AGC与一次调频讲义

AGC前言依据电监会公布的《发电厂并网运行治理规定》〔[2023]42号〕和《并网发电厂关心效劳治理暂行方法》〔[2023]43号〕分别制定了两个文件：《××区域发电厂并网运行治理实施细则》和《××区域并网发电厂关心效劳治理实施细则》〔其中的××代表区域，如“华北”、“华东”〕，简称“两个细则”。其中对AGC和一次调频的投入率、调整指标的考核标准进展了严格的规定。定义电力系统频率和有功功率自动掌握统称为自动发电掌握〔AUTOGENERATORCONTROLAGC〕。AGC是通过掌握发电机有功出力来跟踪电力系统负荷变化，从而维持频率等于额定值，同时满足互联电力系统间按打算要求交换功率的一种掌握技术。根本目标包括使全系统的发电出力和负荷功率相匹配；将电力系统的频率偏差调整到零，保持系统频率为额定值；及掌握区域间联络线的交换功率与打算值相等，实现各区域内有功功率的平衡。负荷推测负荷推测跟踪掌握发电打算机组组合交换打算调整掌握电力系统机组掌握调速器汽轮机1AGC主要有三个闭环掌握：机组掌握环、区域调整掌握环和打算跟踪环，机组掌握环由DCS自动实现；区域调整掌握的目的是使区域掌握误差调到零，这是AGC的核心；区域打算跟踪掌握的目的是按打算供给发电基点功率。简介AGC〔EMS〕的子系统与数据采集系统〔SCADA〕结合，以AGC/EDC的形式成为SCADA/AGC-EDCSCADA统是AGC软件系统的“工作平台”，其信号主要有三类：遥测信号是被控发电机和区域联络线的有功功率信号经电厂远动终端装置〔RTU〕、A/D转换送调度中心作为模拟量测量信号；遥信信号AGC/切和发电机开/停状态的开关量信号，该类信号经RTU5us控信号即中调遥调指令〔ADS〕，该指令由AGCEMS/AGC3类：使用传统的RTU联网络构造。AGCAGC可用率反映机组AGC功能良好可用状态调整性能目前考虑调整速率、调整精度与响应时间等三个因素的综合表达：调整速率是指机组响应设点指令的速率，可分为上升速率和下降速率。调整精度是指机组响应稳定以后，实际出力和设点出力之间的差值。响应时间是指EMS系统发出指令之后，机组出力在原出力点的根底上，牢靠地跨出与调整方向全都的调整死区所用的时间。AGC电网调度与电厂的接口掌握方式依据电厂对AGCAGC模式。所谓“调厂”模式就是网调AGC软件系统将电厂作为一台等值机组，将计算出的该电厂各AGCAGC掌握模式的电厂必需安装了具有AGC功能的牢靠的电厂自动化监控系统。所谓“调机”模式就是由网调AGC软件系统通过RTU受控机组的对象、掌握量的大小和掌握方向。以下图是电厂RTUAGC机组的CCSAAO4~20mAAI调度信号可用DO调度信号故障DI4~20mAAI4~20mAAO4~20mARTUAGCAGCCCSAGCDI机组RBDOAGCA/M锅炉事故跳闸信号汽机事故跳闸信号AGCAGC将切除协调掌握方式和AGC的条件放宽在协调掌握系统中，有“机组负荷与给定值偏差大”或“主汽压力与给定值偏差大”退协调、AGC指令与负荷给定值偏差大退AGC的规律。为了保证AGC的投入率，就要对上述的偏差定值进展重设定，以削减AGCAGC2AGCAGC数据从中调的EMS到发电厂的DCS2EMSDCS光纤通讯、RTU，经过硬接线的传输才到达。传输距离长、转换过程多，简洁消灭信号断线、输入输出模件故障等状况，会影响AGCAGCAGCAGCAGCAGC指令从EMS①EMS②数据的通讯与A/D、D/A③DCS④协调掌握系统的掌握指令的运算⑤汽轮机和锅炉对负荷的响应过程⑥将机组有功功率送回EMS综合以上因素，网调统计的机组实际变负荷速率与机组设定的数值与就会存在肯定程度的负600MW1%，而网调统计的速率仅为0.55%。考虑到上述信号转换与调整过程对变负荷速率产生的负偏差，机组的变负荷速率要设得比电网要求的高一些，最好是高0.5%。提高机组的变负荷速率设定值600MW机组都经过速率为机组额定有功功率的4证明白调整品质良好。但是在机组的正常运行过程中，运行人员为了保证机组的稳定，将变负荷速率设置为1%，依据两个细则的考核方法，受到了考核。