兩個細則對一次調頻和AGC調節指標的要求，所采取的措施諸如：放寬切除協調和AGC的條件、取消風/煤交叉限制、設定較高的變負荷速率、削弱壓力拉回的作用、減少負荷閉鎖增/減的觸發條件都會從一定程度上犧牲機組的安全性和穩定性。因此各發電公司在考慮兩個細則的獎懲條件時要根據機組的設備現狀，制定一個兼顧機組的安全性和經濟性的綜合控制方案。
4.3 “兩個細則”對發電廠的考核需要考慮廠級機組負荷優化分配的功能
目前“兩個細則”的考核辦法只是對每臺機組的一次調頻和AGC指令的考核，對于每個發電公司來講，全廠機組的負荷優化分配系統的方式更為合理，AGC的指令由單臺機組改為全廠的負荷指令，再由全廠機組的負荷優化分配系統按照經濟性、快速性、調節頻度等分配原則將AGC指令合理地分配到各機組，實現機組的安全、穩定和經濟運行。
由于目前國內廠級監控信息系統（SIS）的建立為火電廠實現全廠機組的負荷優化分配提供了實現的平臺，對于廠級負荷優化分配的研究也達到了一定的理論深度，在一些電廠也有成功投運的經驗， 因此“兩個細則”對發電廠的考核需要增加針對廠級機組負荷優化分配的內容。
5 結語
電網兩個細則試行幾個月后的情況表明：對各發電廠一次調頻和AGC的獎懲結果差異很大。機組協調控制系統的調節品質即使投運效果良好，如果想獲得電網的獎勵，也需要對一次調頻和AGC控制回路進行相應的改進工作。
有的發電廠在采取本文所介紹的部分改進方法后，一次調頻和AGC的調節品質明顯提高，機組的月度調節指標的排名從網局的后十名變為了前十名之內，獲得了電網豐厚的獎勵。
各發電公司在考慮兩個細則的獎懲條件時要根據機組的現狀，制定一個兼顧機組的安全性和經濟性的綜合控制方案。
兩個細則僅是針對于單機的AGC調節指標進行考核，沒有考慮全廠機組負荷優化分配系統投入的情況，建議進行補充。
參考文獻：
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作者簡介：
張秋生（1970-），男，高級工程師，工學碩士，主要從事火力發電廠熱工控制技術的研究工作。工作單位：神華國華(北京)電力研究院有限公司；地址：北京市豐臺區開陽路1號瀚�；▓@科技大廈，郵編100069 |
