楊玉柱，許偉

(華電安徽蕪湖發(fā)電有限公司，安徽 蕪湖 241080)

0 引言

2018年，根據(jù)安徽電網(wǎng)《關(guān)于調(diào)度管轄機組開展深度調(diào)峰下AGC、一次調(diào)頻試驗工作的通知》，某燃煤電廠2×660 MW機組開展了“40%深度調(diào)峰能力”的驗證試驗，即對電廠側(cè)遠動裝置自動發(fā)電控制(AGC)參數(shù)設(shè)置中最小負荷限制不滿足額定負荷40%的參數(shù)進行調(diào)整。

技術(shù)人員對遠動裝置主機AGC進行參數(shù)調(diào)整后，向安徽電網(wǎng)調(diào)度匯報并重啟遠動主機進行參數(shù)固化。參數(shù)修改完成后，機組負荷開始下降，約1 h后負荷由655 MW降至240 MW，運行人員發(fā)現(xiàn)異常后匯報電網(wǎng)調(diào)度并解除AGC，手動調(diào)整負荷至548 MW穩(wěn)定運行。技術(shù)人員聯(lián)系安徽電網(wǎng)調(diào)度對調(diào)度側(cè)參數(shù)進行調(diào)整，重啟遠動主機檢查裝置無異常后，投入AGC運行，機組恢復(fù)正常帶負荷方式。

1 AGC指令傳輸及算法

電網(wǎng)調(diào)度通過IEC 104規(guī)約中的ASDU48命令下發(fā)AGC功率指令至電廠，電廠遠動主機(CSC1321)接收到電網(wǎng)調(diào)度主站下發(fā)的AGC歸一化功率數(shù)值(滿碼值為4095)，通過遠動信息點表中的比例系數(shù)將其轉(zhuǎn)化成AGC測控裝置(CSI200E)所需的4～20 mA信號電流，分散控制系統(tǒng)(DCS)接收到信號后，在DCS邏輯運算中將信號電流換算成對應(yīng)的0～700 MW機組調(diào)節(jié)功率指令。

AGC(帶品質(zhì)描述)歸一化功率值通過雙字節(jié)進行換算，AGC指令為16位字節(jié)：其中第16位為符號位(1表示負、 0表示正)；第4～15位為值，第1～3位為品質(zhì)描述[1]。

也就是說帶符號的指令去掉了符號位和3位品質(zhì)描述位，可用12位字節(jié)來表示AGC指令，12位字節(jié)的滿碼值為111111111111，換算成十進制為4 095。

安徽電網(wǎng)調(diào)度AGC指令歸一化值、電廠AGC測控裝置(CSI200E)輸出及機組對應(yīng)功率值的基本對應(yīng)關(guān)系見表1。

表1 AGC指令歸一化值、測控裝置輸出及機組對應(yīng)功率值的對應(yīng)關(guān)系Tab.1 Correspondence between the normalized value of the AGC command, AGC measurement and control device and the corresponding power value of the unit

由表1可知，輸出電流與輸出功率的對應(yīng)關(guān)系系數(shù)為(700-0)/(20-4)=43.750 00 (MW/mA)，則300 MW功率對應(yīng)的輸出電流為300/43.75 000+4=10.857 14 (mA)，歸一化數(shù)值與電流換算關(guān)系系數(shù)為(20-10.857 14)/4 095=0.002 23 (mA)，即在最小功率限制為300 MW時，AGC裝置歸一化功率指令與電流換算關(guān)系為y=0.002 23x+10.857 14，其中0.002 23和10.857 14分別為遠動主機(CSC1321)內(nèi)AGC功率指令換算關(guān)系系數(shù)和偏移量，對應(yīng)功率值調(diào)節(jié)量程為300～700 MW[2]。

根據(jù)電網(wǎng)調(diào)度深度調(diào)峰試驗的要求，660 MW機組40%深度調(diào)峰對應(yīng)負荷為264 MW,按電網(wǎng)調(diào)度要求，需將電廠側(cè)機組最小負荷限制調(diào)整為240 MW。240 MW對應(yīng)輸出電流為240/43.750 00+4=9.485 71 (mA)，則歸一化數(shù)值與電流換算關(guān)系系數(shù)為(20-9.485 71)/4 095=0.002 57 (mA)。即在最小功率限制為240 MW時，AGC裝置歸一化功率指令與電流換算關(guān)系為y=0.002 57x+9.485 71 ，對應(yīng)功率值調(diào)節(jié)量程為240～700 MW。

