一、概况

　　电网调度中心通过机组DCS 系统直接控制机组目标负荷，或者通过厂级实时监控信息系统SIS来实现机组群的负荷自动控制。这里，同时介绍AGC的调节特性与改善AGC调节品质的技术手段，供大家一起参考。

　　二、AGC特点及分析

　　1、直控机组负荷的AGC功能

　　电网调度中心通过通讯连接到电厂远动端子单元RTU（Remote Terminal Unit），而RTU与电厂各机组DCS通过硬接线（DI/DO、AI/AO）连接信号。

　　1) 通常DCS通过RTU单元送往中调的信号如下：

　　●     AGC投入自动请求（DO），表示该机组可接受中调AGC的控制；

　　●     闭锁增减信号（DO），机组禁止增减机组负荷；

　　●     机组实际负荷（AO），由电气信号通过RTU单元输送到中调；

　　●     RTU送往AGC的信号：中调AGC投入请求（DI）与AGC指令（AI）；

　　2) AGC自动投入的过程如下：

　　在协调控制系统的单元机组负荷指令ULD控制中设有投/切AGC的M/A操作站，该站设为自动方式时，表示该机组AGC已投入自动。

　　●     操作员在AGC控制站发出投自动请求；

　　●     输出到中调的“AGC投入自动请求”DO信号为有效，表示该机组可以接受中调的AGC负荷指令控制；

　　●     当中调将机组的负荷控制方式置为自动时，中调“AGC投入自动信号”DI由0变1；

　　●     为实现AGC 的无扰切换，投入自动前，中调给机组的AGC指令跟踪机组的实际负荷；

　　●     此后，机组运行方式由CCS控制方式为AGC自动控制方式，CCS接受中调AGC指令作为负荷设定值进行闭环控制；

　　●     当不满足AGC自动条件时，AGC控制站自动切换到手动状态，主要有以下条件：

　　A）操作员将AGC控制站置为手动方式；

　　B）中调切除AGC自动方式，“中调AGC投入自动”信号为“0”；

　　C）中调AGC指令AI坏质量；

　　D）  CCS切除自动；

　　在AGC自动控制过程中，如果机组工况出现异常，不能满足负荷调节要求，CCS的负荷增、减指令信号将闭锁。同时闭锁增/减信号送中调，此时AGC指令失去实际作用，机组负荷指令输出值不变。

　　2、由SIS分配机组负荷的AGC功能

　　当电厂有多台发电机组时，利用SIS系统来优化调度全厂负荷，SIS系统根据电网调度中心发出的全厂发电总负荷，在机组之间进行合理的负荷分配。

　　1）根据运行机组在当前负荷下的负荷响应特性，确定最适宜的增、减负荷的机组；

　　2）根据机组经济评价指标因素，包括机组的效益指标和运行损耗指标，确定最适宜增、减负荷的机组；

　　3）根据机组运行安全指标、稳定指标的评价因素，确定最适宜增、减负荷的机组；

　　三、火电机组的AGC 调节特性

　　电网调度对发电机组AGC的主要投运指标有以下几个方面：

　　1）机组负荷变化速率；

　　2）机组负荷响应迟延时间；

　　3）机组负荷变化范围；

　　4）机组负荷静态偏差；

　　5）机组负荷动态偏差；

　　在上述的几个指标中，负荷变化速率和负荷响应延时时间是其中重要指标。火电机组负荷调节速率与响应时间的影响因素，在经过试验后有以下4方面影响调节品质：

　　1）锅炉响应的迟延时间

　　火电机组对负荷响应的延时取决于锅炉接到负荷指令后，从煤量改变到蒸汽流量发生变化所需时间，由于制粉系统的类型不同，机组对负荷的响应速度也不同。中储式制粉系统因为没有制粉过程的影响，负荷响应较快；钢球磨直吹制粉系统可以利用磨煤机筒体的存粉，通过调节系统的前馈作用，可以提高负荷响应速度，但是对于中速磨直吹系统，磨内只有少量存粉，前馈作用不明显，因此对负荷的响应速度较慢。

　　2）滑压运行的影响

　　滑压运行对负荷的适应性较差，这是因为机组在滑压运行时，锅炉蓄热能力将随参数的变化而变化，变化方向恰好与负荷需求方向相同；降低负荷响应速率。以降低负荷为例，当负荷将至定滑压切换点后，锅炉参数下降，释放的蓄热补充了煤量下降所减少的热量。虽然控制调节器已经调节煤量下降，但由于制粉系统的迟延作用，暂时不影响负荷变化，将保持2分钟的时间，再开始下降。

　　3）磨煤机启停的影响

　　磨煤机的启停会对直吹式制粉系统机组的负荷调节产生影响，通常600MW的机组配备6台磨，负荷在一定范围内变化时，不需要启停磨煤机的操作，但若负荷变化大，则需要启动或停止磨煤机，其中暖磨、空磨的操作，影戏锅炉燃烧工况，造成参数波动，因此有些机组在启动或停止磨煤机时还要切除AGC和CCS运行。

