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一次调频及自动发电控制系统 AGC 一 一次调频1 一次调频技术指标2 山东电网对一次调频的要求二 AGC1 自动发电控制系统概要2 联合电力系统的负荷频率控制3 华北山东联络线运行考核释疑4 AGC投运状况分析三 特高压联络线投产后 对ACE的影响1 AGC调整策略的变化2 ACE考核的变化 1 负荷频率控制 一次调整 由发电机调速器执行 对短周期负荷变化进行调整 二次调整 对周期较长的负荷变化进行的调整 分为手动调频和自动调整 目前主要由自动发电控制 AGC 完成三次调整 使有功功率负荷按最优分配 经济负荷分配 2 一次调频 当电力系统频率偏离目标频率时 发电机组通过调速系统的自动反应 调整有功出力减少频率偏差 是维护电网稳定的重要手段 一次调整有偏差 并网发电机基本辅助服务的一种 3 一次调频的主要技术指标 速度变动率 nmax nmin n0 100 nmax nmin机组空负荷 满负荷对应的速度 n0为机组额定转速 r min调频死区调频负荷范围 4 调频死区 调频负荷范围图例 300MW机组 5 实际功率 最大调频负荷曲线 300MW 6 一次调频的典型实现方式 根据 华北电网发电机组一次调频运行管理规定 2006 9颁发 火力发电机组应采取DEH CCS的一次调频实现方式 其中 DEH侧 是执行级 是有差 开环调节 保证快速性将频差 转差 信号转换为综合阀位指令增量叠加到原综合阀位指令处CCS侧 是校正级 是无差 闭环调节 保证持续性和精度根据设计的速度变动率指标进行功率校正 7 DEH一次调频控制逻辑图 8 一次调频动作图例 负荷 频率 大机转速 调阀 9 一次调频的特点 一次调频的本质是利用锅炉的蓄热 通过汽轮机调节汽门的快速释放来实现的 因此受机组特性的影响较明显 供热机组 直流供热机组在实现调频的同时还要满足供热的需求 有效的锅炉中间蓄热不能全部转化为调频负荷 因此有明显的一次调频上的先天不足 而循环流化床锅炉由于中间蓄热量很大 因此决定了其调频裕量较大 只要设计合理 其一次调频性能较容易满足要求 10 山东电网一次调频规定 1 所有并网发电机组必须具备并投入一次调频功能 火电机组速度变动率一般为4 5 水电机组一般不大于3 机组一次调频功能死区不大于 2转 分钟 0 033Hz 一次调频功能响应滞后时间 应小于3秒 一次调频功能稳定时间 应小于1分钟 11 山东电网一次调频规定 2 机组一次调频功能负荷限制幅度额定容量200MW及以下的火电机组 不小于额定容量的 10 额定容量220 350MW的火电机组 不小于额定容量的 8 额定容量350MW以上的火电机组 不小于额定容量的 6 循环硫化床机组 不小于额定容量的 4 负荷调整幅度应在15秒内达到理论计算的一次调频最大负荷调整幅度的90 12 目前存在问题 1 参数及投切压板没有完全固定化2 参数不符合规定 13 AGC定义 电力系统频率和有功功率自动控制系统称为自动发电控制 AGC为AutomationGeneratorControl缩写 通常指的是电网调度中心直接通过机组DCS控制系统实现自动增 减机组目标负荷指令的功能 是目前机组的一种基本功能 二次调频 14 AGC的控制目标 自动发电控制AGC在实现高质量电能的前提下 以满足电力供需实时平衡为目的 其根本任务是实现下列目标 维持电网频率在允许误差范围之内 控制互联电网净交换功率按计划值运行 控制互联电网交换电能量在计划限值之内 在满足电网安全约束条件 电网频率和对外净交换功率计划的前提下 协调参与遥调的发电厂 机组 的出力按最优经济分配原则运行 使电网获得最大的效益 15 AGC控制原理示意图 16 AGC主控软件流程图 17 AGC控制过程 AGC是建立在以计算机为核心的数据采集与监控系统SCADA 