杨玉柱，许伟

(华电安徽芜湖发电有限公司，安徽 芜湖 241080)

0 引言

2018年，根据安徽电网《关于调度管辖机组开展深度调峰下AGC、一次调频试验工作的通知》，某燃煤电厂2×660 MW机组开展了“40%深度调峰能力”的验证试验，即对电厂侧远动装置自动发电控制(AGC)参数设置中最小负荷限制不满足额定负荷40%的参数进行调整。

技术人员对远动装置主机AGC进行参数调整后，向安徽电网调度汇报并重启远动主机进行参数固化。参数修改完成后，机组负荷开始下降，约1 h后负荷由655 MW降至240 MW，运行人员发现异常后汇报电网调度并解除AGC，手动调整负荷至548 MW稳定运行。技术人员联系安徽电网调度对调度侧参数进行调整，重启远动主机检查装置无异常后，投入AGC运行，机组恢复正常带负荷方式。

1 AGC指令传输及算法

电网调度通过IEC 104规约中的ASDU48命令下发AGC功率指令至电厂，电厂远动主机(CSC1321)接收到电网调度主站下发的AGC归一化功率数值(满码值为4095)，通过远动信息点表中的比例系数将其转化成AGC测控装置(CSI200E)所需的4～20 mA信号电流，分散控制系统(DCS)接收到信号后，在DCS逻辑运算中将信号电流换算成对应的0～700 MW机组调节功率指令。

AGC(带品质描述)归一化功率值通过双字节进行换算，AGC指令为16位字节：其中第16位为符号位(1表示负、 0表示正)；第4～15位为值，第1～3位为品质描述[1]。

也就是说带符号的指令去掉了符号位和3位品质描述位，可用12位字节来表示AGC指令，12位字节的满码值为111111111111，换算成十进制为4 095。

安徽电网调度AGC指令归一化值、电厂AGC测控装置(CSI200E)输出及机组对应功率值的基本对应关系见表1。

表1 AGC指令归一化值、测控装置输出及机组对应功率值的对应关系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，输出电流与输出功率的对应关系系数为(700-0)/(20-4)=43.750 00 (MW/mA)，则300 MW功率对应的输出电流为300/43.75 000+4=10.857 14 (mA)，归一化数值与电流换算关系系数为(20-10.857 14)/4 095=0.002 23 (mA)，即在最小功率限制为300 MW时，AGC装置归一化功率指令与电流换算关系为y=0.002 23x+10.857 14，其中0.002 23和10.857 14分别为远动主机(CSC1321)内AGC功率指令换算关系系数和偏移量，对应功率值调节量程为300～700 MW[2]。

根据电网调度深度调峰试验的要求，660 MW机组40%深度调峰对应负荷为264 MW,按电网调度要求，需将电厂侧机组最小负荷限制调整为240 MW。240 MW对应输出电流为240/43.750 00+4=9.485 71 (mA)，则归一化数值与电流换算关系系数为(20-9.485 71)/4 095=0.002 57 (mA)。即在最小功率限制为240 MW时，AGC装置归一化功率指令与电流换算关系为y=0.002 57x+9.485 71 ，对应功率值调节量程为240～700 MW。

最小功率限制参数调整前、后远动装置AGC负荷指令换算曲线如图1所示。

图1 AGC功率归一化值与输出电流关系曲线

Fig.1 Relationship between AGC power normalizedvalue and output current

2 检查及处理过程

调阅某日16:00左右机组的DCS实时功率曲线、AGC装置输出功率设定值曲线和电网调度自动化处获取的电网调度侧功率指令输出曲线。将上述曲线量程统一后归于同一坐标系下进行分析，如图2所示。

