火電廠agc性能優(yōu)化滿足電網(wǎng)兩個細則要求的分析研究

1、<p>　　火電廠AGC性能優(yōu)化滿足電網(wǎng)兩個細則要求的分析研究</p><p>　　摘要：從2010年起電網(wǎng)按照《華北區(qū)域發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理實施細則（試行）》、《華北區(qū)域并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務管理實施細則（試行）》及《華北區(qū)域發(fā)電廠輔助服務及并網(wǎng)運行管理實施細則的有關修改條款》文件（簡稱：兩個細則）對并網(wǎng)發(fā)電廠進行管理。對于火電廠特別是老廠來說系統(tǒng)結構和設備性能難以滿足兩個細則的要求，AGC性能偏差尤為突出

2、。本文闡述了如何分析兩個細則指標要求并以張家口發(fā)電廠為例進行系統(tǒng)結構優(yōu)化著手提高AGC性能，來滿足電網(wǎng)的調(diào)度要求。同時介紹了張家口發(fā)電廠在系統(tǒng)結構及設備改造過程中，如何通過試驗對數(shù)據(jù)進行對比分析，來驗證AGC性能的提高。 </p><p>　　關鍵詞：火電廠；AGC（自動發(fā)電控制）；性能優(yōu)化；兩個細則 </p><p>　　中圖分類號：TM6 文獻標識碼： A </p>&l

3、t;p>　　華北電網(wǎng)于2010年起按照《華北區(qū)域發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理實施細則（試行）》、《華北區(qū)域并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務管理實施細則（試行）》及《華北區(qū)域發(fā)電廠輔助服務及并網(wǎng)運行管理實施細則的有關修改條款》文件（簡稱：兩個細則）對并網(wǎng)發(fā)電廠進行管理。兩個細則的實施在有利于電網(wǎng)穩(wěn)定的同時，對電廠特別是老廠設備的整體性能也是巨大考驗。張家口發(fā)電廠從兩個細則實施以來8個月被電網(wǎng)考核數(shù)額巨大。焦點主要集中在AGC調(diào)節(jié)性能方面。為此張家口電廠全面

4、啟動了兩個細則AGC調(diào)節(jié)性能的研究和改進。 </p><p>　　1 對電廠AGC調(diào)節(jié)全流程進行分析，查找性能偏差原因 </p><p>　　1.1兩個細則相關考核指標的分析 </p><p>　　AGC調(diào)節(jié)性能考核指標包括：K1(調(diào)節(jié)速率)，K2(調(diào)節(jié)精度)，K3(響應時間)，KP(調(diào)節(jié)性能綜合指標)。其計算公式分別如下： </p><p>

5、;　　式中Vij是機組i第j次調(diào)節(jié)的調(diào)節(jié)速率（MW/分鐘），PEij是其結束響應過程時的出力（MW），PSij是其開始動作時的出力（MW），TEij是結束的時刻（分鐘），TSij是開始的時刻（分鐘），Pdij是第j次調(diào)節(jié)的啟停磨臨界點功率（MW），Tdij是第j次調(diào)節(jié)啟停磨實際消耗的時間（分鐘），VNi是機組i標準調(diào)節(jié)速率（MW/分鐘），一般的直吹式制粉系統(tǒng)的汽包爐的火電機組的標準調(diào)節(jié)速率為機組額定有功功率的1.5%，張家口發(fā)電廠按1.

6、5%計算。 </p><p>　　式中ΔPij為第i臺機組在第j次調(diào)節(jié)的偏差量（MW），Pij（t）為其在該時段內(nèi)的實際出力，Pij為該時段內(nèi)的設點指令值，TEij為該時段終點時刻，TSij為該時段起點時刻，調(diào)節(jié)允許的偏差量為機組額定有功功率的1%。 </p><p>　　式中tij為機組i第j次AGC機組的響應時間。是指EMS系統(tǒng)發(fā)出指令后，機組出力在原出力點的基礎上，可靠地跨出與調(diào)節(jié)方

7、向一致的調(diào)節(jié)死區(qū)所用的時間?；痣姍C組AGC響應時間應小于1分鐘。 </p><p>　　式中衡量的是該AGC機組i第j次調(diào)節(jié)過程中的調(diào)節(jié)性能好壞程度。 </p><p>　　實測機組月度調(diào)節(jié)性能指標K1，K2，K3。采用K1，K2，K3參數(shù)進行分項單獨考核，若參數(shù)大于設定值1，考核電量為0；若參數(shù)小于1，按照參數(shù)大小進行考核。 </p><p>　　同時對于機組參與