发电机组协调控制系统以及高可靠信息传输系统基础之上的电力生产过程的远程闭环控制系统 涉及到调度中心计算机系统 通道 RTU 电厂控制器PLC PlantController 调功装置和电力系统等 18 AGC程序设计中存在的不足 没有考虑火电机组辅机启停时对机组的影响 如火电机组起停磨 风机等 19 山东AGC机组的常用的几种运行模式 经济调度当前出力计划曲线可调容量比例 20 AGC与机组协调控制方式 以汽机跟随为基础的协调控制以锅炉跟随为基础的协调控制综合协调控制 21 机组制粉系统对AGC的影响 中间贮仓系统直吹式制粉系统 钢球磨煤机 中速磨 22 山东电网AGC调度管理 已运行125MW及以上容量的机组原则上应具备AGC功能 200MW及以上容量的机组必须具备AGC功能 新投产100MW及以上容量的机组必须具备AGC功能 第140条 具备AGC功能的机组必须满足 第141条 新投产或技改后的机组 在正式移交试生产前 必须进行AGC相关试验省调和发电厂均应按文件中核定的AGC技术参数在各自系统中设定 运行中不得单方面修改机组的AGC技术参数 发电厂应尽量提高AGC机组自动化投入率 保证机组及时正确响应省调控制命令 严禁发电厂设置控制命令死区和调整量等行为 23 山东电网AGC运行管理 1 机组的AGC功能正常投停方式必须按省调的通知执行 值班调度员有权根据电网需要临时调整 第141条 正常投入AGC功能的机组 当调度计划出力高于 低于 其AGC出力调整范围下限时 发电厂值长应自行投入 退出 AGC功能 并汇报省调值班调度员 当机组的AGC功能退出后 按预调度计划出力曲线接带负荷 发电厂因设备消缺 运行方式改变不能按规定投入AGC功能时 由发电厂值长向值班调度员提出申请 经同意后方可退出 第142条 24 山东电网AGC运行管理 2 机组AGC功能因故紧急退出后 发电厂值长应及时汇报省调值班调度员 机组因故不能按省调核定的AGC技术参数运行时 不得擅自更改 应及时汇报省调值班调度员 并按省调值班调度员的指令临时修改参数或退出AGC功能 发电厂运行人员要经常监视机组跟踪远方控制命令的情况 发现问题及时处理 发电厂运行人员如发现投入AGC功能的机组长期接收不到更新命令时 应及时汇报省调值班调度员 省调值班调度员 发电厂值长要负责做好AGC运行统计记录工作 25 AGC机组调节性能 适用火电 1 AGC机组出力调整范围1 AGC机组出力调整的上限为机组的铭牌出力 2 AGC机组出力调整的下限应不高于额定出力的60 并逐步达到机组最低技术出力 投入AGC控制的机组在出力调整范围内应是连续可调的 AGC机组负荷调节速率1 AGC机组负荷调节速率包括机组的升降负荷速率 两者应保证相同 2 AGC机组负荷调节速率 MW 分钟 不小于机组额定出力的1 5 争取达到机组额定出力的2 以上 机组投入AGC控制时 负荷调节响应时间应小于30秒 26 AGC机组调节性能 适用火电 2 AGC机组动态调节误差 27 山东电网目前投入AGC的机组类型 纯火电机组投AGC 以300MW及以上机组为主 泰山电站机组暂未投AGC 火电机组只适用带固定负荷 增减负荷受燃料等系统的影响 负荷调节率受到限制 不适用频繁调整抽水蓄能机组调整速率快 调节范围大 但抽水时对电网影响较大 28 2005 3 1山东电网并于华北电网 结束了孤网运行的历史 联络线潮流控制零功率交换 主要起到事故支援的作用 29 山东河北联络线接线图 30 联合电力系统的特点与控制原则 在联合电力系统中 随着系统总容量的扩大 瞬时频率偏差值将会减小 但区域间交换功率的串动将会增大 区域间联络线的输送容量一般不会建设得很大 因而容易引起联络线过负荷 另一方面 联络线的交换功率一般是由上一级调度机构确定的 或者是由区域间协商而定 各区域按交易买卖电力 