席光超，嚴 暉

(河北邯鄲熱電股份有限公司，河北 邯鄲 056001)

0 引言

電廠自動發(fā)電控制(automatic generation control,AGC)系統(tǒng)是在發(fā)電機組規(guī)定的出力調整范圍內,跟蹤電力調度指令,按照一定調節(jié)速率實時調整發(fā)電出力,以滿足電力系統(tǒng)頻率和聯絡線功率控制要求的系統(tǒng)。某廠AGC 控制流程如下：中調→AGC 指令(XTRTU-01)→11 號機DCS →DEH →發(fā)電機→功率(AI112)→11 號機DCS →電流轉換百分比→中調。

該廠11 號機組DCS 采用日本橫河CS-3000控制系統(tǒng)、DEH 采用GE 新華XDPS6.0 控制系統(tǒng)。11 號機組通過兩個控制系統(tǒng)之間指令反饋信號相互傳遞來實現自動發(fā)電控制(AGC)。對標省調AGC 調節(jié)性能指標,11 號機組存在調節(jié)速率慢(對應指標K1）、響應時間長(對應指標K2)、調節(jié)精度差(對應指標K3)的現象。而其中調節(jié)速率指標不合格,K1 值小于1,存在被省調度AGC 電量考核的狀況。AGC 性能指標低下,爬坡速率低、響應時間慢同時也會影響到AGC 調峰深度電量的幅度,補償電量費用也相應的降低。

因此針對以上現象,結合11 號機組AGC 控制流程的每個環(huán)節(jié)進行分析,分別從DEH 側、DCS 側信號發(fā)送、接收,協調邏輯控制組態(tài)、調整參數方面查找問題癥結所在。通過歷史趨勢、外加信號和對比校驗等多種方法試驗論證,最終判斷出DCS 側在信號接收、發(fā)送、調節(jié)環(huán)節(jié)存在滯后是影響AGC 調節(jié)品質的主要因素,提出了相應的整改措施。

1 機組AGC 運行現狀

11 號機組開機后對標省調AGC 運行考核指標,發(fā)現該機AGC 指標調節(jié)速率平均值低于額定負荷(11 號機組為220 MW)的2 %、K1 值小于1,調節(jié)精度相對較差、調節(jié)響應時間緩慢,根據省調兩個細則考核管理辦法規(guī)定內容：實測機組月度調節(jié)性能指標K1,K2,K3,采用K1,K2,K3 參數進行分項單獨考核,若參數大于設定值1,考核電量為0；若參數小于1,按照參數大小計算進行相應電量考核。該廠11 號機組AGC 調節(jié)指標面臨著電量考核的狀況。

2 影響AGC 調節(jié)原因分析及措施

2.1 AGC 指令接收側分析及措施

根據AGC 控制流程,首先對中調傳輸來到AGC 指令(XTRTU-01)歷史曲線進行分析,發(fā)現AGC 指令變化不是直接變化到目標值,而是有一段時間緩慢變化過程。為了查找信號出現問題的原因,通過用標準信號發(fā)生器給中調指令通道外加4 ～20 mA 信號的方法驗證,結果是與前者一致的。通過對比發(fā)現AGC 指令傳輸到DCS 后在上升、下降中都有明顯緩坡現象,并非在變化之后直接輸出變化值,而是緩慢上升、緩慢下降到變化值,這一過程持續(xù)7 s,嚴重影響了AGC 調節(jié)過程的響應時間。

針對以上出現的現象,對11 號機組DCS 橫河CS-3000 系統(tǒng)PVI 模擬量數據接收儀表通道參數進行分析發(fā)現：該廠11 號機組橫河CS-3000 控制系統(tǒng)各現場控制站FCS0101,FCS0102,FCS0103的DPU 運算掃描周期均為500 ms,也就是說所有邏輯功能塊最快計算周期可以提升到500 ms。但是AGC 調節(jié)系統(tǒng)涉及到的PVI 儀表(以功率AI112 為例)掃描周期在非自定義設置情況下參數都是默認設定為基礎掃描basic scan 即1 s,而且在Input singal Filtering (濾波項)是Automatic Determination (自動選擇),以此為依據AGC 指令參數在計算周期項還可以進一步提升,但是濾波項的參數選擇是不是造成指令變化出現緩慢升降的原因還需要做試驗論證。由此提出對模擬量信號接收儀表功能塊PVI 的試驗方案,比對PVI 表在不同參數情況出現的數值變化差異現象。制定4 種試驗方案,以便查出因通道參數不同導致的信號變化滯后的原因。

