新版“两个细则”条件下广西火电厂AGC 运行提升探讨

周先哲，彭勃

（1. 广西电网电力调度控制中心， 广西 南宁 530023； 2. 广西桂能科技发展有限公司， 广西 南宁 530007）

AGC（Automatic generation control）即自动发电控制，指发电机组在规定的出力调整范围内，跟踪电力调度指令，按照一定调节速率实时调整发电出力，以满足电力系统频率和联络线功率控制要求，是现代化大电网不可缺少的重要技术[1]。

新版“两个细则”即《南方区域发电厂并网运行管理实施细则》和《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》。自2009年颁布实施以来，这两个文件经过多次修订，历经2009版、2012版、2015版、2017版共四个版本，其中2017版为最新版[2-4]。“两个细则”对电力系统的安全、优质、经济运行，促进厂网协调，维护电力企业合法权益发挥着十分重要的作用，对规范并网发电机组AGC运行起着指导性作用[5]。本文结合广西电网的AGC运行经验，就新版“两个细则”实施后广西统调火电厂的AGC运行提升进行探讨。

1 新旧“两个细则”对火电厂AGC的要求

《南方区域发电厂并网运行管理实施细则》对火电厂AGC的技术指标和考核计算做了说明和要求，《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》对火电厂AGC的补偿计算做了详细说明。

1.1 技术指标要求

在2009版、2012版、2015版“两个细则”中有三个相同的技术指标，即调节范围、调节速率、调节量误差。2017版“两个细则”中三个技术指标与之前版本有所不同，为调节速率、响应时间、调节量误差,其中响应时间为新增指标。2017版“两个细则”对调节范围没有统一的量化指标，只要求满足并网调度协议的约定即可，而对调节速率和调节量误差要求更高，具体指标要求见表1。

调节速率：以机组开始响应调节指令开始计时，到机组离目标值2MW结束计时，计算机组的调节速率，可分为上升速率和下降速率。

调节量误差：指机组AGC指令执行完后，机组实际出力和目标值的误差与机组容量的百分比。

响应时间：DCS收到负荷调整指令至实际负荷朝负荷指令方向变化超过（2MW）为止的时间间隔。

从表1可以看出，新版“两个细则”对火电厂AGC性能从“快、准、稳”三方面提出了更高要求：①快——调节速率从之前的按机组单机容量区分，基本要求是额定容量的1%/分钟，到最新要求，不论机组大小，统一要求是额定容量的1.5%/分钟，等于需要提速50%；②准——体现在响应时间指标要求上，相比之前不作要求，到有具体的量化指标，这是一个新变化新要求；③稳——调节量误差之前只要满足不大于3%即可，误差允许范围比较宽，最新要求是不大于1%，调节精度提高了，对机组控制性能要求更高。

1.2 考核计算

“两个细则”对火电厂AGC考核都有详细的计算公式及说明，具体见表2。

从表2可以看出，新版“两个细则”对火电厂AGC的考核和之前相同的地方是根据技术指标是否达到要求来做计算，只是新版“两个细则”对火电厂AGC的考核更加细化。与之前版本最大的不同是考核电量不与上网电量挂钩，而是按机组额定容量计算。除了性能考核外，还增加了一项“月可用率考核”，考核计算公式更加科学合理。

表1 新旧“两个细则”对火电厂AGC的技术指标要求

表2 新旧“两个细则”对火电厂AGC的考核计算说明

1.3 补偿计算

根据调节容量及调节电量对并网发电机组提供的AGC服务实施补偿，不同版本“两个细则”对AGC补偿计算公式基本相同，只是补偿标准差别较大，具体见表3。新版“两个细则”中AGC补偿计算为：调节容量补偿费用=调节容量服务供应量×R1（元/兆瓦时），各种AGC控制模式均可获得容量补偿费用。其中，调节容量服务供应量为每日AGC容量服务供应量的月度累积之和，每日AGC容量服务供应量为当日每个调度时段的容量服务供应量之和，未投入AGC的调度时段，其容量服务供应量为0。调度时段的容量服务供应量=调度时段征用的机组AGC调节容量（兆瓦）×调度时段的长度（小时）。AGC调节容量为机组当前出力点在5分钟内向上可调容量与向下可调容量之和。在96点系统中，一个调度时段长度为0.25小时（15分钟）。

