某電廠AGC調(diào)節(jié)異常原因分析與防范措施

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(jī)組開(kāi)展深度調(diào)峰下AGC、一次調(diào)頻試驗(yàn)工作的通知》，某燃煤電廠2×660 MW機(jī)組開(kāi)展了“40%深度調(diào)峰能力”的驗(yàn)證試驗(yàn)，即對(duì)電廠側(cè)遠(yuǎn)動(dòng)裝置自動(dòng)發(fā)電控制(AGC)參數(shù)設(shè)置中最小負(fù)荷限制不滿足額定負(fù)荷40%的參數(shù)進(jìn)行調(diào)整。

技術(shù)人員對(duì)遠(yuǎn)動(dòng)裝置主機(jī)AGC進(jìn)行參數(shù)調(diào)整后，向安徽電網(wǎng)調(diào)度匯報(bào)并重啟遠(yuǎn)動(dòng)主機(jī)進(jìn)行參數(shù)固化。參數(shù)修改完成后，機(jī)組負(fù)荷開(kāi)始下降，約1 h后負(fù)荷由655 MW降至240 MW，運(yùn)行人員發(fā)現(xiàn)異常后匯報(bào)電網(wǎng)調(diào)度并解除AGC，手動(dòng)調(diào)整負(fù)荷至548 MW穩(wěn)定運(yùn)行。技術(shù)人員聯(lián)系安徽電網(wǎng)調(diào)度對(duì)調(diào)度側(cè)參數(shù)進(jìn)行調(diào)整，重啟遠(yuǎn)動(dòng)主機(jī)檢查裝置無(wú)異常后，投入AGC運(yùn)行，機(jī)組恢復(fù)正常帶負(fù)荷方式。

1 AGC指令傳輸及算法

電網(wǎng)調(diào)度通過(guò)IEC 104規(guī)約中的ASDU48命令下發(fā)AGC功率指令至電廠，電廠遠(yuǎn)動(dòng)主機(jī)(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(guò)遠(yuǎn)動(dòng)信息點(diǎn)表中的比例系數(shù)將其轉(zhuǎn)化成AGC測(cè)控裝置(CSI200E)所需的4～20 mA信號(hào)電流，分散控制系統(tǒng)(DCS)接收到信號(hào)后，在DCS邏輯運(yùn)算中將信號(hào)電流換算成對(duì)應(yīng)的0～700 MW機(jī)組調(diào)節(jié)功率指令。

AGC(帶品質(zhì)描述)歸一化功率值通過(guò)雙字節(jié)進(jìn)行換算，AGC指令為16位字節(jié)：其中第16位為符號(hào)位(1表示負(fù)、 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(shuō)帶符號(hào)的指令去掉了符號(hào)位和3位品質(zhì)描述位，可用12位字節(jié)來(lái)表示AGC指令，12位字節(jié)的滿碼值為111111111111，換算成十進(jìn)制為4 095。

安徽電網(wǎng)調(diào)度AGC指令歸一化值、電廠AGC測(cè)控裝置(CSI200E)輸出及機(jī)組對(duì)應(yīng)功率值的基本對(duì)應(yīng)關(guān)系見(jiàn)表1。

表1 AGC指令歸一化值、測(cè)控裝置輸出及機(jī)組對(duì)應(yīng)功率值的對(duì)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(duì)應(yīng)關(guān)系系數(shù)為(700-0)/(20-4)=43.750 00 (MW/mA)，則300 MW功率對(duì)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(shí)，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(yuǎn)動(dòng)主機(jī)(CSC1321)內(nèi)AGC功率指令換算關(guān)系系數(shù)和偏移量，對(duì)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(yàn)的要求，660 MW機(jī)組40%深度調(diào)峰對(duì)應(yīng)負(fù)荷為264 MW,按電網(wǎng)調(diào)度要求，需將電廠側(cè)機(jī)組最小負(fù)荷限制調(diào)整為240 MW。240 MW對(duì)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(shí)，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(duì)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(yuǎn)動(dòng)裝置AGC負(fù)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(guò)程

