提高66万机组AGC与一次调频性能方法.doc

提高66万机组AGC与一次调频性能方法 　　【摘 要】为了满足某省电网“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自动发电控制（Automatic Generation Control）和一次调频的控制结构和控制方法需要进行相应的改进，为该厂争取一定的经济利益。对协调控制系统的AGC 和一次调频内部参数深入研究与探讨，总结经验积极改进达到该省电网指标要求。 【关键词】协调控制；AGC；一次调频；方法 0 前言 本人有幸被省调派遣到某省某电厂对该电厂进行系统调试，参与了该厂的66万机组的全程调试工作，为此写下调试管理过程中的一点心得体会。根据该省电网两个办法规定AGC机组的调节速率由电网调度机构能量管理系统（EMS）测定，调节速率必须达到1.5%额定容量/每分钟，达不到要求的运行机组按每超过0.1%额定容量/每分钟每天考核100元；AGC的调节精度由电网EMS系统，日平均调节精度必须达到0.5%额定容量，达不到要求的运行机组按每超过0.1%额定容量每天考核300元。一次调频要求：45秒平均调节速率必须达到2%额定容量，达不到要求的运行机组每超过0.1%额定容量/每分钟每天考核100元。按照此要求计算每月的考核费用是笔不小的开支。 1 提高AGC和一次调频性能的方法 针对如此严格的指标考核要求，热控专业人员集思广益，共同研究改善AGC和一次调频性能参数，不断提高该厂机组AGC和一次调频性能使其满足电网的要求。 1.1 校准AGC负荷指令和负荷反馈信号，提高调节精度 要提高机组的负荷调节速率，其首要前提是要确保机组接收的负荷指令与电网调度指令的一致，否则，再高的调节速率也于事无补。因此我们的第一步工作便是校准AGC负荷指令信号，具体在如下两个方面落实。 在AGC系统中，先由电网调度EMS系统通过微波送至电厂侧远动RTU，再由RTU通过硬接线送至机组DCS系统，期间传送距离远、环节多，同时信号经过模拟量及数字量的转换，极易引起 指令信号的偏差，我们仔细检查了RTU与DCS系统之间的传输电缆，确保电缆屏蔽的可靠性； 在AGC闭环联调试验前，先进行AGC离线调试，即在电网调度EMS系统与电厂侧远动RTU、 AGC接口装置及DCS系统之间进行AGC信号调试，确保各系统之间的指令信号快速、准确、可靠 。这样的调整，特别是调度负荷指令，由电网调度EMS主机发出的机组期望出力指令值，即“调度负荷指令”，使两者之间的偏差不大于1MW，且为线性关系。AGC调节精度有了一定的提高。 该省电力调度自动化处提出为适应两个细则和颁发的新版发电企业考核办法，电厂应保证机组实际出力偏差（电厂DCS中的实际出力与省调EMS中实际出力的差值）和AGC负荷指令偏差（电厂DCS中的AGC负荷指令与省调EMS中的AGC负荷指令的差值）的差值绝对值不超过1MW，机组AGC调节上限及下限的偏差绝对值不超过2MW，机组AGC调节速率偏差的绝对值不超过0.1%额定出力/MIN。结合对其他电厂的调研情况，该厂DCS中的发电机有功是由继保的三个功率变送器输出的4-20mA信号进行三取中得到的，而调度EMS系统中的发电机有功是由交流采样装置得出的数据直接上传得到的，此发电机有功功率数据不同源，就造成电厂DCS和调度EMS中的发电机有功数值存在偏差，影响AGC的性能。通过继保专业和热工专业人员经过认真讨论，本着保证设备安全稳定运行和对现有自动化系统、DCS系统改动最少的原则，确定了技术方案。利用机组检修机会将热工DCS中经过三取中得出的发电机有功数据通过AO卡件输出至NCS系统，由远动系统将此数值上传至省调EMS，NCS交流采样得出的发电机有功数值不再上传调度，在NCS后台中保留。同时将热工与远动系统之间的进行精度校验。解决发电机有功同源并对热工与继保远东系统传递的8个模拟量通道数据全部进行通道精度校准。 1.2 规范运行人员参数调节，提高负荷变化率设定值 以前原该厂运行人员AGC调节速率设定值一班为6MW，按照机组额定容量为660MW，要达到1.5%额定容量/每分钟的要求，理论负荷设定变化率应达到10MW/每分钟，由于AGC指令要经过速率限制后才输入到机主控，且控制系统存在延迟，6MW的设定速率远远达不到要求，建议运行人员将实际设定置大于10MW/每分钟，经过努力，从源头上保证了1.5%额定容量/每分钟的要求。 1.3 对调节系统参数进行优化和试验，提高汽机的响应速率 减少AGC指令在协调控制系统负荷指令处理回路中的延迟时间。AGC指令在进入协调控制系统负荷指令处理回路经负荷高低限幅，负荷变化率限制和指令增减闭锁经过一段延时作为协调控制系统负荷控制指令进入汽机主控和锅炉主控逻辑来协调汽