8、AGC調(diào)節(jié)給與一定補償費用，其計算公式如下： </p><p>　　日補償費用＝D×Kpd×YAGC </p><p>　　式中D為每日調(diào)節(jié)量的總和，Kpd為機組當天的調(diào)節(jié)性能綜合指標，YAGC為AGC調(diào)節(jié)性能補償標準，火電機組取15元/MW。 </p><p>　　根據(jù)各項指標公式進行分析得出以下結論： </p><p>

9、;　　1）在調(diào)節(jié)過程中達到目標值所用時間越短，速率越快，K1值越大于1。 </p><p>　　2）K2值是一個≤2的數(shù)。在調(diào)節(jié)過程中偏差量越小，K2值越接近于2。 </p><p>　　3） K3值也是一個≤2的數(shù)。在調(diào)節(jié)過程中跨出調(diào)節(jié)死區(qū)所用的時間越短，K3值越接近于2。 </p><p>　　4）日補償費用計算公式中，D與AGC調(diào)節(jié)模式有關，受調(diào)度控制電廠無法

10、干預；YAGC為固定值；Kpd受機組性能制約且數(shù)值越大補償越多。 </p><p>　　總結以上分析：K1，K2，K3三個值分別越大于1不僅不會被考核，而且會得到更多補償；K1，K3兩個值與時間關系密切。所以從AGC調(diào)節(jié)時間入手提高K1，K3兩個值，可達到明顯改善AGC調(diào)節(jié)性能的目的。 </p><p>　　1.2張家口發(fā)電廠AGC調(diào)節(jié)流程分析 </p><p>　

11、　指令下行數(shù)據(jù)流：中調(diào)下發(fā)遙調(diào)指令到NCS系統(tǒng)的遠動機，遠動機對各機組的遙調(diào)指令進行轉(zhuǎn)換計算后以通訊報文形式通過串口發(fā)給各機組側的ADAM4024模塊，ADAM4024模塊根據(jù)報文指令輸出4－20mA電流到DCS系統(tǒng)，由DCS系統(tǒng)進行機組出力調(diào)節(jié)。流程圖如下： </p><p>　　反饋上行數(shù)據(jù)流：機組出力改變后，功率值通過SLC測控裝置采集，然后通過FNET網(wǎng)與GATEWAY網(wǎng)關控制器通訊，GATEWAY以23

12、2串口方式將數(shù)據(jù)送至前置工控機處理。遠動機從前置機獲取遙測數(shù)據(jù)并上送給調(diào)度。流程圖如下： </p><p>　　對AGC調(diào)節(jié)的全流程進行分析可看出： </p><p>　　1）從調(diào)度下發(fā)指令到接收到電廠反饋中間傳輸環(huán)節(jié)很多。 </p><p>　　2）整個環(huán)節(jié)不是一個完整的閉環(huán)。即DCS判斷是否調(diào)節(jié)到目標值的判斷依據(jù)是機組的有功功率變送器送給DCS的機組有功值，且采

13、用三取中方式。而上傳給調(diào)度的機組有功值是靠機組NCS交流采樣裝置采集的。存在數(shù)據(jù)不同源的問題。 </p><p>　　對NCS測控裝置的性能進行分析發(fā)現(xiàn)采集精度為1‰,實際機組CT滿值為15000A，PT滿值為20kV；則對應功率滿值為519.60MW。對應1‰的采集精度，則死區(qū)值最大為0.52MW。 </p><p>　　我們對機組DCS協(xié)調(diào)進行邏輯優(yōu)化后進行試驗，得到DCS從接到指令到

14、完成調(diào)節(jié)總共用時在30秒左右。以此推理在不考慮通道傳輸環(huán)節(jié)情況下K3值應達到1.5左右，可實際K3值剛剛接近1，折算后對應通道傳輸環(huán)節(jié)耗費了20秒以上的時間。因此可以認為中間傳輸環(huán)節(jié)多、有功功率數(shù)據(jù)不同源（包括NCS測控裝置死區(qū)）是造成K1、K3值低的原因，同時NCS和DCS之間的誤差影響使K2值降低。 </p><p>　　2對系統(tǒng)結構及設備進行改造將影響性能偏差的因素消除 </p><p&

15、gt;　　2.1制定方案對系統(tǒng)結構及設備進行改造 </p><p>　　根據(jù)設備現(xiàn)狀及分析，張家口發(fā)電廠對NCS遠動機進行了改造，改為新型NSC300遠動機。新增NSD500V型NCS測控裝置。改變原有的系統(tǒng)結構，減少數(shù)據(jù)傳輸?shù)闹虚g環(huán)節(jié)。 </p><p>　　改造后指令下行數(shù)據(jù)流：中調(diào)下發(fā)遙調(diào)指令到NCS系統(tǒng)的遠動機，遠動機對中調(diào)指令進行光電轉(zhuǎn)換后輸出4－20mA電流到DCS系統(tǒng)，由DC