在联合电力系统的控制中 各区域内部发生的负荷变化应当由该区域自行承当 仅在紧急情况下由外部区域给予临时性支援 31 联网与孤网运行异常频率处理的区别 1 目前的山东电网调度规程规定 孤网运行 第146条当频率低于49 8赫兹时 省调值班调度员应调出全部负荷备用容量 必要时按比例下令地区限电 拉闸 或省调直接拉闸 当频率低于49 8赫兹时 各发电厂值班员无须等待调度指令 立即自行增加出力 直到频率恢复至49 9赫兹或发电机带满出力 联络线满载为止 32 联网与孤网运行异常频率处理的区别 2 第147条当频率低于49 1赫兹时 各发电厂 变电监控中心 变电站 值班人员应主动迅速地将装有自动低频减负荷装置应动而未动的线路拉闸 当频率低于49 0赫兹时 各地调值班调度员应主动按 事故拉路序位 拉闸 使频率恢复到49 0赫兹以上 当频率低于48 8赫兹时 发电厂按本厂 事故拉路序位 立即拉闸 使频率恢复到48 8赫兹以上 然后汇报省 地调值班调度员 第148条当频率低于46 0赫兹时 按所管辖调度机构批准的 保厂用电方案 发电厂可自行解列一台或数台发电机带本厂厂用电和地区部分负荷单独运行 同时将其它机组自行从电网解列 如现场规程有明确规定 按现场规程执行 33 联网与孤网运行异常频率处理的区别 3 华北调度规程规定第104条华北电网与其它区域电网互联时 当电网频率超出50 0 1Hz 网调 中调及负责ACE调整的电厂 应首先判断造成频率异常的责任 分别做如下处理 由于华北电网的责任造成频率超出50 0 1Hz 网调值班调度员及负责ACE调整的电厂应迅速采取有效措施 将电网频率控制在50 0 1Hz以内 当电网调整容量不足时 网调值班调度员应迅速向国调汇报 必要时可请求事故支援 34 联网与孤网运行异常频率处理的区别 4 第105条华北电网独立运行 当电网发生事故 频率超出50 0 1Hz 事故电网的中调值班调度员应立即向网调报告 同时迅速采取有效措施 调整联络线潮流在规定范围内 网调值班调度员应采取措施 将频率恢复到50 0 1Hz内 若事故电网在发生事故后10分钟内不能维持联络线潮流 则网调值班调度员应向事故中调下达联络线潮流控制警告或事故拉路命令 限其在10分钟内将联络线控制在计划曲线以内 当频率低于49 80Hz时 网调值班调度员可对比计划曲线多受或少送的中调下达事故拉路令 受令中调应在10分钟内执行完毕 必要时 网调应采取紧急事故拉路措施 将频率控制在合格范围内 35 聊城站联络线自动装置 失步解列和失步快速解列I段定值为一次系统失步 低压解列定值为80 UN 0 4秒 低频解列定值为49 3Hz 0 2秒 36 ACE的概念 ACE AreaControlError 区域控制误差 其计算公式ACE f f0 P P0 其中 区域频率偏差系数 MW 0 1Hz f实测频率 Hz f0额定频率 Hz P区域联络线实际潮流功率之和 MW P0区域计划净交换功率 MW 37 联合电力系统的基本负荷频率控制模式 联合电力系统的基本负荷频率控制模式有如下三种 1 定频率控制FFC Flatfrequencycontrol 2 定联络线交换功率控制FTC Flattie linecontrol 3 联络线和频率偏差控制TBC Tie lineloadfrequencybiascontrol 38 1 定频率控制 定频率控制FFC Flatfrequencycontrol 只检测频率偏差 这种控制方式最终维持的是系统频率恒定 即 f 0 对联络线上的交换功率则不加控制 因此 这种方式一般适合于独立系统或联合系统的主系统 ACE f f0 其中 区域频率偏差系数 MW 0 1Hz f实测频率 Hz f0额定频率 Hz 39 2 恒定联络线交换功率控制 恒定联络线交换功率控制FTC Flattie linecontrol 这种控制方式的控制目标是维持联络线交换功率的恒定 