提高AGC响应时间的优化方法

王晓宇1李永基2

摘要：新疆境内公用机组都要求投入AGC，而且调度中心对各个机组的AGC指标进行考核。新疆公用机组目前自动化水平相比内地还是薄弱，无论是维护还是改进方面都比较薄弱，经常收到调度中心处罚。文中根据屯富电厂1号机组投入协调运行时，AGC响应时间都不能满足规程要求，对其协调控制系统中AGC响应时间逻辑进行优化，使其满足规程要求。

关键词：自动发电控制AGC；响应时间；

0引言

自动发电控制（AutomaticGenerationControl，AGC）是能量管理的重要组成部分，调度中心通过能量管理系统向发电机组发送AGC指令，使机组根据AGC指令对机组出力进行调整，能够快速响应电网负荷的变化，达到供电区域的用电需求，从而保证整个电网频率的稳定。协调控制系统的性能是AGC性能的重要组成部分，并具有十分重要的地位，既要使机组能够安全稳定运行，又要确保稳定电网频率，适应电网负荷变化要求，最终使电力系统稳定运行[2]。

目前新疆境内公用机组都要求投入AGC，并且调度中心会对各个机组的AGC性能指标进行考核，目前来说新疆公用机组自动化水平相比内地无论是维护还是改进方面都比较薄弱，在响应AGC指令时常常因为负荷调节速率和响应时间不满足规程要求，而经常收到调度中心的处罚。因此需要对新疆机组的协调控制系统进行优化，使其在对AGC指令进行响应时的性能指标满足规程要求是十分必要的。

1.屯富电厂基本情况介绍

新疆屯富热电有限责任公司1号机组容量为135MW，它在投入协调运行时，对调度发达的AGC指令响应时AGC响应速率和响应时间都不能满足规程要求。《火力发电厂自动发电控制性能验收试验规程》中要求机组对AGC指令的响应时间不能大于60s，机组负荷调节速率不小于机组额定出力的1.5%。

由于火力发电机组从改变进入锅炉的燃料到机组负荷发生变化存在着较大的滞后和惯性，要求在机组协调控制系统的设计中应尽量克服纯时延、大滞后环节对控制系统稳定性的影响，尽可能加快锅炉侧的动态响应。屯富电厂1号机组是汽包炉，是自然循环锅炉。自然循环锅炉的主要特点是机组时延大，惯性也大，这种特点的锅炉有个明显的反映就是向锅炉中加煤，等煤燃烧锅炉吸热后转化为汽包压力，甚至反映到蒸汽压力需要4-5分钟的时间，所以这种锅炉对于煤量的控制要求十分高，只有稳定控制煤量，主汽压力的控制才会稳定。

屯富电厂1号机组协调控制方式是锅炉跟随的协调方式，此种方式锅炉主控维持机前压力、汽机主控控制机组负荷，这种控制方式下系统具有较高的控制精度且机组负荷响应速度和响应时间较快。锅炉跟随的协调控制方式是最适合投入AGC运行的控制方式，本文也是在此基础上进行机组协调控制系统的优化。

2.AGC响应时间逻辑优化

图1AGC响应时间逻辑优化图

机组常规逻辑AGC指令要经过一连串的逻辑处理，逻辑计算需要一定的扫描周期，扫描周期越长，信号计算时间就越长，计算后的AGC指令，再经过汽机主控去作用，使得机组的AGC响应时间达不到AGC的指标，受到调度的考核，针对此种问题我们对DEH的阀控逻辑进行了优化处理，使AGC响应时间负荷规程要求。AGC响应时间逻辑优化图如图1所示。

逻辑说明如下，当AGC指令下发时，AGC指令通过微分作用处理，微分作用通过高低限触发60s的脉冲时间，当AGC指令是增负荷时，触发+1%开度指令作用在机组调门总指令上，当AGC指令是减负荷时，触发-1%开度的指令作用在机组调门总指令上，这样机组AGG负荷指令瞬间加或减都会触发1%的开度指令，这样就能充分达到AGC响应时间。开度指令的f（x）函数关系如表1所示。

图2试验结果图

图2中，红线为主汽压力设定值，绿线为主汽压力实际值；蓝线为机组负荷指令，黄线为机组实际负荷；粉线为燃料指令。从图2中可以看出，当机组负荷指令减负荷时，煤量根据实际负荷和负荷指令的差值预减一定量的煤量，并根据目标负荷与功率偏差的量和负荷变化速率的量的商确定预减煤后的煤量维持的时间，当达到维持的时间后实际煤量根据实际的负荷确定。由于机组是滑压运行方式，主汽压力设定值根据实际负荷下降而下降，实际主汽压力在一个不明显的上升后跟随主汽压力设定值变化。

3、总结

屯富电厂1号机组进行了协调优化后，进行了AGC试验，试验结果AGC速率达到2.5MW/MIN，规程要求2.0MW/MIN，AGC响应时间是10s，充分达到了AGC的规程要求。

参考文献：

[1]韩忠旭，采用模拟柔性模糊预给煤控制提高AGC响应速率的方法及其应用，电网技术．

[2]赵雷，优化协调控制系统提高机组AGC响应速率，东北电力技术．

[3]郝莹，提高火电机组负荷响应速率控制算法研究，哈尔滨工业大学硕士学位论文.

[4]张应田，天津电网火电机组自动化发电控制效率提升方法研究，天津大学硕士学位论文.