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1、1,水电厂自动发电控制（AGC）,二00八年七月,2,目 录 第一章、电力系统的频率调整 第二章、水电厂自动发电控制（AGC）,3,第一章 电力系统频率调整,在稳态情况下, 电力系统的频率是全系统一致的运行参数。当总出力和总负荷(包括网损)发生不平衡时, 就会产生频率的偏差。由于负荷是经常发生变化的, 任何一处的负荷变化都会引起全系统的功率不平衡, 因而导致系统频率的波动。所以, 电力系统运行中的重要任务之一就是对频率的监视与调节。频率调节的任务就是当系统有功功率不平衡而使频率偏离额定值时, 调节发电机出力以达到新的平衡, 从而保证将频率偏移限制在允许的范围内。,4,第一章 电力系统频率调整,

2、电力系统的频率调整是按照负荷变化的周期和幅值大小区别对待的, 一般将负荷变化分解成三种成分。第一种幅度很小, 周期又很短, 一般小于10秒, 据有随机性质, 称为微小变动分量。第二种变动幅度较大, 周期大约在10秒至23分钟之间, 属于冲击性的负荷变动。第三种是长周期分量, 周期大约在23分钟之1020分钟之间, 它是由生产、生活和气象等引起的负荷变化, 有其规律性, 可以预测。 针对上述三种不同的负荷变动分量, 将频率调整相应划分为一次、二次和三次调整。,5,1.1 频率的一次调整 一次调整是针对第一种负荷变动分量，它是由发电机原动机和负荷本身的调节效应共同作用下完成的，因而响应速度最快。但

3、由于调速器的有差调节特性, 不能将频率偏差调到零，也就是说一次调整是有差调节，负荷变动幅度越大, 频率偏差就越大, 因此靠一次调整不能满足频率质量的要求。 设系统中仅有一台发电机组和一个综合负荷，它们的静态频率特性分别如图1.1和图1.2，这些特性曲线都近似的以直线替代。,第一章 电力系统频率调整,6,1.1 频率的一次调整 发电机组原动机的频率特性的斜率KG称之为发电机的单位调节功率，它标志了随频率的升降发电机发出功率减少或增加的多寡，是可以整定的。综合负荷的静态频率特性也有一个斜率KL，称之为负荷的单位调节功率，它标志了随频率的升降负荷消耗功率减少或增加的多寡，是不可以整定的。,第一章 电

4、力系统频率调整,f N f f N f 图1.1 发电机静频特性图 图1.2 负荷静频特性,K G=PG/f,KL=PL/f,PG PL,PGN PLN,7,第一章 电力系统频率调整,1.1 频率的一次调整 发电机组原动机的频率特性和负荷的频率特性的交点就是系统的原始运行点，如图1.3中的O点。设在点O运行时负荷突然增加PL0，即负荷的频率特性突然向上移动PL0，则由于负荷突增时机组出力不能及时随之变化，机组将减速，系统频率将下降。而在系统频率下降的同时，机组在调速器的一次调整作用下将增加出力，负荷的功率将因它本身的调节效应而减少。前者沿原动机的频率特性向上增加，后者沿负荷的频率特性向下减少，

5、经过一个衰减的震荡过程抵达一个新的平衡点，即图1.3中的O点，对应频率偏移f = f0- f0。根据图1.3中的几何关系可以看出：,8,第一章 电力系统频率调整,1.1 频率的一次调整 PL0 = BO + AB = (KG + KL) f = KS *f (1-1) KS称系统的单位调节功率，它取决于发电机的单位调节功率和负荷的单位调节功率。KS标志了系统负荷增加或减少时，在发电机和负荷的共同作用下系统频率上升或下降的多寡。,P A P0 O B PL0 O f0 f0 f 图1.3 频率的一次调整,9,第一章 电力系统频率调整,1.2 频率的二次调整,二次调整是针对第二种负荷变动分量, 这

6、种调整需要通过自动或手动方式改变调频发电机的同步器(也称调频器)来实现。同步器位置的改变会平移调速系统的静特性, 从而改变发电机出力, 达到调频的目的。如果参加调频机组的容量足够大, 就可以实现无差调节。二次调整除了对系统的备用容量有要求外, 还要求调整速度能适应负荷的变化, 调节过程要稳定。 在图1.3中，如果不进行二次调整，则在负荷增加PL0后，频率将下降至f0、功率增加为P0。在一次调整的基础上进行二次调整，就是在频率f0超出允许范围时，操作调频器，增加发电机出力，使频率特性向上移动。,10,设发电机增发PG0，则运行点又将从点O 转移到点O，如图1.4所示。点O对应的频率为f0、功率为