这种状况就是由于过于保守而造成的不必要的损失。AGC负荷调整的不灵敏区的影响为了降低AGCAGC荷目标值的不灵敏区。为了满足AGC1~±2MW协调掌握系统调整性能的影响协调掌握主要是对具有大惯性、大拖延的锅炉和响应速度较快的汽轮机之间的掌握指令进展协调。投入AGC后，AGC指令常常会消灭频繁的波动过程，假设协调掌握系统的稳定性不好，会造成被调量的振荡甚至发散。因此，为了满足在机组AGC投入条件下协调掌握系统的掌握精度和稳定性的需求，建议在协调掌握系统的验收标准中增加“机组负荷指令三角波负荷变化测试”的工程：即负荷指令以肯定的速率与变化幅度，以三角波的形式反复变化3个周期，然后考察各主要被调量〔机组负荷、主汽压力及主、再热汽温度等〕的稳定性。图3600MW角波负荷指令的测试曲线。3600MWAGC煤量和一次风量的影响锅炉响应的拖延主要发生在制粉过程，中间贮仓系统对于增加燃烧率的反响速度最快，钢球磨煤机次之，中速磨系统最慢。目前，提高直吹式制粉系统的反响速度的手段是增加煤量和一次风量的前馈作用，充分利用磨煤机内的蓄粉，快速转变给煤量，使锅炉的燃烧率发生变化，从而缩短纯拖延时间，但运行波动加重和调整过程加长。因此需合理调整，到达兼顾缩短拖延时间和削减运行波动的目的。磨煤机启动过程中产生的拖延机组在不同负荷区段运行时会引起制粉系统的启/有极少数性能特别优良的协调掌握系统在启/停磨操作期间允许机组正常增减负荷调掌握系统在启/AGC考核指标中已经规定了：“在涨出力阶段，在计算其调整速率时必需消退启磨的影响”，但是启磨所需时间越长的机组所受的考核确定会越多。对此有两种解决方案，一是在DCS中实现磨煤机自启停功能，二是改进掌握软件，使其响应机组的闭锁增减和闭锁增减解除信号并进展合理处理。“两个细则”考核需要考虑“调机”模式到“调厂”模式目前“两个细则”的考核方法只是对每台机组的一次调频和AGC指令的考核，对于每个发电公司来讲，全厂机组的负荷优化安排系统的方式更为合理，AGC的指令由单台机组改为全厂的负荷指令，再由全厂机组的负荷优化安排系统依据经济性、快速性、调整频度等安排原则将AGC指令合理地安排到各机组，实现机组的安全、稳定和经济运行。〔SIS〕的建立为火电厂实现全厂机组的负荷优化安排供给了实现的平台，对于厂级负荷优化安排的争论也到达了肯定的理论深度，在一些电厂也有成功投运的阅历，因此“两个细则”对发电厂的考核需要增加针对厂级机组负荷优化安排的内容。机组频率调整概念为了保证电网的安全经济运行，提高电能质量和电网频率的掌握水平，快速消退由于电网负荷变化而引起的频率波动，电网对机组的调频要求越来越高。机组的调频功能是指电网发电有功功率与负荷发生不平衡后，机组调速系统依据电网频率发生的变化(频率偏差△f)转变机组的出50Hz一次调整是电网内运行的机组的调整器在没有手动和自动调频装置参与调整的状况下，自动调整汽轮机的进汽，使发电机输出功率与电网负荷变化相互平衡来维持电网频率的一种调整，也称为电力系统频率的一次调整。一次调整只与调速器的构造和工作原理、调速系统的工作特性等有关。一次调整留下了频率偏差△fPt,手动或通过自动装置转变调速器功率f0的二次调整。此外，AGC将随时间调整机组发电功率执行发电打算〔包括机组启停〕或在非估量的负荷变化积存到肯定程度时按经济调度原则重安排发电功率，这就是所谓的三次调整。一次调频功能是通过调整汽轮机调门的开度，利用机组的蓄热来快速响应电网频率的变化，目前大机组普遍应用CCSDEH程度取决于汽机调整系统速度变动率(调整系数)和不灵敏度(频差死区)。速度变动率反映了机组一次调频力量的大小，而频差死区则反映了系统一次调频作用的起始点。一次调频技术要求一次调频未经网调批准不得退出，否则依据退出的时间长短考核发电量。一次调频综合性能指标机组在电网频率发生波动时典型一次调频调整过程如图4所示。表征一次调频奉献的各项指标中，最重要的四项指标是转速死区、响应时间、稳定时间和速度变动率。见图4，其中f是电网频率，Ni