即 P 0 对系统的频率则不加控制 因此 这种方式一般适合于联合系统中的小容量系统 ACE P P0其中 P区域联络线实际潮流功率之和 MW P0区域计划净交换功率 MW 40 3 联络线和频率偏差控制 联络线和频率偏差控制TBC Tie lineloadfrequencybiascontrol 这种控制方式同时检测频率和联络线交换功率偏差 各自吸收本区域内的负荷变化 维持各分区功率增量的就地平衡 即 PG PL 因此 这种方式是联合电力系统中的最常用的 尤其是当各系统容量相当时 ACE f f0 P P0 41 ACE控制性能考核标准 负荷频率控制的考核标准目前有两种 即CPC标准和CPS标准 1 20世纪60年代以来 电力工程界一直采用CPC标准作为负荷频率控制的考核标准 2 1997年北美可靠性委员会 NERC 采用CPS标准作为负荷频率控制的考核标准 42 1 CPC标准 标准A1 区域控制偏差ACE在10分钟内必须至少过零一次 标准A2 区域控制偏差ACE在10分钟内的平均值必须保持在规定的限值Ld内 标准B1 区域控制偏差ACE在扰动负荷发生后10分钟内必须回到零 标准B2 区域控制偏差ACE在扰动负荷发生后1分钟内 必须向绝对值减小的方向变化 43 山东联网的相关名词解释 3 关于联络线计划 每日96点联络线计划 两点之间线性插值 执行的联络线计划形状 1 ACE15分钟过零的含义 A1 每小时固定4个15分钟时间段 一个时间段至少有一个ACE过零点 它就是合格时间段 4 双联络线发生同时断开 AGC控制模式由TBC自动转FFC 联络线投运后 AGC控制模式需人工设定为TBC 2 ACE15分钟均值 A2 固定15分钟为一个时间段 5秒一个ACE采样值的算术平均值 44 A1A2标准的缺点举例 A1A2未能充分体现出对频率质量的要求ACE f f0 P P0 8月21日16 35分 罕见的恶劣气象条件造成500千伏万顺三回线 张家口万全站 北京顺义站 相继掉闸 内蒙外送安全稳定控制系统正确动作切除机组8台 出力共283万千瓦 系统频率由50 02赫兹突然降至49 84赫兹 500KV辛聊I II线功率由 520MW突然变化至 320MW 山东送华北方向为正 山东电网AGC机组下调出力 45 2 CPS标准 CPS1标准 KCF ACEAVE min B fAVE min n 12KCPS1 2 KCF 100 ACEAVE min为控制区ACE一分钟平均值 fAVE min为一分钟频率平均偏差 B为控制区电网频率特性系数 1为电网一分钟频率平均偏差目标均方根 n为分钟数 1 KCPS1 100 不合格 2 100 KCPS1 200 控制在允许的范围内 符合CPS1标准的要求 3 KCPS1 200 认为在该段时间内ACE对互联电网的频率质量有帮助 CPS2标准 CPS2标准类似于A2标准 即ACE在10分钟内的平均值在规定的范围L10以内的控制合格率为90 ACE f f0 P P0 46 CPS标准特点 CPS标准控制是追求CPS1的最大值 同时使ACE平均值在规定范围内 CPS标准控制目标是频率 按频率偏差大小 控制区间分为松弛区 正常区和紧急区 频率偏差与ACE方向相反时 ACE对频率恢复有帮助作用 不调整机组 方向一致时 可按A1 A2标准控制策略实现 47 CPS优于A1A2 1 自动发电控制系统通过控制ACE 目的是为了保证电网频率质量 但A1A2未能充分体现出对频率质量的要求 CPS1体现出对频率质量的要求 山东联网后不能只根据频率增减机组出力或判断事故 2 A1标准要求ACE在任意10分钟至少过零一次 从而在一些情况下增加了发电机组的无谓的调节 只要ACE值足够小 CPS1对ACE在规定时段过零没有要求 只要求该段时间内 100 3 A1A2要求各控制区域控制ACE 