7、P0，即二次调整后频率偏移f由一次调整时的f0= f0- f0 减少为f0= f0- f0，可以供应负荷的功率由一次调整时的P0增加为P0。显然，由于进行了二次调整，系统频率质量有了改进。根据图1.4中的几何关系可以看出： PL0 = PG0 + BC + AB = PG0 + KS *f (1-2) 或 PL0 - PG0 = KS *f (1-3) 如果PL0 =PG0，即发电机如数增加了负荷功率的原始增量PL0，则f=0，亦即实现了所谓的无差调节。无差调节如图1.4中虚线所示。,第一章 电力系统频率调整,11,f0f0 f0 f 图1-4 频率的二次调整,12,1.3 频率的三次调整 三

8、次调整是针对第三种负荷变动分量, 它随时间调整机组出力执行发电计划, 或每隔一段时间(如1分钟)按经济调度原则重新分配出力。 如果能准确地预计系统短期负荷、合理地安排发电计划（包括机组启停），既保证了全系统的经济运行，又在事前就达到AGC控制的要求，避免AGC频繁调节机组。目前，尚有大量机组不能参加AGC，如果这部分机组能严格按照计划运行，实际上也参加了发电控制，只是手动控制（MGC）而已。对于AGC可控机组来说，可以直接按在线经济调度的结果重新分配出力，达到经济运行的目的。,第一章 电力系统频率调整,13,第二章 水电厂自动发电控制（AGC）,2.1 概述 水电厂以往通常是采用功率成组调节装

9、置，按流量(或按水位)调节装置等实现负荷控制功能。在采用了计算机监控系统后，自动发电控制(Automatic Generation Control,简称AGC)功能在水电厂控制领域得到了广泛的使用。 AGC是指按预定条件和要求，以迅速、经济的方式自动控制水电厂有功功率来满足系统需要的技术，它是在水轮发电机组自动控制的基础上，实现全电厂自动化的一种方式。根据水库上游来水量和电力系统的要求，考虑电厂及机组的运行限制条件，在保证电厂安全运行的前提下，以经济运行为原则，确定电厂机组运行台数、运行机组的组合和机组间的负荷分配。在完成这些功能时，要避免由于电力系统负荷短时波动而导致机组的频繁起、停。,14

10、,第二章 水电厂自动发电控制（AGC）,2.1 概述 由于水电厂调节性能好，调节速度快，一般情况下是由水电厂来承担电力系统日负荷图中的峰荷和腰荷，电网负荷给定的方式有两种，一是瞬间负荷给定值方式，即按电网AGC定时计算出的给定值，即时下达给电厂执行。水库大，调节性能好，机组容量大，在电网中担任调峰、调频的水电厂一般采用这种调节方式。另一种则是日负荷给定曲线的方式，即电网调度中心前一日即下达某电厂一天的负荷给定值曲线，到当天0时计算机监控系统即自动将此预先给定的日负荷曲线存于当天该执行的日负荷曲线存放区，以便水电厂AGC执行。,15,2.2 AGC负荷分配原则 2.2.1 与容量成比例原则 这是

11、较为简单的一种负荷分配原则，在水轮机组的某些特性曲线不全或不够精确的前提下，采用该原则比较合理。 n ：n台参加AGC的机组 ：参加AGC的第台机组在当前水头下最大出力 ：参加AGC的各台机组当前水头下最大出力之和 ：AGC分配到第台参加AGC机组的有功功率,第二章 水电厂自动发电控制（AGC）,16,2.2.2 按等微增率原则分配 2.2.2.1.耗量特性 水电厂中有功功率负荷合理分配的目标是在满足一定约束条件的前提下，尽可能节约消耗的水量。发电设备单位时间内消耗的能源与发出有功功率的关系，即发电设备输入与输出的关系，这种关系称耗量特性。如图，其中纵坐标为单位时间内消耗的水量W，如每秒钟多少

12、立方米，横坐标则为以千瓦或兆瓦表示的电功率Pg。,第二章 水电厂自动发电控制（AGC）,17,第二章 水电厂自动发电控制（AGC）,18,如图，其中纵坐标为单位时间内消耗的水量W，如每秒钟多少立方米，横坐标则为以千瓦或兆瓦表示的电功率Pg。 耗量特性曲线上某一点纵坐标和横坐标的比值,即单位时间内输入能量与输出功率之比称比耗量。 耗量特性曲线上某一点切线的斜率称耗量微增率。耗量微增率是单位时间内输入能量微增量与输出功率微增量的比值。即,第二章 水电厂自动发电控制（AGC）,19,2.2.2.2.等微增率准则 由前面提出的有功功率负荷合理分配的目标可知，AGC的目标函数应当是水电厂的总的水耗量最小