AGC投调频控制模式的，调节电量补偿费用=AGC实际调节电量（兆瓦时）×R2（元/兆瓦时）。AGC投其他控制模式的，不对调节电量进行补偿。其中，AGC实际调节电量为机组根据AGC调度指令要求比计划发电曲线增发、减发电量绝对值之后。

表3 新旧“两个细则”中AGC补偿标准表

由表3可以看出，新版“两个细则”对火电厂AGC的补偿标准有了大幅提高，调节容量补偿标准是之前的3.9倍，调节电量补偿标准是之前的1.9倍。补偿标准提高，有利于调动火电厂投运AGC的积极性，推动调频辅助服务市场建设向前发展。

2 广西火电厂AGC现状

2.1 投入及运行现状

目前，广西电网调度运行以水电AGC为主，火电AGC为辅，由于水、火电厂调节性能差别很大，在广西中调调管的水电厂投入AGC已能满足CPS调节需求的情况下，一般不采用水火电联合AGC的运行模式，以免造成水火电AGC不协调的控制结果。一般在受到来水等条件限制、水电机组不适合作为AGC调节机组时会投入火电厂AGC。

为了确保机组的稳定性，火电厂运行人员一般不愿将负荷设定值变化率设得比较大，能满足计划发电曲线要求即可。调度下发的计划发电曲线，升降负荷时的调节速率一般要求在4MW/min左右，因此，电厂运行人员一般将DCS侧负荷设定值变化率设为6MW/min。当出现煤种变化、启停磨出现延时等状况时，由于火电机组控制系统调节性能不佳，无法快速准确地响应AGC指令，这时导致的考核就比较多。

2.2 考核与补偿情况

根据南方能源监管局发布的南网总调直调电厂并网运行考核及辅助服务补偿结果，AGC模式运行下的广西火电机组，2018年考核与补偿结果见表4。

A厂是单机额定容量为1045MW的超超临界机组，B厂和C厂是单机额定容量为630MW的超临界机组。从2018年三个厂考核与补偿的数据来看，考核最多的是C厂，其次是B厂，A厂最少。补偿最多的是A厂，其次是C厂，B厂补偿最少；综合计算AGC考核补偿结果，从大到小依次是A厂、B厂、C厂。这些数据一定程度上也反应了本厂机组AGC的控制性能。

表4 2018年南网总调直调广西火电厂AGC考核与补偿结果表

3 AGC试验发现的问题及建议

2017年和2018年广西中调没有新增直调火电机组，2016年投产的防城港二期、神鹿热电厂、钦州二期总共六台机组已经按2015版“两个细则”的要求完成了AGC试验，均满足技术指标要求。2016年前投产的部分机组，在机组大修后，按照国家能源局《防止电力生产事故的二十五项重点要求》及新版“两个细则”要求，完成了AGC试验，结果不太理想。主要存在两个方面问题，一是AGC逻辑不完全符合调度技术规范要求，二是AGC调节速率达不到新版“两个细则”要求。

3.1 AGC逻辑涉及到的安全功能问题及建议

3.1.1 AGC逻辑安全功能要求

南网总调发布的《南方电网自动发电控制（AGC）技术规范》第8.8条“火电厂AGC安全措施”中有明确要求：①电厂需对AGC命令进行校核，当命令超出机组的出力上下限时，或命令调整量超过调节步长限制时，电厂应该拒绝执行该命令或自动退出AGC控制；②火电厂由电气功率变送器得到的机组有功值和由CCS得到的机组有功值必须保持一致，防止因为不一致导致调度误调机组，危及电网安全；③火电厂的功率上下限值应该保证稳定和可靠，防止出现错误突变或掉零现象，导致AGC误调节[6]。

