近年来，电网对发电厂自动发电量控制（Auto⁃matic Generation Control，AGC）^[1]运行的要求不断提高，各种考核逐渐规范化。远动系统是AGC系统中重要的组成部分之一，其性能直接影响AGC的投入效果，一旦设备出现问题，会对电厂经济效益产生较大影响。其中，远动服务器、测控装置、有功功率变送器等设备对AGC调节控制起着非常重要的作用。

华电内蒙古能源有限公司包头发电分公司（以下简称华电蒙能包头公司）发电机组容量为2×600MW，内蒙古电力（集团）有限责任公司调度控制中心（以下简称内蒙古调控中心）与国家电网华北电力调控分中心（以下简称华北网调）均要求AGC投入时的有功功率可调节范围为300~600 MW，数据通过网络控制系统（Net Control System，NCS）监控计算机修改传输至远动服务器。但是由于公司远动系统存在设备老化、内部程序设置不合理等问题，影响了2台机组AGC调节性能，为了解决该问题，对远动系统进行了改造。

华电蒙能包头公司发电机组远动NCS设备均为国电南京自动化股份有限责任公司产品，配置2台PSX609型远动通信主机，通过双以太网^[2]与1号、2号发电机组PSR661型测控装置通信连接，2台机组数据全部送至1台公用测控装置；与内蒙古电网及华北电网调度主站的专线通信采用中国101通信规约，网络通信采用IEC 104 通信规约^[3]；2 台PSX609 型远动服务器各配置1 个串口，通过1 台PSX720型专线通道切换装置及MSCR510B型调制解调器实现与省调、网调通信。省调、网调AGC控制指令分别由内蒙古调控中心和华北网调下发至远动服务器。

华北网调AGC指令通过2个远动服务器分别发送至1号、2号亚当模块（ADAM），ADAM模块根据指令输出4~20 mA直流信号发送至DCS系统。内蒙古调控中心AGC指令通过2个远动服务器由厂内数据网发送至1号、2号机组公用测控装置，再由测控装置模拟量板（TDC板）输出4~20 mA直流信号发送至DCS系统。机组DCS系统根据当前要求对华北网调及内蒙古调控中心指令进行切换，接受AGC指令完成机组有功功率调节后，实时遥测数据，由测控装置采集后发送至远动服务器，再上传至调度主站，完成一次系统AGC指令调节。

华电蒙能包头公司发电机组远动系统拓扑结构如图 1所示。

图1(Figure 1)

图1 华电蒙能包头公司发电机组远动系统拓扑结构

改造前2台机组AGC调节性能较差，经常出现不响应或响应超出范围情况。2013年一季度月考核电量分别为：1 月2848.320 MWh，2 月1974.600MWh，3月1812.000 MWh，对比内蒙古调控中心考核曲线与现场运行日志，发现AGC调节超差被考核。小部分为机组重要辅机检修造成升降负荷速率不能满足AGC调节速率外，其余均为2台机组正常运行中AGC调节差被考核。分析AGC调节性能差有以下几方面原因。

2台机组远传省（网）调的有功功率为由机组测控装置交流采样板采集电流、电压数据后根据CPU设定好的公式计算得出的有功功率值，而DCS系统有功功率数据源采自发变组变送器输出的4~20 mA模拟量。由于2个系统数据源不同，存在误差，当偏差较大时就会影响AGC控制系统的调节性能。例如，当1号机组接收到AGC下达的指令为400 MW时，机组经过调整的实际有功功率为400 MW（该数据为发变组变送器输出），DCS系统自动进入负荷平稳阶段，当测控装置上送调度侧的遥测数据中的有功功率值略低于400 MW时，调度侧的AGC调节系统判断机组的有功功率还未达到设定的值（400MW），因此认为机组的AGC调节速率差不满足要求。这样，由于测控装置交流采样功率与发变组变送器输出的功率偏差造成1号机组的实际负荷与AGC下达的目标负荷有偏差，导致机组AGC调节速率始终不能满足调度的目标负荷曲线，影响了AGC调节性能。

遥测数据上送调度方式分为变化量越限上送和循环上送。当遥测量的变化量越限时，立即上送遥测量，越限的门槛值可以通过定值设定。循环上送周期为64 s。当AGC调整时遥测值上送调度侧以变化量越限上送为主，当上送调度的遥测值中有功功率的压缩因子P（阈值）设置较大时，调度侧收到的值就会不连续，前后2个点差值较大，反映在内蒙古调控中心负荷曲线上为阶梯形状曲线，曲线不平滑，这种情况也会影响AGC调节性能。当负荷为500 MW时计算差值，根据公式：

