【摘 要】电网“两个细则”的实施加大了对发电厂电能质量的考核，制订了详细的奖惩方法。其中对AGC和一次调频的调节质量是其中的重点考核内容。为了满足两个细则的要求，在保证机组安全性的前提下，对协调控制系统的AGC和一次调频的控制结构和控制方法需要进行相应的改进，才能为电厂争取最大的利益。
【关键词】两个细则 AGC 一次调频 协调控制系统 考核 厂级负荷优化分配
0 引言
电网为了保证发电机组的供电质量，根据电监会发布的《发电厂并网运行管理规定》（电监市场[2006]42号）和《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场[2006]43号）分别制定了两个文件：《××区域发电厂并网运行管理实施细则》和《××区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》（其中的××代表区域，如“华北”、“东北”），简称“两个细则”。其中对AGC和一次调频的投入率、调节指标的考核标准进行了严格的规定。两个细则的试运期证明：有的机组原有的协调控制系统的调节品质虽然很好，但是对两个细则中规定的一次调频和AGC的指标要求尚有较大的差距。为了减少对发电机组的惩罚，需要对AGC、一次调频回路和协调控制系统做较大的改进。
1 两个细则对一次调频和AGC指标的要求
1.1 一次调频综合指标及考核度量办法
要求一次调频未经网调批准不得退出，否则根据退出的时间长短考核发电量。
1）性能考核
机组在电网频率发生波动时典型一次调频调节过程如图1所示。表征一次调频贡献的各项指标中，最重要的四项指标是转速死区、响应时间、稳定时间和速度变动率。见图1，其中f是电网频率，Ni是机组有功功率，Δt是机组参与一次调频的响应滞后时间，t1i是机组参与一次调频的稳定时间。
Ø 转速死区
转速死区是特指系统在额定转速附近对转速的不灵敏区。为了在电网周波变化较小的情况下，提高机组运行的稳定性，一般在电调系统设置有转速死区。但是过大的死区会减少机组参数一次调频的次数及性能的发挥。发电机组一次调频的转速死区应不超过±2转。
Ø 响应时间
机组参与一次调频的响应滞后时间（见图1中的Δt），目的是要保证机组一次调频的快速性。发电机组一次调频的响应滞后时间应不超过3秒。
Ø 稳定时间
机组参与一次调频的稳定时间（见图1中t1），这一指标是为了保证机组参与一次调频后，在新的负荷点尽快稳定。发电机组一次调频的稳定时间应不超过60秒。
Ø 速度变动率
速度变动率又叫转速不等率，它是在机组单机运行下给出的定义：对于液调系统在同步器给定不变的情况下，机组从满负荷状态平稳过渡到空负荷状态过程中，转速的静态增加与额定转速的相对比值，即为调速系统的速度变动率。发电机组一次调频的速度变动率应不高于5%。
2） 一次调频正确动作率
当某台机组并网运行时，在电网频率越过机组一次调频死区的一个积分期间，如果机组的一次调频功能贡献量为正（或者机组的一次调频动作指令表明机组在该期间机组一次调频动作），则统计为该机组一次调频正确动作1次，否则，为不正确动作1次。
Ø 调节速率
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。在涨出力阶段计算其调节速率时考虑消除启磨的影响。
Ø 调节精度
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。
Ø 响应时间
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。
2 两个细则对一次调频控制回路的改进需求
2.1 取消一次调频投退按钮
应取消DCS和DEH画面上的一次调频功能投/退操作按钮，保证一次调频功能始终在投入状态。
2.2 协调控制系统和DEH的联合进行一次调频调节