根據以上PVI 儀表掃描周期、濾波兩個參數設置項的差異情況,經過分析后實施試驗方案：制定掃描周期1 s 去濾波、1 s 自動濾波、500 ms 去濾波、500 ms 自動濾波4 種不同參數的PVI 表去采集同一通道參數信號,通過使用標準信號發(fā)生器給該通道加4～20 mA 信號的方法,調取4 個PVI表實時趨勢數值變化快慢情況進行對比,最終通過對比試驗結果發(fā)現4 種不同參數PVI 表中500 ms去濾波、1 s 去濾波的PVI 表不存在信號緩慢變化現象,而500 ms 去濾波的PVI 表是傳輸速度最快且信號穩(wěn)定的儀表。試驗完成后就明確了AGC 指令參數優(yōu)化的方向。制定修改時需要采取的熱控運行方式改變措施(切除11 號機組AGC、協調運行方式,轉基本方式運行)后,開好工作票,確認各項措施落實到位后,進行參數第一次修改。修改方案是去除AGC 指令濾波,掃描周期改為500 ms,同時控制邏輯頁從始端上級到本邏輯頁末端LDCOUT 輸出所有濾波項參數全部去除。確認無誤后進行下裝控制器。

修改后觀察AGC 指令變化迅速且不存在緩沖現象,1 s 內完成變化過程。減少了調節(jié)時間。觀察AGC 調節(jié)性能指標,修改后調節(jié)速率有明顯提升,調節(jié)速率日平均值最高4.698,最低4.403高過AGC 考核指標4.4,同時響應時間由原來46 ～48 s 縮短到42 ～44 s,調節(jié)精度品質也有明顯提升。

2.2 實際發(fā)送功率側分析及措施

經過對AGC 指令優(yōu)化方案實施后再次對標AGC 調節(jié)品質指標參數,發(fā)現并不能保證K1 值總是穩(wěn)定大于1,AGC 調節(jié)品質仍存在有可能被考核的風險,還需要進一步優(yōu)化。

總結前面PVI 表通道參數修改的經驗,對AGC 控制邏輯圖進行了系統(tǒng)的分析。發(fā)現發(fā)電機實際發(fā)電功率（AI112.PV）是站引用點,AI112是在1 號站(FCS0101)硬接線通道接收電氣側傳來功率信號經過轉換傳輸到2 號站(FCS0102),參與AGC 控制邏輯頁數據調整計算,然后通過DCS 輸出功能塊轉換返回到中調進行AGC 指標考核運算。在此過程中實發(fā)功率AI112 傳輸得較慢,相對反應真實的現場實發(fā)功率情況就比較滯后,整個控制回路根據中調指令去調節(jié)偏差值的精確程度也隨之降低。功率反饋信號傳輸慢顯然成為影響到AGC 調節(jié)品質的重要因素。因此對實發(fā)功率涉及到的變送器、DCS 通道的相關參數也進行了比對。檢查發(fā)現接收信號的變送器傳輸信號不存在延時現象,但實發(fā)功率(AI112)所選取的PVI 接收儀表同樣存在掃描周期長(1 s)、自動濾波現象,再加上站間引用點這一特性,又增加了站間傳輸的時間。

針對以上分析的結果,同時綜合考慮到我廠11 號機組設備運行現狀,只能對該通道參數、邏輯轉換功能塊參數進行修改。待停機檢修時再取消站間點。為了確保機組安全運行,在修改之前對凡是涉及功率AI112 的所有自動調節(jié)系統(tǒng)分別進行仔細對比查看,同時分析修改參數下裝控制器時影響到所在頁其他PVI 模擬量接收儀表的邏輯運算的風險性大小。