不能进行事故支援 CPS鼓励一定程度的事故支援 4 CPS标准基于概率统计学原理导出 有严格的数学基础 着眼于控制区域的长期表现 是一种长期控制性能指标 华北电网采用A1A2标准 48 山东ACE参数 ACE f f0 P P0 值为410MW 0 1Hz f0为50Hz P0暂为0MW Ld值为120MW P计量点位置 在辛安侧 ACE数据来源正常在 远方 即华北网调AGC程序统一计算各控制区的ACE 经远动通信将ACE下发至各省区 各省区按接收到的ACE调节各控制区机组出力 49 值及联络线潮流分析 华北各省网频率偏差系数 值按上年电网最高负荷1 1 2 考虑 于每年一季度根据上年的实际情况进行调整 山东电网 值目前为410MW 0 1Hz ACE f f0 P P0 50 华北电网A1A2考核方法 A1考核 每5秒钟采样一次系统频率和联络线功率并计算ACE 要求各省网ACE在每15分钟内至少过零一次 要求月A1的合格率 99 6 每月低于10个点数 不合格点数超出时 超出部分按该时段ACE偏差值积分电量的2 5倍计算违规电量 以此调整该时段结算电量 当月每15分钟ACE合格的点数月A1的合格率 96 当月日历天数A2考核 要求在每15分钟内 ACE的平均值都在规定的区域Ld以内 要求月A2的合格率 98 5 每月低于45个点数 不合格点数超出时 超出部分按该时段ACE偏差值积分电量的2 5倍计算违规电量 以此调整该时段结算电量 当月每15分钟ACE合格的点数月A2的合格率 96 当月日历天数 51 华北山东联络线运行考核释疑 违规电量的计算方法 A1不合格时间段积分电量 ACE 15分钟积分值 时间步长为5秒 A2不合格时间段积分电量计算法同A1 违规电量等于积分电量的2倍 免考核时段 一次损失300MW的发电或负荷 30分钟免考核 如涉及3个15分钟时段 则这3个15分钟时段免考核 考核结算每月规定范围内A1 A2不合格时间段不考核 其他免考核由值班调度员置入 系统自动计算 华北网调每月出不合格次数 考核电量统计总表 通知各省中调 同时发华北电力集团用电营业部结算 52 山东ACE调整方法 AGC机组 正常情况下 人工辅助调整 负荷变化较大 事故情况下 防止功率窜动 ACE有区域设定 53 AGC机组投入现状分析 要求AGC参数固化 只保留投停压板擅自提高AGC机组功率下限将AGC调整速率设定的较小火电调节性能 原因 1 设备原因 2 人为因素 54 AGC跟踪曲线 私自修改机组调整下限 55 AGC跟踪曲线 私自修改机组调整上限 56 AGC跟踪曲线 私自修改机组调整速率 57 AGC跟踪曲线 AGC正常长时间停用 58 AGC跟踪曲线 AGC私自投停 59 AGC跟踪曲线 AGC机组正常调整 60 私自改动AGC参数的后果 AGC系统的调整出现偏差引起其它正常调整机组出力调整过大 热力参数越限 并由此造成恶性循环 当AGC调整容量或速率不足时 将导致频率或ACE不合格 1 装机容量在3000MW及以上电网频率偏差超出50 0 2Hz 且延续时间20min以上 或偏差超出50 0 5Hz 且延续时间10min以上 电网一类障碍装机容量在3000MW及以上电网 频率偏差超出50 0 2Hz 且延续时间30min以上 或偏差超出50 0 5Hz 且延续时间15min以上 为一般事故 2 华北ACE每15分钟为一个考核时间段 导致A1未过零或A2约限 61 大负荷对ACE的影响 抽水蓄能机组抽水 62 大负荷对ACE的影响 电解铝铝槽停用 63 注意事项 要求非AGC机组增减负荷较快 ACE曲线华北电网孤网运行的频率曲线 偏高 64 AGC机组出力波动较大的时间段 65 山东电网AGC控制指标统计 66 近期负荷调整策略 原则上 AGC机组要高于曲线 非AGC机组要低于曲线运行 后夜低谷非AGC机组按最低控制 