調(diào)閱某日16:00左右機(jī)組的DCS實(shí)時(shí)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(dòng)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(biāo)系下進(jìn)行分析，如圖2所示。

圖2 功率指令及實(shí)時(shí)功率曲線

Fig.2 Power command and real-time power curve

由圖2可知，16：00左右機(jī)組負(fù)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(shí)，電網(wǎng)調(diào)度下發(fā)655 MW負(fù)荷指令，按調(diào)度指令歸一化值進(jìn)行換算,機(jī)組實(shí)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(jī)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(jī)組提供[2-3]。因指令調(diào)節(jié)和反饋是實(shí)時(shí)跟蹤的，整體負(fù)荷曲線呈下降趨勢(shì)時(shí)，在功率自動(dòng)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(fù)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(dá)到最低功率限制300 MW，此時(shí)對(duì)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(dòng)進(jìn)行調(diào)節(jié)，將機(jī)組功率增至548 MW穩(wěn)定運(yùn)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(dòng)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(yuǎn)動(dòng)主機(jī)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(jī)組實(shí)時(shí)功率值三者顯示一致。19：29電廠側(cè)投入AGC自動(dòng)控制,機(jī)組恢復(fù)正常帶負(fù)荷方式。

3 試驗(yàn)驗(yàn)證及效果評(píng)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(dòng)下發(fā)240，400，600，700 MW 4個(gè)功率指令點(diǎn)，在電廠側(cè)AGC測(cè)控裝置上用高精度數(shù)字毫安表，實(shí)測(cè)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(yàn)證如下：(1)主站下發(fā)ASDU48命令中的歸一化數(shù)值為0時(shí)，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(shí)，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(shí)，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(shí)，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(shí)測(cè)時(shí)需要拆除功率指令輸出線，防止發(fā)生分流現(xiàn)象影響測(cè)量精度。通過(guò)與電網(wǎng)調(diào)度側(cè)進(jìn)行功率指令實(shí)測(cè)及換算核對(duì)，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(dá)到了電網(wǎng)調(diào)度部門(mén)的要求。

通過(guò)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(yuǎn)動(dòng)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(yuǎn)動(dòng)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(jìn)行功率指令核對(duì)，并根據(jù)指令實(shí)測(cè)AGC測(cè)控裝置4～20 mA出口調(diào)節(jié)信號(hào)電流。技術(shù)人員在進(jìn)行參數(shù)調(diào)整后，未與電網(wǎng)調(diào)度進(jìn)行AGC調(diào)節(jié)指令及參數(shù)量程核對(duì)，未能及時(shí)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(guò)程中也未采取安全措施退出AGC，會(huì)導(dǎo)致AGC指令偏差、引起機(jī)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(yuǎn)動(dòng)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(jìn)行AGC參數(shù)調(diào)整及運(yùn)行中檢查維護(hù)時(shí)，要進(jìn)行全面的風(fēng)險(xiǎn)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(wèn)題導(dǎo)致的機(jī)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(jìn)行安全風(fēng)險(xiǎn)分析。

(2)開(kāi)工前提前告知環(huán)保部門(mén)因遠(yuǎn)動(dòng)裝置檢查可能造成環(huán)保數(shù)據(jù)中斷等異常情況。

(3)開(kāi)工前、結(jié)束后均需向電網(wǎng)調(diào)度和環(huán)保部門(mén)進(jìn)行匯報(bào)。

5.2 技術(shù)措施

(1)開(kāi)工前，向電網(wǎng)調(diào)度部門(mén)申請(qǐng)退出可能受影響的AGC控制方式。

(2)參數(shù)調(diào)整前，備份遠(yuǎn)動(dòng)裝置參數(shù)。

(3)參數(shù)調(diào)整中，與電網(wǎng)調(diào)度部門(mén)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(yuǎn)動(dòng)裝置重啟后，與電網(wǎng)調(diào)度側(cè)進(jìn)行功率指令點(diǎn)核對(duì)：在DCS上核對(duì)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(cè)控裝置上實(shí)測(cè)出口4～20 mA調(diào)節(jié)信號(hào)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(yuǎn)動(dòng)裝置參數(shù)。

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