根據實發(fā)功率AI112 涉及相關自動、連鎖控制系統(tǒng)(見表1),最終確定采取的熱控措施方案。開好工作票,切除一次風、送風、引風、過熱減溫、汽包水位、AGC、協調等自動控制系統(tǒng),改基本方式運行,由運行人員手動調節(jié)各參數,確認各項措施執(zhí)行到位,修改1,2 號站功率信號參數、往中調反送信號相關參數,修改完后觀察參數變化情況并及時恢復之前切除的相關自動調節(jié)控制系統(tǒng),確認各系統(tǒng)參數運行正常后結束此項工作。

改完參數后,在機組各輔機運行正常情況下6月16 日觀察AGC 調節(jié)品質參數,調節(jié)速率有了前所未有的提升,數值5.638,調節(jié)時間最快也降到了39 s。當天的AGC 補償1.165 4 萬元。修改實發(fā)功率側相關參數,AGC 調節(jié)品質得到了更進一步的提升。

2.3 調整參數側進行優(yōu)化

通過以上優(yōu)化措施實施后,AGC 調節(jié)品質有了明顯提升,但在跟我廠其他兩臺機組對比之后還存在一定差距,尤其當配煤摻燒煤粉熱值降低后,AGC 調節(jié)裕量不夠。為更進一步挖掘機組調節(jié)潛力,對AGC 調節(jié)參數比例P、積分I進行了調試整定,通過跟12 號機組參數對比,同時根據橫河控制系統(tǒng)自有的調節(jié)特性,分別對調節(jié)負荷段折線函數PID 參數進行一些局部小范圍調整。此次調整參數后,打破由原來最快調節(jié)速率平均值記錄5.68,提升到最快7.92。大大地提升了調節(jié)速率,縮短了響應時間,最快響應時間32 s,綜合指標也得到了很大的提升。由于調節(jié)速率的加快,調節(jié)品質相應提升,AGC 綜合指標也同時提高,最高達2.8。爬坡速率、響應時間的提升能夠更快的響應各個時段的AGC 指令變化,這樣一來AGC 調峰深度也相應加寬,平均每天調峰深度達1 500 MW左右,單日最高調峰深度達1 797.370 MW,單日補償費最高達到1.755 6 萬元,日平均達到1.4 萬元左右。

表1 功率參數A112 相關的控制系統(tǒng)

自2019-07-01 至2019-07-15 調峰補償費用總額21.355 4 萬元。與上月6 月1 日至15 日環(huán)比增長110.50 %。按目前平均指標參數呈現的趨勢預算,不僅避免了AGC 指標(K1 ＞1,K2 ＞1,K3 ＞1 考核電量為0)考核的風險,而且達到了由虧轉盈、大幅度盈利的局面。

3 結論

通過對該廠11 號機組AGC 調節(jié)系統(tǒng)中的AGC 指令通道參數優(yōu)化、發(fā)電機實發(fā)功率信號傳輸優(yōu)化、調整參數的優(yōu)化,達到了提升AGC 調節(jié)系統(tǒng)考核指標的效果,但進一步提升AGC 調節(jié)品質在燃料自動控制方面還有一定空間。需要注意的是在調整AGC 參數時不能只一味追求AGC 調節(jié)品質的提升,同時要考慮機組的安全運行穩(wěn)定性,保證負荷會不會出現大幅度擺動,汽包水位、送引風自動、燃料自動、風壓系統(tǒng)等相關的自動控制系統(tǒng)的穩(wěn)定也要納入考慮范圍。在保證安全的前提下,AGC 才能穩(wěn)定投入運行。

所以AGC 性能是建立在汽輪機、鍋爐相互協調安全穩(wěn)定的基礎上得以實現的。機、爐側控制系統(tǒng)之間的信號傳遞、電氣側功率的發(fā)送對整個AGC 調節(jié)系統(tǒng)來說都有著密切的聯系,怎么才能系統(tǒng)地全面地提升AGC 調節(jié)品質,需要對整個單元機組做系統(tǒng)性的分析,并進行反復不斷地摸索試驗才能實現。同時當機組運行工況、機組檢修、汽輪機調門特性發(fā)生變化的時候,AGC 調整參數都要進行相應的調試修改,以確保機組的安全、穩(wěn)定、經濟運行。