低谷调整困难 采取滑停或停机的策略 将调节性能不好的机组退出AGC 根据情况减负荷 给调整性能好的机组以充足空间 67 未来机组出力的调整模式 AGC机组 调整ACE 调整短期出力偏差 跟踪计划曲线 固定出力的机组 不能投AGC的机组 68 非AGC机组出力偏差考核方法 300MW及以上容量机组出力允许偏差为计划出力的 1 300MW以下容量机组出力允许偏差为计划出力的 2 机组由备用转运行的并列时刻或由运行转停机的解列时刻与计划时刻的偏差不超出1小时 当机组出力偏差超出允许范围的持续时间大于或等于5分钟 出力偏差考核值为机组出力偏差的绝对值对越限持续时间的积分 69 特高压联络线 特高压交流试验示范工程北起山西长治 途经河南南阳开关站 南至湖北荆门 全长639公里 通过单回1000千伏特高压线路连接华北 华中两个区域电网 1000千伏长治变电站和荆门变电站各投产1台自耦变压器 变电器主参数相同 变压器容量为3000 3000 1000兆伏安 额定变比为1050 525 110千伏 调压方式为无载调压 变压器低压侧无功补偿装置容量包括2 24万千乏低压电抗器及4 21万千乏低压电容器 国调中心拟计划丰水期采用华中水电北送华北方式 枯水期采用华北火电南送方式 70 特高压交流示范工程投产初期互联电网电压特性 根据工程设计 试验示范工程系统最高电压为1100kV 电网正常运行中应在兼顾设备安全与系统稳定等相关要求的前提下 控制变电站1000kV母线电压在1100kV以下的尽可能低值 为系统长期安全运行创造有利条件 在系统非正常解列的特殊情况下 线路末端电压超过1100kV 但低于1150kV时 应在20分钟内采取有效措施处理 线路首末端电压达到1150kV时 应采用自动装置在1分钟内跳开相应开关 71 特高压交流示范工程投产初期互联电网稳定特性 特高压线路输送功率较大时 预期在220 250万千瓦 两侧500千伏电网故障易引起特高压线路功率超过其静稳极限导致华北 华中电网失去同步 振荡中心在特高压南阳开关站 南阳站振荡电压低于0 2倍的额定电压 如特高压未能及时解列 振荡将会引起华北网内部机组间失去同步 负荷中心电压低落至0 5倍额定电压 华北网失去稳定 72 特高压示范工程的特点 潮流波动导致的特高压电压波动 特高压联络线在相同输送功率水平下 联络线功率波动幅度越大 1000千伏及相关500千伏中枢点电压波动幅度越大 特高压联网方式下 联络线功率波动30万千瓦 落点近区的500千伏变电站电压波动为6 12千伏左右 1000千伏电压波动为30 70千伏左右 特高压送电功率越大 电压波动的幅度越大 静稳极限 根据方式计算结果 特高压大功率南送方式的静稳极限在340 350万千瓦左右 73 特高压交流示范工程投产初期互联电网电压特性 特高压低压无功补偿设备投切策略原则 按照无功分层分区平衡的原则 跟踪特高压计划输送功率变化 投切无功补偿装置 控制特高压系统与华中和华北电网的无功交换功率为最小 在240万千瓦功率以下其低容可以平衡特高压无功需求 特高压大功率时 240 280万千瓦 自身的无功容量补偿不足 要靠两侧500千伏系统支援无功才能保证特高压电压在控制范围内 另一方面特高压联络线正常功率波动产生的无功交换也需要两侧500千伏系统承担 74 特高压投产后控制思路 根据国调特高压联络线控制考核办法 特高压联络线控制需要同时兼顾三方面要求 1 特高压联络线潮流波动小于 300MW 2 满足A2控制标准 华北Ld为20万 3 ACE尽量趋近于0 75 网调建议的调整模式 各省分别控制本区域ACE 不单独指定某一个省承担跨区联络线调整职责 同时 从华北区域各省网中抽出部分机组 由网调调度 专门负责跨区联络线潮流调整 这些机组仍计入各控制区电力平衡 由各控制区申报其发电计划建议 经网调审批并直接下达 网调通过自动发电控制系统 AG