内容发布更新时间 : 2024/5/19 1:13:16星期一 下面是文章的全部内容请认真阅读。

两个细则实施以来对我公司投AGC的总结和建议

李士强，彭延超

（国电石横发电公司运行部，山东省肥城市石横镇，271621）

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，特别是自今年以来制订了更加严格的考评办法和详细的奖惩方法。其中AGC调节性能是其中的重点考核内容。为了满足两个细则的严格要求，在保证机组安全性的前提下，石横发电公司通过对影响AGC调节性能的因素进行分析，采取针对性措施进行相应的改进，尽可能为公司争取最大的经济效益。?关键词：两个细则 AGC 调节性能 协调控制系统

引言

为了保证发电机组的供电质量，华北电网制定了两个文件：《华北区域发电厂并网运行管理实施细则》和《华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》，简称“两个细则”。对AGC和一次调频的投入率、AVC的考核标准进行了严格的规定。在两个细则的试运期间我公司在总结以往AGC运行经验的基础上，采取有效措施，取得了很好的经济效益。但是近一段时期以来，由于山东电网出台了严格控制电厂投AGC的机组数量，特别是今年以来加大了对投AGC机组调节性能的要求，对我公司来说通过投AGC来获得补偿增加了更大的困难。

1 两个细则对AGC指标的要求

AGC补偿考核指标分为两类：可用率和调节性能。其中可用率反应机组AGC功能良好可用状态。一般AGC可用率达到98%以上，就可以得到正常补偿。调节性能目前主要是调节速率、调节精度与响应时间三个因素。其中调节速率和调节精度是困扰我公司的主要因素。特别是近期我公司多台机组调节精度较低，达不到两个细则更高的要求。

1.1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

1.2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。

2 影响AGC调节速率的因素及建议

2.1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，降低了负荷调节速率。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。

为提高机组AGC的快速响应能力，我公司在总结经验后改为在机组投AGC“R”运行模式时，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。当负荷靠曲线时再转为滑压方式。

2.2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，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。

2.3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，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0.5～0.8 MPa之间都是合适的。

2.4利用机组供热或凝结水节流技术加快机组对AGC的调节速度

我公司#5、6机组冬季对外供热。目前单机供热蒸汽流量大约在100-150T/H左右，供热抽汽流量较大。在投AGC时机组负荷变化较大时如每天早上06:00左右和23:00左右往往出现负荷快速升高的情况，可以通过短时关小供热抽汽流量，提高调节速度同时满足负荷的要求。在#5机组投AGC期间基本采用了这种方法。

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，改变凝泵变频或调门开度，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。在大容量机组上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。但目前300MW机组均未采用此种方法，应该与机组容量小有很大关系。

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。

2.5提高机组的变负荷速率设定值

在影响调节速率的因素中负荷变化率是其中的主要因素。同样的负荷变化区间，负荷变

化率高，时间就会缩短，这样调节速率就会增大。我公司负荷变化率也经过了多次修改，主要是实际负荷变化率没有设定值高，原因是锅炉燃烧惯性大。现在我公司机组负荷变化率四台为7MW，两台为8MW。

2.6燃煤性质的影响

机组负荷变化时，主蒸汽压力、煤量跟随变化，由于煤质较差（特别是在入炉煤热值较低、水分和灰分较大时），煤量往往需要大幅度变化才能维持主蒸汽压力的稳定，其次一次风量跟踪慢，在加煤初期反倒有时造成磨煤机出粉不正常，在一定程度上造成锅炉燃烧惯性加大，影响了负荷的调节速度。而在高负荷时，由于煤量到了允许的最大煤量或是到了制粉系统的最大出力时，机组实际负荷还未达到AGC指令负荷，造成AGC调节精度的降低。此外燃煤性质的突然改变短期也会造成AGC调节精度的降低。针对此问题，首先应加大燃料管理，控制进煤渠道；其次每天三次的燃煤掺配方案，尽最大可能保证入炉煤的稳定性；最后值长根据网上负荷的变化适时微调燃煤掺配方案。在控制系统方面可以将负荷的前馈信号加至一次风控制中，使一次风量提前增加。

3 影响AGC调节精度的因素及改进方法

3.1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。

3.2协调控制系统压力偏差的影响

协调控制主要是对惯性、迟延大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；因此可以将主蒸汽压力的偏差信号定值放宽，以达到弱化压力的作用。

3.3 DEH阀门流量特性曲线的影响

直接影响协调控制系统调节品质的最主要的应该是汽轮机阀门流量特性曲线。阀门流量特性是指流经阀门的蒸汽流量与阀门开度的对应关系，是由机组结构和阀门结构决定的。阀门流量特性曲线就是蒸汽流量与阀门开度的函数关系。在DEH中，如果流量曲线与机组实际阀门流量特性存在差异，运行中负荷控制精度就会降低。我公司#3机组在此问题上特别明显。在机组投AGC时，调节精度始终达不到1.0以上，随经过多方努力有所提高，但仍达不到要求。最近通过实验修改了原来的阀门流量特性曲线，取得很好的效果，调节精度达到1.1左右。

3.4 机组主蒸汽压力的影响

当机组负荷在某一个区间时，在一定的主蒸汽压力下，负荷始终变化无法稳定。主要原因就是正好处于汽轮机调节汽门重叠区域，造成相关的几个调节汽门频繁开关，负荷波动较大。如#5机组投AGC期间负荷在240MW左右，主蒸汽压力在16.3MPA附近时，#3、4高调门和#1高调门频繁动作，负荷最大波动超过5MW。在这种情况下，一般通过适当提高或降低主蒸汽压力。此外冬季采暖季节还可以适当调节供热抽汽流量来进行微调。

3.5 对外供汽的变化

一台机组在对外供汽时如辅汽、工业抽汽、供热抽汽，如果对外供汽突然发生较大变

化时且负荷正处于稳定状态，就会导致负荷的波动。供汽量变化越大，负荷波动越大，对调节精度影响越大。当然在负荷变化期间也会影响调节速率。日常工作中应加强对外供汽的管理，避免一台机组带多个用户。供汽量需要改变时机组之间、单元之间加强联系。

4 结束语

电网两个细则实行以来的情况表明对各发电公司AGC的奖惩结果差异很大。机组协调控制系统的调节品质非常重要。但是如果想获得电网的奖励，也需要对AGC控制回路、阀门流量曲线及燃煤掺配等方面进行相应的改进工作。

我公司在现有条件下，通过对现场一次设备的改进，对控制系统参数的修改使投AGC机组的调节性能逐步提高，满足了电网调度的要求，提高了机组负荷的动态响应速度和负荷调节品质，提高了在电网中的竞争力。

提高机组AGC的调节性能，需要做的工作很做，但离开运行人员的调整和干预也不现实。只有对症下药，才能切实提高AGC的调节性能。

参考资料：

[1]华北区域发电厂并网运行管理实施细则 [2]华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则 [3]300MW机组计算机控制系统 作者简介：

李士强，高级工程师，国电石横电厂运行部副主任，从事火电厂集控运行工作18年。 彭延超，工程师，国电石横电厂运行部单元长，从事火电厂集控运行运行工作15年。?