3.1.2 AGC逻辑涉及到的安全功能问题

火电厂CCS中用到的有功值，一般是通过硬接线或通讯，由DEH送到CCS，都有成熟完善的逻辑，如：根据品质判断，选择品质好的点参与CCS有功调节；硬接线和通讯两者偏差大时，负荷参考输入故障报警、CCS切手动、AGC同时退出。CCS中功率上下限逻辑也比较完善，在AGC指令之后、机组负荷给定之前根据负荷闭锁增/减、负荷上/下限设定、大/小选等条件设计好逻辑，电厂运行人员只需在DCS负荷控制画面相应窗口输入功率上下限值，即可防止机组功率超出上下限范围。现场试验发现，大多数火电厂都满足这两项要求。

实际试验中发现，个别投产较早的火电厂AGC安全逻辑不完全符合规范要求。如某厂1号机组AGC试验中，当AGC指令超出上下限时，DCS未拒绝执行该指令或退出AGC控制，机组继续处于AGC模式，负荷给定按照DCS中设定的负荷上下限值执行，明显不符合规范要求，需对CCS中的AGC逻辑做相应修改。

3.1.3 修改建议

建议采取以下两种方法修改，第一种方法：DCS负荷给定增加一项自保持逻辑，当AGC指令超出上下限时，负荷给定保持机组当前有功值，并发出报警，提醒电厂运行人员AGC指令超限，但不退出AGC模式；第二种方法：在AGC投入退出逻辑中增加一项逻辑，当AGC指令超出上下限时，机组退出AGC模式，切换到本地CCS模式，负荷给定保持为机组当前有功值，并发出报警，提醒电厂运行人员AGC指令超限。任何一种方法修改后都可以满足规范要求。

3.2 影响AGC调节速率的问题及建议

AGC指令从调度的EMS发出到机组的协调控制系统执行，需要经历如下主要时间间隔：①EMS和DCS数据传输及数模、模数转换时间；②DCS中的负荷指令运算时间；③机组对负荷指令的响应时间。因此在AGC试验过程中，一般将DCS侧负荷设定值变化率设到要求值的1.5倍，调节速率才有可能满足要求[8]。

3.2.1 影响AGC调节速率的问题

以某厂600MW火电机组为例，在八次大负荷阶跃响应测试中，将DCS侧负荷设定值变化率设为9MW/min时，实际测得调节速率平均值不到6MW/min；将DCS侧负荷设定值变化率设为12MW/min时，实际测得调节速率平均值不到8MW/min。出现这种情况，主要有两个方面的问题：1）CCS中关于AGC的逻辑有需要优化的地方；2）机组控制系统调节品质问题。

3.2.2 建议

CCS中AGC逻辑优化的问题，建议采取如下措施：①将压力拉回的定值放宽，弱化压力拉回回路对CCS的影响，提高机组对负荷指令的响应速度；②对负荷闭锁增/减逻辑进行精简，只保留燃烧、给水等主要回路的触发条件，加快机组对AGC指令的响应速度；③在机组可承受范围内，牺牲一下主汽压力品质，再适度提高DCS侧负荷设定值变化率[9]。

机组控制系统调节品质的问题，建议采取如下措施：①在不修改控制策略的情况下，主要通过变负荷试验，对CCS参数进行细调，提高机组负荷响应能力；②效果仍不理想的情况下，考虑采取其他先进控制策略。

4 结语

新版“两个细则”于2017年底发布，考核系统于2019年初正式全部运行，对机组AGC性能提出了更高的要求。广西电网火电机组的AGC性能相对于先进省份来说总体落后。在电力现货市场、调峰辅助服务市场和调频辅助服务市场很快投入运行的以及“两个细则”考核趋严的大背景下，对广西电网火电机组的协调控制系统进行优化，扩大机组调节范围，提升调节性能，并进行相关试验对运行效果验证是必要的。