　　4）锅炉蓄热能力的利用

　　协调控制系统在负荷调节过程中，是否利用锅炉的蓄热能力，对负荷响应速度的影响较大。高温高压锅炉机组蓄热的储存和释放发生在机组负荷的变化过程中，由于汽压的变化使汽化潜热改变，或由于汽温的变化使锅炉受热面金属热容量改变，他们的变化需要一定的时间，因此无法利用在负荷指令变化瞬间缩短负荷变化的纯迟延，太快的温度变化对于机组是不允许的。当汽机调门迅速地关闭或打开时，可以造成汽压的突然变化，使蒸发量突然改变，以适应负荷的瞬间需求。

　　通过汽压的变化利用锅炉蓄热能力，尽管在一定程度上缩短了负荷的响应迟延，但其程度取决于参数的允许偏离设定值的范围，受到机组安全、经济运行的限制。直流锅炉的蓄热能力差，此外，直吹式制粉系统的锅炉是一个大迟延环节，在利用蓄热能力缩短迟延时间的同时，加大了机、炉能量供需的不平衡，使调节过程波动加大，负荷响应速度减慢。

　　四、改善火电机组AGC调节品质的技术手段

　　单元制机组的负荷控制一般由协调控制系统来完成，协调控制系统通过改变锅炉燃烧率（直流锅炉控制燃水比）和汽机调门开度来调节机组负荷和主汽压力。协调控制系统保证机组安全的前提下，尽快响应调度的负荷变化要求，并保持主汽压力在允许的范围。主汽压力反映了机、炉之间的能量平衡，是机组安全、稳定的重要标志。以下通过控制策略改善机组的AGC协调控制能力：

　　1）汽机调门迅速响应负荷指令，充分利用锅炉的蓄热能力

　　协调控制系统接到AGC负荷指令调节后,汽机调门不加任何迟延迅速打开,并放宽限制汽机调门动作的压力波动允许值,通过试验负荷响应纯迟延时间t缩短1.0~1.5min.。利用锅炉蓄能，暂时牺牲主汽压力参数的稳定，只是为了满足负荷指令变化之始瞬间的需求，注意加强汽机调门限制功能，避免由于调门动作过快而引起参数大幅度波动和调节过程过长。具体在调试试验时，参数的整定尤为重要，可参见下图组态的关系：

　　这是一个以锅炉跟随BF为基础的协调控制系统，在锅炉增加负荷指令的比例微分前馈信号；在汽机增加负荷指令的迟延环节PTn，PTn环节推迟了汽机调门动作，为锅炉争取了蓄能时间，保证负荷变化后的能量供给，利于能量平衡，控制性能稳定、品质良好。但当接受ADS指令进行AGC自动控制时，中调不能及时收到负荷变化的反馈信号，将对负荷调节产生不利影响。应适当调整PTn环节中的时间常数和阶次，同时放宽限制调门动作的压力波动允许值，可取得良好效果。

　　2）增强煤量和一次风量的前馈作用

　　利用负荷指令的前馈信号，迅速改变给煤量，使锅炉的燃烧率发生变化，适应负荷的需要。但采用直吹式制粉系统的机组，由于制粉需要一段时间，负荷指令的前馈信号，只能提高负荷变化速率，不可能有效地缩短负荷响应纯迟延时间。将负荷指令前馈信号同时作用在一次风量，利用磨煤机中的蓄粉快速响应负荷指令，免去了制粉过程所需要的时间，可以缩短负荷响应纯迟延时间，综合利用煤量和一次风量前馈可使负荷响应时间缩短1min的时间。

　　3）采用定压-滑压联合调节方式提高负荷响应速度

　　滑压运行方式在低负荷下具有较好的经济性，并使汽轮机各部件承受较低的热应力，在调峰运行，有必要改变传统的定压运行方式。综合考虑机组节能、负荷响应和安全稳定运行，采用联合滑压控制方式，即定压-滑压-定压方式，根据机组容量不同，一般在30~40%额定负荷以下采用定压运行方式，在30~80%范围内采用滑压运行，80%以上负荷采用定压运行方式。在提高滑压工况下的负荷响应速度，控制方式为，变负荷时先保持定压运行，使机组获得定压时的变负荷速度，等机组变负荷完成后，再回到变压运行方式，这样即满足快速变负荷的要求，又能在稳态时完成机组的滑压运行要求。

　　4）正确使用风煤交叉限制

　　燃烧控制系统采用燃料/空气交叉限制（风煤交叉限制），是《火力发电厂热工控制系统设计技术规定》推荐的方法，在机炉协调控制系统方案中，锅炉主控的燃料与送风系统之间，按过量空气原则引入交叉限幅，实现加负荷先加风后加燃料，减负荷先减燃料后减风。

　　对于机组燃料供给方式的不同，可采用各种适合本台机组要求的控制方案，控制系统的完备将对机组的稳定和负荷响应时间都有很好的改观。CCS系统设计时，既要保留风煤交叉限制，又能让调节系统在接到负荷变化指令的同时开始动作，适当的进行平行调节。这样即能保证燃烧控制的安全，又让锅炉控制系统获得较快的响应。

　　风煤交叉限制的方案有很多种，不一一赘述。