应在协调控制系统和DEH回路同时投入一次调频校正回路，由DEH, DCS共同完成一次调频功能，而且由频差信号换算成的“一次调频因子”应该从DEH计算出来后送至DCS，通过这种手段能避免协调控制系统对DEH一次调频的反调作用，以保证一次调频控制的速度和精度。
2.3 通过抑制AGC的调节来保证一次调频的正确动作方向
在机组投入一次调平和AGC功能时，经常会出现AGC的负荷指令变化方向和一次调频要求的负荷指令变化方向不一致的情况，如果一次调频受AGC的影响使其调节效果达不到两个细则所要求的“机组的一次调频功能贡献量为正”的结果，就会被电网统计为“该机组一次调频不正确动作1次”。
由于对一次调频不正确动作的考核严于对AGC调节精度与速度的考核，所以在AGC的负荷指令变化方向和一次调频要求的负荷指令变化方向不一致时，应闭锁AGC指令的调节，优先满足一次调频的控制需要。
3 两个细则对AGC和协调控制系统的改进需求
两个细则考核的指标有AGC的可用率、调节速度、调节精度、响应时间四个指标，下面对提高各指标对协调控制系统的改进需求进行论述。
3.1 影响AGC可用率的因素及改进方法
1）将切除协调控制方式和AGC的条件放宽
在协调控制系统中，有“机组负荷与给定值偏差大”或“主汽压力与给定值偏差大”退协调、AGC指令与负荷给定值偏差大退AGC的逻辑。为了保证AGC的投入率，就要对上述的偏差定值进行重新设定，以减少AGC退出的几率。
3.1.2 加强AGC数据传输的可靠性
AGC数据从中调的EMS到发电厂的DCS的传输途径如图3所示[4]。EMS和DCS的数据传输经历了光纤通讯、RTU，经过硬线的传输才到达DCS。传输距离长、转换过程多，容易出现信号断线、输入输出模件故障等情况，会影响AGC的投入率。因此需要加强AGC数据传输的可靠性研究。
3.2 影响AGC调节速度的因素及改进方法
1）AGC指令传输及运算速率对AGC调节速率的影响
AGC指令从EMS发出到送至机组的协调控制系统执行，需要经过以下时间间隔：
① EMS控制站的扫描周期
② 数据的通讯与A/D、D/A转换过程
③ DCS的数据扫描与处理周期
④ 协调控制系统的控制指令的运算
⑤ 汽轮机和锅炉对负荷的响应过程
⑥ 将机组有功功率送回EMS控制站
综合以上因素，网调统计的机组实际变负荷速率与机组设定的数值与就会存在一定程度的负偏差。比如：某电厂两台600MW机组设定的变负荷速率为机组额定有功功率的1%，而网调统计的速率仅为0.55%。
考虑到上述信号转换与调节过程对变负荷速率产生的负偏差，机组的变负荷速率要设得比电网要求的高一些，最好是0.5%。
2）机组滑压运行对AGC的影响
火电机组通常有定压和滑压两种运行方式。滑压运行时，锅炉参数随负荷的变化而变化，变化方向与负荷需求方向相同。当需要增加负荷时，锅炉同时需要吸收一部分热量来提高参数，使其蓄热能力增加；反之需要降低负荷时，参数要降低，要释放蓄热。这正好阻碍了机组对外界负荷需求的响应，降低了负荷响应速率。定压方式则可不改变锅炉蓄热能力，有利于负荷的快速响应。
为提高纯火电电网AGC的快速响应能力，应要求设计特定的AGC机组运行方式，即在AGC负荷调整范围内，机组升降负荷采用定压方式，并适当允许机组有较大参数波动，以充分利用锅炉蓄热能力，等变负荷过程结束后再转为滑压方式。
3）风／煤间的交叉限制对AGC调节速率的影响
目前，通用的燃料和送风控制中都设计有风／煤交叉限制逻辑．以实现升负荷时先加风后加燃料、减负荷时先减燃料后减风的功能。在机组负荷变动中。此种功能往往成为制约机组负荷响应速度的一个因素。实际上，燃煤锅炉一般都采用较大的过量空气系数，近年来新投产机组都投入了氧量自动，这使得风／煤交叉限制失去了控制意义。因此为了提高机组的负荷响应速度，建议取消风／煤的交叉限制。
4）采用BF工作方式,充分利用锅炉的蓄热
锅炉是一个巨大的蓄热装置，采用锅炉跟随方式（BF）下的协调控制系统能够在机组变负荷时，如果能够合理利用其蓄能的变化可以提高机组对负荷指令的响应速度。利用锅炉的蓄热就是在机组变负荷时允许主汽压力的合理波动，所谓合理波动具体是指在机组变负荷开始时取消压力偏差对汽机调门的限制作用，升负荷之初允许主汽压力适当地下降，开始降负荷时则允许主汽压力适当地上升。一般认为对于配备直吹式制粉系统机组而言，允许主压力偏差在0.3～0.5 MPa之间都是合适的。