最小功率限制參數(shù)調(diào)整前、后遠動裝置AGC負荷指令換算曲線如圖1所示。

圖1 AGC功率歸一化值與輸出電流關(guān)系曲線

Fig.1 Relationship between AGC power normalizedvalue and output current

2 檢查及處理過程

調(diào)閱某日16:00左右機組的DCS實時功率曲線、AGC裝置輸出功率設(shè)定值曲線和電網(wǎng)調(diào)度自動化處獲取的電網(wǎng)調(diào)度側(cè)功率指令輸出曲線。將上述曲線量程統(tǒng)一后歸于同一坐標系下進行分析，如圖2所示。

圖2 功率指令及實時功率曲線

Fig.2 Power command and real-time power curve

由圖2可知，16：00左右機組負荷為655 MW，在電網(wǎng)調(diào)度側(cè)功率調(diào)節(jié)量程參數(shù)未參與調(diào)整時，電網(wǎng)調(diào)度下發(fā)655 MW負荷指令，按調(diào)度指令歸一化值進行換算,機組實際接收到指令和調(diào)節(jié)后反饋至電網(wǎng)調(diào)度側(cè)的機組功率值為647 MW。根據(jù)電網(wǎng)供需平衡關(guān)系和電網(wǎng)調(diào)度側(cè)AGC控制策略，空缺的8 MW功率則由網(wǎng)內(nèi)其他機組提供[2-3]。因指令調(diào)節(jié)和反饋是實時跟蹤的，整體負荷曲線呈下降趨勢時，在功率自動調(diào)節(jié)方式下，電網(wǎng)調(diào)度下一次的調(diào)節(jié)指令將低于647 MW，隨著負荷調(diào)節(jié)指令的逐漸降低，接收指令與反饋功率差別逐漸增大，電網(wǎng)調(diào)度功率輸出指令逐漸降低直至達到最低功率限制300 MW，此時對應(yīng)的AGC裝置輸出功率設(shè)定值為240 MW。17：38電廠側(cè)解除AGC手動進行調(diào)節(jié)，將機組功率增至548 MW穩(wěn)定運行，經(jīng)參數(shù)換算AGC裝置跟蹤輸出指令為524 MW。聯(lián)系電網(wǎng)調(diào)度自動化處將調(diào)度側(cè)AGC最低功率限制參數(shù)調(diào)整為240 MW。19：15重啟遠動主機后，電網(wǎng)調(diào)度功率輸出指令、AGC裝置輸出功率設(shè)定值與機組實時功率值三者顯示一致。19：29電廠側(cè)投入AGC自動控制,機組恢復(fù)正常帶負荷方式。

3 試驗驗證及效果評估

電網(wǎng)調(diào)度將調(diào)度側(cè)AGC最低功率限制參數(shù)調(diào)整為240 MW后，調(diào)度分別手動下發(fā)240，400，600，700 MW 4個功率指令點，在電廠側(cè)AGC測控裝置上用高精度數(shù)字毫安表，實測出口電流值分別為9.500 00，13.100 00，13.700 00，19.900 00 mA。AGC裝置功率指令換算驗證如下：(1)主站下發(fā)ASDU48命令中的歸一化數(shù)值為0時，AGC輸出值y=0.002 57x+9.485 71=9.485 71 (mA)；(2)主站下發(fā)ASDU48命令中的歸一化數(shù)值為1 425時，AGC輸出值y=0.002 57x+9.485 71=0.002 57×1 425+9.485 71=13.147 96 (mA)；(3)主站下發(fā)ASDU48命令中的歸一化數(shù)值為1 647時，AGC輸出值y=0.002 57x+9.485 71=0.002 57×1 647+9.485 71=13.718 50 (mA)；(4)主站下發(fā)ASDU48命令中的歸一化數(shù)值為4 095時，AGC輸出值y=0.002 57x+9.485 71=0.002 57×4 095+9.485 71=20.009 86 (mA)。