是机组有功功率，Δt是机组参与一次调频的响应滞后时间，t1i

是机组参与一次调频的稳定时间。4典型的一次调频调整过程转速死区是特指系统在额定转速四周对转速的不灵敏区。为了在电网周波变化较小的状况下，提高机组运行的稳定性，一般在电调系统设置有转速死区。但是过大的死区会削减机组参数一次调频的次数及性能的发挥,发电机组一次调频的转速死区应不超过±2r/min(0.033Hz)。响应时间:机组参与一次调频的响应滞后时间〔见图4中的Δt〕，目的是要保证机组一次调频的快速性。发电机组一次调频的响应滞后时间应不超过3S。1稳定时间:机组参与一次调频的稳定时间〔见图4中t〕，这一指标是为了保证机组参与一次调频后，在的负荷点尽快稳定。发电机组一次调频的稳定时间应不超过60S。1速度变动率又叫转速不等率，它是在机组单机运行下给出的定义：对于液调系统在同步器给定不变的状况下，机组从满负荷状态平稳过渡到空负荷状态过程中，转速的静态增加与额定转速的相比照值，即为调速系统的速度变动率。式中Δn——机组空负荷时和满负荷时的转速差值，r/min.n0——机组额定负荷值，MW。δ的数值一般设置在3%～6%，δ但是对电网一次调频的奉献也越小；反之则越大。发电机组一次调频的速度变动率应不高于5%。一次调频正常频率调整范围：50±0.2Hz一次调频最大负荷限幅：6%额定负荷330MW机组的一次调频死区、限幅对应的折线F(x)如图5△N20MW-12

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12△n(r/min)5一次调频正确动作率：当某台机组并网运行时，在电网频率越过机组一次调频死区的一个积分期间，假设机组的一次调频功能奉献量为正〔或者机组的一次调频动作指令说明机组在该期间机组一次调频动作〕，则统计为该机组一次调频正确动作11“两个细则”对一次调频掌握回路的优化取消一次调频投退按钮应取消CCS和DEH画面上的一次调频功能投/DEH在协调掌握系统和DEH回路同时投入一次调频校正回路DEH,CCS共同完成一次调频功能，而且由频差信号换算成的“一次调频因子”应当从DEH计算出来后送至CCS，通过这种手段能避开协调掌握系统对DEHAGC在机组投入一次调频和AGC功能时，常常会消灭AGC的负荷指令变化方向和一次调频要求的负荷指令变化方向不全都的状况，假设一次调频受AGC的影响使其调整效果达不到两个细则所要求的“机组的一次调频功能奉献量为正”的结果，就会被电网统计为“该机组一次调频不正确动1由于对一次调频不正确动作的考核严于对AGC调整精度与速度的考核，所以在AGC的负荷指令变化方向和一次调频要求的负荷指令变化方向不全都时，应闭锁AGC指令的调整，优先满足一次调频的掌握需要。一次调频功能的设计一般在CCS机组协调掌握系统与DEH汽轮机数字电液掌握系统中均设计有一次调频的掌握方案。DEH一次调频的优点是动作快速，缺点是调整品质较差，对机组稳定运行影响较大；而CCS侧一次调频的优点是机组波动幅度较小，但对频率的偏差响应较慢。DEH侧一次调频功能在DEHDEH66F(x5Y3000r/minF(x2，一次调频要求系统快速动作，此后没有速率限制。DEHDCS侧汽机主控输出到DEH转换而成调门指令1DEH23，打算调门开度后，转变负荷和频率。CCS77功率指令是AGC功率指令或运行人员手动设定的功率指令经过凹凸负荷限制F(X5电网频率偏差经过函数发生器F(X)后产生负荷的变动值，再经过速率限制后与功率指令叠加形成机组的负荷指令。CCS持电网频率的稳定，另一方面转变燃料量等补充锅炉的能量损失，使机组到达的平衡。一次调频设计方面可能存在的问题一次调频依据上述设计投入运行一段时间后，DEHCCS时间上有先后。经过分析，一种可能是CCSDEH侧一次调频使用的频率信号精度不够，无法准确反映与网调周波存在偏差，造成一次调频奉献功率不达标；再者可能是二套系统承受的信号间存在偏差，DEH侧一次调频使用的是转速信号，而CCS承受的是电网频率信号，这二个信号来源不同存在偏差，通过将CCSDEH一次调频现场试验下面以大唐淮北发电厂8号机组一次调频性能检测试验大纲为例作以介绍：)试验目的为进一步落实有关发电机组一次调频治理规定，应大唐淮北发电厂要求，由安徽省电力科学88性及目前机组一次调频具体性能。)试验依据《安徽电网发电企业调度运行治理方法》皖经电力[2023]114号《安徽电网发电机组一次调频技术治理规定〔试行》皖电调[2023]498号)试验内容“DEH+CCS”一次调频掌握方式下的单机频率阶跃响应功能与性能检测试验。)试验条件机组运行状况良好，汽机调整系统静态特性参数符合电力行业标准DL/T711-1999机组各掌握方式切换正常、无扰动；现场机组掌握系统DCS、DEH时钟承受GPS实时校准，并与省调通中心考核系统保持同步；频差校正回路承受电网频率信号，频率测量区分率应≤0.01Hz；现场能够随时修改一次调频相关掌握参数；试验负荷已经申请，试验时机组不参与电网AGC掌握；除特别说明外，机组各掌握系统参数以现有状况为准；)试验预备50.033Hz50±0.2Hz，负荷调整幅度限制±6%Pe(±12.6MW)，检查修改DEHCCS12.6MW△N20MW-12 -2

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