AGC与一次调频讲义

1、自动发电控制自动增益控制和一次调频0前言根据电监会发电厂并网运行管理规定(电监会200642号)和并网发电厂辅助服务管理暂行办法(电监会200643号)，分别制定了区域发电厂并网运行管理实施细则和区域并网发电厂辅助服务管理实施细则(华北、华东等代表地区)两个文件，称为“两个细则”，其中，AGC和一次调频的投资率以及调整指标的考核标准都有严格的规定。1定义电力系统频率和有功功率的自动控制称为自动增益控制。自动发电控制(AGC)是一种控制技术，通过控制发电机的有功输出来跟踪电力系统的负荷变化，以保持频率等于额定值，并按计划满足互联电力系统间的功率交换要求。基本目标包括匹配整个系统的发电输出和负载功

2、率；将电力系统的频率偏差调整为零，并保持系统频率在额定值；控制区域间联络线的交换功率等于规划值，实现各区域有功功率的平衡。跟踪控制调节控制单元控制发电计划电流力量系统一致调速器涡轮交换计划单元组合负荷预测f图1自动增益控制总体结构示意图主要有三个闭环控制：机组控制回路、区域调节控制回路和计划跟踪回路，机组控制回路由集散控制系统自动实现；面积调整控制的目的是将面积控制误差调整到零，这是自动增益控制的核心；区域规划跟踪控制的目的是提供按计划生成基点的能力。2导言2.1 AGC作为能量管理系统(EMS)的一个子系统，与数据采集系统(SCADA)相结合，以AGC/EDC软件包的形式成为SCADA/AG

3、C-EDC系统，实现自动调频和有功功率经济分配的功能。SCADA软件系统是AGC软件系统的“工作平台”，其信号主要包括三种类型：遥测信号是被控发电机和区域联络线的有功功率信号，通过RTU和发电厂A/D转换作为模拟测量信号送至调度中心；远程通信信号是指自动增益控制开关和发电机开/关状态的切换信号，由RTU按5us周期扫描发送至调度中心；遥控信号是由自动增益控制程序操作产生的中间遥控指令。今天的环控/自动增益控制实现技术可以分为三类：使用传统的RTU结构；使用通用设备的结构；和互联网结构。2.2 AGC指标的“两个细则”要求AGC补偿评估指标分为两类：可用性和调节性能(1)可用率反映了机组AGC功

4、能的良好可用性(2)目前，调整性能考虑了调整速度、调整精度和响应时间三个因素的综合体现：调整率是指机组响应设定值指令的速率，可分为上升速率和下降速率。调节精度是指机组响应稳定后，实际输出与设定值输出之间的差值。响应时间是指EMS系统发出指令后，机组输出在原输出点的基础上，可靠地走出与调整方向一致的调整死区所需的时间。2.3发电厂自动发电控制电网调度及接口控制模式根据电厂对自动发电控制模式的不同要求，电厂自动发电控制模式可分为“厂调”模式和“机调”模式。所谓“发电厂调度”模式，是指网络调度的自动发电控制软件系统将发电厂视为一个等效单元，将计算出的发电厂各自动发电控制单元的预期输出相加，并发送给发

5、电厂。电厂中每个单元的输出调节由电厂本身决定，并且必须在电厂中安装具有自动增益控制功能的可靠的电厂自动化监控系统，以实现这种自动增益控制模式。所谓“机调”模式是指网络调节的自动增益控制软件系统通过RTU或电厂监控系统直接控制电厂内各机组的输出，电厂不能改变机组的对象、控制量和控制方向自动增益控制接口阻挡减速信号单位RB信号自动增益控制接口的模数状态信号锅炉事故跳闸信号汽轮机事故跳闸信号3从“两个细则”优化AGC和协调控制系统指标3.1影响自动增益控制可用性和优化的因素3.1.1放松协调控制模式和自动增益控制条件的去除在协调控制系统中，有“机组负荷与给定值偏差大”或“主蒸汽压力与给定值偏差大”取