在實測時需要拆除功率指令輸出線，防止發(fā)生分流現(xiàn)象影響測量精度。通過與電網(wǎng)調(diào)度側(cè)進行功率指令實測及換算核對，調(diào)整最小功率限制參數(shù)，電網(wǎng)調(diào)度發(fā)出的功率指令與電廠側(cè)AGC裝置接受指令換算后的輸出電流大小一致，數(shù)據(jù)傳輸精度達到了電網(wǎng)調(diào)度部門的要求。

通過功率設(shè)定值與輸出電流關(guān)系、功率設(shè)定值與功率歸一化值關(guān)系，可知電網(wǎng)調(diào)度側(cè)功率設(shè)定值與遠動通信歸一化值換算公式為y=10.237 50x-3 071.250 00，關(guān)系曲線如圖3所示。

圖3 調(diào)度側(cè)功率設(shè)定值與功率歸一化值關(guān)系曲線

Fig.3 Relationship between dispatching side power settingand power normalization value

4 AGC調(diào)節(jié)異常原因分析

電廠側(cè)遠動裝置AGC最小功率限制參數(shù)調(diào)整后，電網(wǎng)調(diào)度側(cè)最小功率限制量程參數(shù)要同步調(diào)整，參數(shù)調(diào)整后電廠須與電網(wǎng)調(diào)度側(cè)進行功率指令核對，并根據(jù)指令實測AGC測控裝置4～20 mA出口調(diào)節(jié)信號電流。技術(shù)人員在進行參數(shù)調(diào)整后，未與電網(wǎng)調(diào)度進行AGC調(diào)節(jié)指令及參數(shù)量程核對，未能及時發(fā)現(xiàn)因電網(wǎng)調(diào)度側(cè)量程參數(shù)未調(diào)整引起的功率調(diào)節(jié)輸出指令與反饋偏差異?，F(xiàn)象，在參數(shù)調(diào)整過程中也未采取安全措施退出AGC，會導(dǎo)致AGC指令偏差、引起機組調(diào)節(jié)功率異常下降。

5 防范措施

發(fā)電廠AGC是重要的協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)，包括電廠側(cè)電氣和熱工相關(guān)系統(tǒng)及設(shè)備、遠動通信裝置及電網(wǎng)調(diào)度側(cè)主站能量控制系統(tǒng)，涉及面多，通信規(guī)約、參數(shù)配置及數(shù)值裝換較為復(fù)雜。在進行AGC參數(shù)調(diào)整及運行中檢查維護時，要進行全面的風(fēng)險分析，采取一定的安全技術(shù)措施，確保不發(fā)生因AGC調(diào)節(jié)問題導(dǎo)致的機組安全隱患。

5.1 安全措施

(1)辦理工作票和調(diào)度業(yè)務(wù)票，進行安全風(fēng)險分析。

(2)開工前提前告知環(huán)保部門因遠動裝置檢查可能造成環(huán)保數(shù)據(jù)中斷等異常情況。

(3)開工前、結(jié)束后均需向電網(wǎng)調(diào)度和環(huán)保部門進行匯報。

5.2 技術(shù)措施

(1)開工前，向電網(wǎng)調(diào)度部門申請退出可能受影響的AGC控制方式。

(2)參數(shù)調(diào)整前，備份遠動裝置參數(shù)。

(3)參數(shù)調(diào)整中，與電網(wǎng)調(diào)度部門溝通，電網(wǎng)調(diào)度側(cè)相關(guān)參數(shù)同步調(diào)整。

(4)參數(shù)調(diào)整結(jié)束、遠動裝置重啟后，與電網(wǎng)調(diào)度側(cè)進行功率指令點核對：在DCS上核對收到的AGC調(diào)節(jié)指令與電網(wǎng)調(diào)度下發(fā)的是否一致；在AGC測控裝置上實測出口4～20 mA調(diào)節(jié)信號與調(diào)度指令換算后的值是否一致。

(5)參數(shù)調(diào)整后，備份遠動裝置參數(shù)。

(6)工作結(jié)束后，向電網(wǎng)調(diào)度部門申請投入AGC控制方式。