图2 功率指令及实时功率曲线

Fig.2 Power command and real-time power curve

由图2可知，16：00左右机组负荷为655 MW，在电网调度侧功率调节量程参数未参与调整时，电网调度下发655 MW负荷指令，按调度指令归一化值进行换算,机组实际接收到指令和调节后反馈至电网调度侧的机组功率值为647 MW。根据电网供需平衡关系和电网调度侧AGC控制策略，空缺的8 MW功率则由网内其他机组提供[2-3]。因指令调节和反馈是实时跟踪的，整体负荷曲线呈下降趋势时，在功率自动调节方式下，电网调度下一次的调节指令将低于647 MW，随着负荷调节指令的逐渐降低，接收指令与反馈功率差别逐渐增大，电网调度功率输出指令逐渐降低直至达到最低功率限制300 MW，此时对应的AGC装置输出功率设定值为240 MW。17：38电厂侧解除AGC手动进行调节，将机组功率增至548 MW稳定运行，经参数换算AGC装置跟踪输出指令为524 MW。联系电网调度自动化处将调度侧AGC最低功率限制参数调整为240 MW。19：15重启远动主机后，电网调度功率输出指令、AGC装置输出功率设定值与机组实时功率值三者显示一致。19：29电厂侧投入AGC自动控制,机组恢复正常带负荷方式。

3 试验验证及效果评估

电网调度将调度侧AGC最低功率限制参数调整为240 MW后，调度分别手动下发240，400，600，700 MW 4个功率指令点，在电厂侧AGC测控装置上用高精度数字毫安表，实测出口电流值分别为9.500 00，13.100 00，13.700 00，19.900 00 mA。AGC装置功率指令换算验证如下：(1)主站下发ASDU48命令中的归一化数值为0时，AGC输出值y=0.002 57x+9.485 71=9.485 71 (mA)；(2)主站下发ASDU48命令中的归一化数值为1 425时，AGC输出值y=0.002 57x+9.485 71=0.002 57×1 425+9.485 71=13.147 96 (mA)；(3)主站下发ASDU48命令中的归一化数值为1 647时，AGC输出值y=0.002 57x+9.485 71=0.002 57×1 647+9.485 71=13.718 50 (mA)；(4)主站下发ASDU48命令中的归一化数值为4 095时，AGC输出值y=0.002 57x+9.485 71=0.002 57×4 095+9.485 71=20.009 86 (mA)。

在实测时需要拆除功率指令输出线，防止发生分流现象影响测量精度。通过与电网调度侧进行功率指令实测及换算核对，调整最小功率限制参数，电网调度发出的功率指令与电厂侧AGC装置接受指令换算后的输出电流大小一致，数据传输精度达到了电网调度部门的要求。

通过功率设定值与输出电流关系、功率设定值与功率归一化值关系，可知电网调度侧功率设定值与远动通信归一化值换算公式为y=10.237 50x-3 071.250 00，关系曲线如图3所示。

图3 调度侧功率设定值与功率归一化值关系曲线

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

4 AGC调节异常原因分析

电厂侧远动装置AGC最小功率限制参数调整后，电网调度侧最小功率限制量程参数要同步调整，参数调整后电厂须与电网调度侧进行功率指令核对，并根据指令实测AGC测控装置4～20 mA出口调节信号电流。技术人员在进行参数调整后，未与电网调度进行AGC调节指令及参数量程核对，未能及时发现因电网调度侧量程参数未调整引起的功率调节输出指令与反馈偏差异常现象，在参数调整过程中也未采取安全措施退出AGC，会导致AGC指令偏差、引起机组调节功率异常下降。

5 防范措施

发电厂AGC是重要的协调控制系统，包括电厂侧电气和热工相关系统及设备、远动通信装置及电网调度侧主站能量控制系统，涉及面多，通信规约、参数配置及数值装换较为复杂。在进行AGC参数调整及运行中检查维护时，要进行全面的风险分析，采取一定的安全技术措施，确保不发生因AGC调节问题导致的机组安全隐患。

5.1 安全措施

(1)办理工作票和调度业务票，进行安全风险分析。

(2)开工前提前告知环保部门因远动装置检查可能造成环保数据中断等异常情况。

(3)开工前、结束后均需向电网调度和环保部门进行汇报。

5.2 技术措施

(1)开工前，向电网调度部门申请退出可能受影响的AGC控制方式。

(2)参数调整前，备份远动装置参数。

(3)参数调整中，与电网调度部门沟通，电网调度侧相关参数同步调整。

(4)参数调整结束、远动装置重启后，与电网调度侧进行功率指令点核对：在DCS上核对收到的AGC调节指令与电网调度下发的是否一致；在AGC测控装置上实测出口4～20 mA调节信号与调度指令换算后的值是否一致。

(5)参数调整后，备份远动装置参数。

(6)工作结束后，向电网调度部门申请投入AGC控制方式。