其中，PSR661型测控装置中P 值设置为0.6，满刻度值为600 MW，计算得出差值为3.6 MW。当1 号机组接收到AGC 目标指令为500 MW时，机组经过调整的实际出力为500 MW，而测控装置在（500±3.6）MW范围内时，变化量未越限不上送调度侧，达到循环上送周期（64 s）后，调度侧认为机组负荷调整响应时间太长，不能满足调整速率，影响了AGC调节性能。

当调度AGC系统下发指令数据异常时（超出可调节范围），远动系统将向DCS系统转发错误数据指令（恢复默认300 MW），机组在负荷不是300 MW时会向目标值调整，直到新的指令出现才会恢复正常，这时已经超出了调整的目标曲线，影响了AGC调节性能。

现场远动系统中的设备为2005年之前投运的设备，由于2台机组公用1个测控装置，经常出现由于数据处理缓慢影响远动AGC系统运行的情况，进而影响了AGC调节性能。

为了解决AGC调节性能差的问题，华电蒙能包头公司对机组远动系统NCS进行升级改造，改造分为硬件更换与软件升级两部分^[4]，改造后拓扑结构如图 2所示。

图2(Figure 2)

图2 远动系统改造后拓扑结构

（1） 由于旧的PSX609型服务器只有4个网口，不能满足华北电网调度与内蒙古调控中心接入“二平面”工作的要求，因此将远动系统2台PSX609型远动通信服务器升级为具有8个网口的PSX600G型服务器，提高了远动服务器的运行稳定性。

（2） 分别为1号、2号机组配置独立的PSR661U型机组测控装置，并将P 值设置为0.01，机组负荷只要变动0.06 MW时就会主动上送调度数据。从调度侧的跟踪曲线看到曲线平缓没有断点，满足调度目标负荷曲线的要求，提高了AGC调节性能。

（3） 将远动系统PSX643型规约转换器升级为PSX810型通信服务器；将PSX720型通道切换器和MSCR501B 型调制解调器组成的专线通道接口装置，升级为MSCR504型双通道切换装置（4路切换通道，内置modem）；更换现场NCS 厂内数据网交换机。

（4） 更换送至DCS参与调节用的3块发变组有功功率变送器，改为每个变送器输出2路4~20 mA模拟量，1路按原来方式送至DCS参与调节，另1路送至机组测控装置TDC板。令上传省（网）调的机组有功功率数据同源，统一采用机组发变组变送器4~20 mA数据。机组测控装置通过TDC板采集3块发变组变送器数据，与DCS一样采用“三取中”逻辑将有功功率数据转换上送调度侧。增加远传省（网）调机组有功功率数据判断逻辑，比较发变组变送器数据和测控装置交流采样板数据，如2数据差值在10 MW内，则采用机组变送器将数据上传至调度；如差值超出10 MW，则采用测控装置交流采样板将数据上传至调度，防止出现变送器故障导致上传调度数据异常、降低AGC调节性能的情况。

修改远动系统服务器程序，增加判断接收指令是否超范围逻辑，如果收到超出允许调节范围的指令，不恢复默认值300 MW，执行上一次下达的指令，防止出现收到超范围指令而反复变化影响AGC跟踪曲线的现象，提高了AGC调节性能。

通过此次改造，远动系统运行良好，数据交换稳定，AGC系统跟踪内蒙古调控中心目标调节曲线良好，没有因远动系统原因被考核。通过与一季度的数据对比，改造后每月为公司带来经济效益30~50万元。

目前多数发电厂上送调度侧的有功功率值均为交流采样装置输出值，而电厂DCS系统调节用的有功功率值取自发变组功率变送器，如果两者输出的功率值有偏差并且超过一定范围，就会造成电厂侧AGC调节出现偏差^[5]。可以采用双输出的功率变送器代替交流采样装置将数据上送调度侧，或者将阈值设置为最小值以提高调节精度，并且要做好交流采样装置与变送器的年度检验工作，发现有偏差超过允许范围时及时更换或调整精度。此外，还要在日常运行中做好对DCS与NCS中有功功率的监视，以及备件的储备工作，发现超差及时处理。

通过分析远动系统的改造效果可知，提高远动AGC 系统的调节精度，不仅能降低电网的考核电量，而且由于AGC跟踪良好还会获得电网奖励电量，既降低了发电成本，又增加了发电经济效益，改造效果显著，值得推广。