6、消协调的逻辑，以及自动增益控制指令与负荷给定值偏差大取消自动增益控制的逻辑。为了保证自动增益控制的输入速率，有必要重置上述偏差值，以降低自动增益控制退出的概率。3.1.2增强自动增益控制数据传输的可靠性图2自动增益控制与协调控制系统接口结构示意图自动发电控制数据从EMS到电厂DCS的传输路径如图2所示。EMS和DCS的数据传输经历了光纤通信和RTU，然后通过硬线传输到达。传输距离长，转换过程多，信号断线，输入输出模块故障等。容易发生，这将影响自动增益控制的输入速率。因此，有必要加强自动增益控制数据传输的可靠性。3.2影响自动增益控制调节率的因素及优化3.2.1自动增益控制命令传输和运行速率对自

7、动增益控制调整速率的影响自动增益控制命令从EMS发送到机组的协调控制系统执行，需要以下时间间隔：EMS控制站的扫描周期数据通信和模数、数模转换过程集散控制系统的数据扫描和处理周期(4)协调控制系统控制指令的操作汽轮机和锅炉对负荷的响应过程将机组有功功率送回EMS控制站基于上述因素，机组的实际变负荷率与机组的设定值之间会有一定程度的负偏差。例如，发电厂两台600兆瓦机组设定的变负荷率为机组额定有功功率的1%，而电网调整的统计率仅为0.55%。考虑到上述信号转换和调节过程对可变负荷率造成的负偏差，机组的可变负荷率应设置得高于电网要求，最好高0.5%。3.2.2提高机组变负荷率的设定值例如，某电厂两

8、台600MW机组以机组额定有功功率的4%通过了变负荷试验，试验结果也证明调节质量良好。但是，在机组正常运行期间，为了保证机组的稳定性，运行人员将变负荷率设置为1%，并按照两个细则的考核方法进行考核。这种情况是过于保守造成的不必要的损失。3.3影响自动增益控制调整精度和优化的因素3.3.1负载调节不敏感区域的影响为了减少AGC指令频繁变化对机组稳定性的影响，设计了AGC指令与机组负荷目标值不敏感区域的协调控制系统。为了满足自动增益控制调节精度的要求，需要将该值设置得尽可能小，即12MW。3.3.2协调控制系统调节性能的影响协调控制主要是协调大惯性、大延时的锅炉和响应速度快的汽轮机之间的控制指令。

9、自动增益控制投入运行后，自动增益控制命令经常波动。如果协调控制系统的稳定性不好，就会引起调节量的振荡甚至发散。因此，为了满足协调控制系统在AGC投入情况下的控制精度和稳定性要求，建议在协调控制系统的验收标准中增加“机组负荷指令三角波负荷变化试验”一项：即负荷指令以三角波的形式以一定的速率和范围反复变化三个周期，然后是各主要调节量(机组负荷、主蒸汽压力、主、再热蒸汽温度等)的稳定性。)进行了调查。图3是600兆瓦机组三角波负荷指令的测试曲线。图3 600兆瓦机组三角波负荷指令测试曲线3.4影响自动增益控制响应时间的因素及优化3.4.1煤量和一次风量的影响锅炉响应延迟主要发生在制粉过程中。中间料仓

10、系统对提高燃烧速率的响应速度最快，其次是球磨机，中速磨系统的响应速度最慢。目前，提高直燃式制粉系统反应速度的手段是提高煤量和一次风量的前馈效果，充分利用磨煤机中储存的煤粉，快速改变给煤量，改变锅炉的燃烧速率，从而缩短纯滞后时间，但运行波动加剧，调整过程延长。因此，需要进行合理的调整，以达到缩短延迟时间和减少运行波动的目的。3.4.2磨煤机启动过程中的延迟当机组在不同负荷段运行时，会引起制粉系统的启动/停止磨矿操作。目前，只有少数性能优异的协调控制系统允许机组在开始/停止研磨操作期间正常增加或减少其负荷，而大多数协调控制系统需要在开始/停止研磨操作期间锁定负荷的增加或减少，因为制粉系统难以控制。