5）利用凝结水节流技术加快机组对AGC的响应速度
所谓采用凝结水节流技术是指在机组变负荷时，在凝汽器和除氧器允许的水位变化内，改变凝泵出口调门的开度，改变凝结水流量，从而改变抽汽量，暂时获得或释放一部分机组的负荷，如加负荷时，关凝汽器出口调门，减小凝结水流量，从而减小低加的抽汽量，增加蒸汽做功的量，使机组负荷增加，减负荷时反之亦然。凝结水节流的特性试验证明了凝结水节流对负荷变化的有效性。
凝结水节流技术只能够解决变负荷初期的负荷响应，能够改善由于锅炉侧的滞后而产生的负荷响应的延时，但最终的负荷响应仍然需要锅炉侧燃烧率的变化，所以锅炉侧的协调控制策略仍然十分重要，而且需要与凝结水节流技术相配套。
文献[6]介绍了利用凝结水节流技术加快机组对AGC的响应速度在外高桥第三发电厂2台1000MW超超临界机组上已经得到了实践的验证。
6）提高机组的变负荷速率设定值
有一个发电厂，其两台600MW机组都经过速率为机组额定有功功率的4%的变负荷测试，试验结果也证明了调节品质良好。但是在机组的正常运行过程中，运行人员为了保证机组的稳定，只将变负荷速率设置为1%，按照两个细则的考核方法，受到了考核。这种情况就是由于过于保守而造成的不必要的损失。
3.3 影响AGC调节精度的因素及改进方法
1）负荷调节的不灵敏区的影响
为了降低AGC指令频繁变化对机组稳定性的影响，协调控制系统都设计有AGC指令和机组负荷目标值的不灵敏区。为了满足AGC调节精度的要求，需要将这数值设得尽量小，±1-±2MW即可。
2）协调控制系统压力拉回回路的影响
协调控制主要是对具有大惯性、大迟延的锅炉和响应速度较快的汽轮机之间的控制指令进行协调。为了在机组变负荷过程中尽可能保证主蒸汽压力的稳定，在锅炉跟踪协调控制方式下，将主蒸汽压力的偏差信号引入汽轮机侧的负荷控制回路中，以使汽轮机控制和锅炉控制共同稳定主蒸汽压力，但这会降低对AGC指令的响应速度，影响AGC的调节精度。
在机组变负荷初期希望通过主蒸汽压力的合理波动来提高机组对负荷指令的响应速度和AGC的调节精度；因此可以将压力拉回的定值放宽，以达到弱化压力拉回的作用。
3）负荷闭锁增/减的触发条件的影响
为了防止机组的负荷变化速度与幅度超过机组主、辅机的承受能力，协调控制系统设计有负荷闭锁增减功能。在被调量与设定值偏差大或者调节器的输出能力达到上下限值时，就闭锁负荷指令的增减。为了加快对AGC指令的响应速度与精度，应对负荷闭锁逻辑进行精简，只保留燃烧、给水等主要回路的触发条件。
4）协调控制系统调节性能的影响
投入AGC后，AGC指令经常会出现频繁的波动过程，如果协调控制系统的稳定性不好，会造成被调量的振荡甚至发散。因此，为了满足在机组AGC投入条件下协调控制系统的控制精度和稳定性的需求，建议在协调控制系统的验收标准中增加“机组负荷指令三角波负荷变化测试”的项目：即负荷指令以一定的速率与变化幅度，以三角波的形式反复变化3个周期，然后考察各主要被调量（机组负荷、主汽压力及主、再热汽温度等）的稳定性。图4是一台600MW机组进行三角波负荷指令的测试曲线[7]。
3.4 影响AGC响应时间的因素及改进方法
1）煤量和一次风量的影响
锅炉响应的迟延主要发生在制粉过程。中间贮仓系统对于增加燃烧率的反应速度最快，钢球磨煤机次之，中速磨系统最慢。目前，提高直吹式制粉系统的反应速度的手段是增强煤量和一次风量的前馈作用，充分利用磨煤机内的蓄粉，迅速改变给煤量，使锅炉的燃烧率发生变化，从而缩短纯迟延时间，但运行波动加重和调整过程加长。因此需合理调整，达到兼顾缩短迟延时间和减少运行波动的目的。
2）磨煤机启动过程中产生的迟延