16、S系統(tǒng)進行機組出力調(diào)節(jié)。流程圖如下： </p><p>　　改造后反饋上行數(shù)據(jù)流：DCS將機組的有功功率值以4-20mA摸擬量輸出至NSD500V測控裝置，經(jīng)測控裝置直接采集數(shù)據(jù)并轉(zhuǎn)發(fā)給遠動總控系統(tǒng)，總控系統(tǒng)直接將有功功率值上送至調(diào)度。流程圖如下： </p><p>　　2.2 AGC調(diào)節(jié)流程時間測試試驗 </p><p>　　改造完成后我們與網(wǎng)調(diào)進行聯(lián)調(diào)試驗，模擬

17、實際運行中AGC調(diào)節(jié)過程，記錄相關數(shù)據(jù)。試驗步驟如下： </p><p>　　1）與網(wǎng)調(diào)核對GPS時鐘的一致性，找到電廠側與網(wǎng)調(diào)的時鐘誤差。并以網(wǎng)調(diào)側時鐘作為試驗基準時鐘。 </p><p>　　2）在網(wǎng)調(diào)側人工置數(shù)，在機組DCS側記錄收到調(diào)度指令的時間。 </p><p>　　3）在機組DCS側人工置數(shù)，在網(wǎng)調(diào)側記錄收到電廠反饋數(shù)據(jù)時間。 </p>

18、<p>　　4）對記錄數(shù)據(jù)進行誤差修正。整理后得到下表 </p><p><b>　　調(diào)度 </b></p><p>　　2.3改造效果分析及結論 </p><p>　　通過對時間測試數(shù)據(jù)分析，可以看出AGC指令由華北網(wǎng)調(diào)下發(fā)至DCS的時間為4秒左右，DCS反饋上傳至華北網(wǎng)調(diào)的時間為5秒左右，整個遠動系統(tǒng)雙向傳輸時間為9秒左右。與此前

19、通道傳輸環(huán)節(jié)耗費20秒以上的時間相比，傳輸環(huán)節(jié)所用時間大幅減少。原因主要是傳輸過程減少了3個環(huán)節(jié)所致。因此K1、K3值能得到有效提高。 </p><p>　　機組有功數(shù)據(jù)實現(xiàn)同源（機組的有功功率變送器送給DCS的機組有功值），消除NCS采集死區(qū)也對提高K1、K3值有利，消除NCS與DCS兩個系統(tǒng)的誤差對提高K2值有利。 </p><p>　　2010年9月10日完成全部改造工作后對10日前

20、后機組運行中K值統(tǒng)計對比如下表。其他機組因檢修、停備或?qū)嶒?，?shù)據(jù)不完整，只取5、6、8號機數(shù)據(jù)。 </p><p>　　9月10日前后K1值： </p><p>　　9月10日前后K2值： </p><p>　　9月10日前后K3值： </p><p>　　通過試驗數(shù)據(jù)對比可以看到，K3值的提高幅度最為明顯；K1值有2臺機有明顯提高，1臺機變

21、化不大；K2值有1臺機有少量提高，2臺機變化不大。由于K1，K2，K3三個值都有不同程度的提高，可以確定AGC調(diào)節(jié)性能整體得到提高。按照公式 </p><p>　　Kp值提高幅度更為明顯，得到的補償也大幅提高。 </p><p><b>　　3 結束語 </b></p><p>　　本文主要闡述了火電老廠在系統(tǒng)結構和設備性能難以滿足兩個細則要求

22、，AGC性能偏差突出的情況下，如何在分析兩個細則要求基礎上，發(fā)現(xiàn)本廠存在的薄弱環(huán)節(jié)，并有針對性的進行設備改造。本文以張家口發(fā)電廠為例介紹了在系統(tǒng)結構及設備改造過程中，如何通過試驗數(shù)據(jù)的對比分析，來驗證改造效果，確認AGC調(diào)節(jié)性能的提高。其主要目的是本文所提出的工作思路對同類電廠能起到一個借鑒作用，能夠為這些電廠扭轉(zhuǎn)兩個細則的不利局面提供一定幫助，并為電網(wǎng)穩(wěn)定做出貢獻。 </p><p><b>　　參考

23、文獻 </b></p><p>　?。?］《現(xiàn)代電網(wǎng)自動控制系統(tǒng)及其應用》中國電力出版社周全仁 </p><p>　　［2］《華北區(qū)域發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理實施細則（試行）》、《華北區(qū)域并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務管理實施細則（試行）》、《華北區(qū)域發(fā)電廠輔助服務及并網(wǎng)運行管理實施細則的有關修改條款》華北電網(wǎng)有限公司電力電度通信中心 </p><p><b>