11、虽然AGC的考核指标中有规定：“在增产阶段，计算其调整率时必须消除磨机启动的影响”，但磨机启动所需时间越长，考核的机组越多。解决这一问题有两种方法，一是在DCS中实现磨煤机的自启动和自停止功能，二是改进控制软件，使其能够响应机组的闭锁增减和闭锁增减释放信号，并做出合理的处理。4“两个规则”的评估需要考虑从“机器调整”到“工厂调整”的模式目前，“两个细则”的考核方法只是对各机组的一次调频和AGC指令进行考核。对于各发电公司来说，整个机组的负荷优化分配系统更加合理。自动增益控制指令由单台机组变为全厂负荷指令，全厂负荷优化分配系统根据经济、快速、调整频率等分配原则，将自动增益控制指令合理分配到各机组

12、。从而实现机组的安全、稳定、经济运行。目前，国内厂级监控信息系统(SIS)的建立为火电厂实现全厂机组最优负荷分配提供了平台，厂级最优负荷分配的研究已经达到了一定的理论深度，部分电厂也有成功的运行经验，因此两个细则中的电厂考核需要增加厂级机组最优负荷分配的内容。5单位频率调节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控制水平，快速消除电网负荷变化引起的频率波动，电网对机组的调频要求越来越高。机组调频功能是指在电网有功功率和负荷不平衡后，机组调速系统根据电网频率的变化(频率偏差f)改变机组的输出，并保持电网频率稳定在50Hz左右的允许范围内。一次调节是指电网中运行机组的调节器在没有手

13、动和自动调频装置参与的情况下，自动调节汽轮机的进汽，以平衡发电机输出功率和电网负荷的变化，维持电网频率，也称为电力系统频率的一次调节。主要调整仅与调速器的结构和工作原理以及速度控制系统的工作特性有关。频率偏差f和交换功率偏差Pt留在一次调节中。也称为电力系统频率的二次调节，通过手动或自动改变调速器功率的给定值来保持系统频率回到正常值f0。此外，自动发电控制将随时间调整机组的发电功率，以执行发电计划(包括机组的启停)或根据经济调度原则重新分配发电功率6一次调频技术要求未经电网调整批准，不得退出一次调频，否则将根据退出时间长短评估发电量。6.1一次调频综合性能指标电网频率波动时，机组典型的一次调频

14、过程如图4所示。在表征一次调频贡献的指标中，四个最重要的指标是速度死区、响应时间、稳定时间和速度变化率。见图4，其中f为电网频率，Ni为机组有功功率， t为参与一次调频机组的响应滞后时间，t1i为参与一次调频机组的稳定时间。图4典型的一次调频过程速度死区是指系统在额定速度附近的不敏感区。在电网周期变化不大的情况下，为了提高机组运行的稳定性，通常在电控系统中设置速度死区。但是死区过大会降低机组参数的一次调频频率和性能，发电机组一次调频转速的死区不应超过2r/min (0.033Hz)。响应时间为：参与一次调频的机组的响应滞后时间(见图4中的t)是为了确保机组一次调频的快速性。发电机组一次调频的响

15、应滞后时间不得超过3S。参与一次调频的稳定时间为：单位的稳定时间(见图4中的t1)。该指示器用于确保机组在参与一次调频后尽快稳定在新的负载点。发电机组一次调频稳定时间不得超过60S。变速比，也称不等变速比，是在单机运行条件下定义的：当同步器给定不变时，机组从满载状态平稳过渡到空载状态过程中的静态增速与额定转速的相对比值就是调速系统的变速比。n 型空载和满载时的单位速度差，r/min。n0机组的额定负荷值，兆瓦。值一般设定在3% 6%。值越大，相同频差下水轮机调速器的变化幅度越小，机组越稳定，但对电网一次调频的贡献越小。相反，它更大。发电机组一次调频转速变化率不得高于5%。一次调频正常频率调整范围：500.2赫兹一次调频最大负载限制：6%额定负载可变负荷曲线：例如，发电厂330MW机组一次调频死区和幅值极限对应的折线F(x)如图5所示图5一次调频的正确运行率：当机组并网时，如果在电网频率穿越机组一次调频死区的整周期内(或机组一次调频运行指令表明该周期内机组在一次调频运行)，机组一次调频功能的贡献为正，则算作机组一次调频的正确运行；否则，这是一个不正确的操作。6.2一