机组在不同负荷区段运行时会引起制粉系统的启、停磨操作。对直吹式制粉系统而言，目前只有极少数性能特别优良的协调控制系统在启/停磨操作期间允许机组正常增减负荷，而绝大多数协调控制系统在启、停磨操作期间，因制粉系统难以控制而需要闭锁增减负荷。这种情况实际上破坏了机组的连续可控性。虽然在对AGC考核指标中已经规定了：“在涨出力阶段，在计算其调节速率时必须消除启磨的影响”，但是启磨所需时间越长的机组所受的考核肯定会越多。
对此有两种解决方案，一是在DCS中实现磨煤机自启停功能，二是改进控制软件，使其响应机组的闭锁增减和闭锁增减解除信号并进行合理处理。
文献[8]中的实例证明，直吹式制粉系统磨煤机子组自启停优化改进方案是保证AGC调节速率的一个有效的手段。
4 对两个细则考核方法的建议
4.1 对于供电品质的提高，电网和发电厂要一起进行研究
由于受短期负荷预测能力的限制，在调节联络线偏差的过程中，AGC送至发电厂的指令常常在很短的周期内呈现往复波动的趋势，使机组的风、煤、给水、汽温等控制系统频繁调节，从而影响了系统的稳定性，加剧了主、辅机的磨损，使机组的寿命缩短、检修的成本上升。
网调应该从提高负荷的短期预测能力入手，研究出合理的控制区域的AGC控制逻辑，在保证电网供电指标的前提下，尽量减少机组的AGC动作次数和幅度。
4.2 发电厂要兼顾机组的安全性和经济性的指标
如本文中第3部分所述，为了满足两个细则对一次调频和AGC调节指标的要求，所采取的措施诸如：放宽切除协调和AGC的条件、取消风/煤交叉限制、设定较高的变负荷速率、削弱压力拉回的作用、减少负荷闭锁增/减的触发条件都会从一定程度上牺牲机组的安全性和稳定性。因此各发电公司在考虑两个细则的奖惩条件时要根据机组的设备现状，制定一个兼顾机组的安全性和经济性的综合控制方案。
4.3 “两个细则”对发电厂的考核需要考虑厂级机组负荷优化分配的功能
目前“两个细则”的考核办法只是对每台机组的一次调频和AGC指令的考核，对于每个发电公司来讲，全厂机组的负荷优化分配系统的方式更为合理，AGC的指令由单台机组改为全厂的负荷指令，再由全厂机组的负荷优化分配系统按照经济性、快速性、调节频度等分配原则将AGC指令合理地分配到各机组，实现机组的安全、稳定和经济运行。
由于目前国内厂级监控信息系统（SIS）的建立为火电厂实现全厂机组的负荷优化分配提供了实现的平台，对于厂级负荷优化分配的研究也达到了一定的理论深度，在一些电厂也有成功投运的经验， 因此“两个细则”对发电厂的考核需要增加针对厂级机组负荷优化分配的内容。
5 结语
电网两个细则试行几个月后的情况表明：对各发电厂一次调频和AGC的奖惩结果差异很大。机组协调控制系统的调节品质即使投运效果良好，如果想获得电网的奖励，也需要对一次调频和AGC控制回路进行相应的改进工作。
有的发电厂在采取本文所介绍的部分改进方法后，一次调频和AGC的调节品质明显提高，机组的月度调节指标的排名从网局的后十名变为了前十名之内，获得了电网丰厚的奖励。
各发电公司在考虑两个细则的奖惩条件时要根据机组的现状，制定一个兼顾机组的安全性和经济性的综合控制方案。
两个细则仅是针对于单机的AGC调节指标进行考核，没有考虑全厂机组负荷优化分配系统投入的情况，建议进行补充。
参考文献：
[1] 华北区域发电厂并网运行管理实施细则（试行）. 华北电监局.2008年
[2] 华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行）. 华北电监局.2008年
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[8] 卢爱国，刘红霞. AGC方式下直吹式磨煤机自启停探讨[J]. 科技情报开发与经济，2008，18（33）：118-120.
[9] 张秋生，付仁杰.火电厂机组负荷优化分配办法[J]. 热力发电，2009，38（1）：1-3.
作者简介：
张秋生（1970-），男，高级工程师，工学硕士，主要从事火力发电厂热工控制技术的研究工作。工作单位：神华国华(北京)电力研究院有限公司；地址：北京市丰台区开阳路1号瀚海花园科技大厦，邮编100069 |