13、。通常认为水电厂的总的水耗费量只与各发电机组所发有功Pgi有关。,目标函数:,第二章 水电厂自动发电控制（AGC）,20,约束条件:,等约束条件：给定与实发有功功率保持平衡，即 式中：Pgi 第i台机组所发的有功功率。 PL 水电站所带负荷有功功率。 不等约束条件： 式中Qi(Pgi)表示某发电设备发出有功功率时Pgi单位时间内所需消耗的水量。,第二章 水电厂自动发电控制（AGC）,21,求条件极值问题可用拉格朗日乘数法来解。 即建立一个新的，不受约束的目标函数拉格朗日函数。 其中： 为等约束条件； 称拉格朗日乘数。 则求C*最小值时，应有 显然，这n+1个条件有,第二章 水电厂自动发电控制（

14、AGC）,22,第二章 水电厂自动发电控制（AGC）,23,由于：,第二章 水电厂自动发电控制（AGC）,24,最终有,因为 是发电设备i承担有功功率负荷Pgi时的耗量微增率，所以有 这就是等耗量微增率准则。它可解释为，水电厂承担的有功功率一定时（PL），为使总耗水量最小，应按相等的耗量微增率在各发电机组间分配负荷。,第二章 水电厂自动发电控制（AGC）,25,2.2.3 多目标规划原则 厂内AGC须按顺序依次满足下列目标： （1） 省水多发； （2） AGC分配值与调度给定值尽可能最接近； （3） 避免机组频繁穿越振动区； （4）相邻两次负荷调节所造成的机组负荷波动最小。,第二章 水电厂自动

15、发电控制（AGC）,26,2.3 AGC的直观解释 水电厂AGC的最终目的是在保证机组安全可靠运行的前提下，以最少的耗水量发出最大的电能。在电厂中，由于每台机组的容量、运行特性等因素，使得在同一水情条件下，以同样的功率发电时，所消耗的水量有所不同。因此，应综合考虑水情、机组容量、机组不可运行区（汽蚀区、振动区）、机组耗量特性、运行工况等多方面因素，进行水电厂的自动发电控制，以达到经济运行的目的。 当系统调度人员或水电厂运行人员根据系统内负荷情况给定了电厂的出力后，如何分配该值于电厂内参加AGC机组间就成为AGC所考虑的问题。 实际当中，水轮发电机组的出力增大，其消耗的水量也增大，这就是水轮发电

16、机组的水耗量特性，如图：,第二章 水电厂自动发电控制（AGC）,27,图中S点表示水轮机组出力为Ps时，耗水量为Qs，而S点的切线斜率则表示了水轮机在出力Ps处，增减单位功率时，耗水量的增加情况即 就是通常所说的水耗量微增率。,第二章 水电厂自动发电控制（AGC）,28,实际当中，水轮机组的耗量特性是一条凹形向上曲线，所以各点的切线斜率是一个递增的曲线，如下图：,第二章 水电厂自动发电控制（AGC）,29,假设某水电厂中有两台机组，其水耗量微增率曲线如下：,第二章 水电厂自动发电控制（AGC）,30,当给定的全站出力为PL时，且 当两台水轮机的水耗量微增率 时，此时的水耗量最少。 若P1减少出

17、力P（很小），P2增加出力P。 整个电厂出力虽然仍为 水轮机1可以减少耗水量 为梯形的面积,第二章 水电厂自动发电控制（AGC）,31,水轮机2由于出力增加，耗水量也将增加为梯形 面积,第二章 水电厂自动发电控制（AGC）,32,由于 （显然），可以肯定 ，即全站的耗水量由于水轮机运行方式的改变而增加。而耗水量最少的运行点，则发生在 ，即各台机组的耗量微增率正当相等时。 上述解释只是粗略地说明，除此之外，实际的AGC当中还应考虑水轮机的不可运行区（汽蚀区、振动区）、容量限制等。,第二章 水电厂自动发电控制（AGC）,33,第二章 水电厂自动发电控制（AGC）,2.4 机组开停机策略 水电厂AG

18、C有功分配值PAGC可表示为： PAGC = PsPAGC Ps表示全厂有功设定值；PAGC表示全厂未参加AGC机组的实发有功总和。 2.4.1 机组开机算法 1、理论开机条件：PAGC+PbPT 式中 Pb表示全厂的旋转备用容量；PT表示全厂参加AGC且处于发电态机组的可调节容量。 2、理论开机台数：Nk = (PAGC+Pb - PT)/Pm + 1 式中 Nk为理论开机台数； Pm 为单机最大容量。,34,第二章 水电厂自动发电控制（AGC）,2.4.2 机组停机算法 1、理论停机条件：PT （PAGC+Pb） Pm 2、理论停机台数：Nt = (PT (PAGC+Pb)/Pm 式中 N

19、t为理论停机台数。 2.4.3 避免机组频繁起停的措施 1、在理论开停机台数对应的调节范围两侧设置覆盖区。如果电厂需要增加有功，则只有等电厂需发功率比理论开机台数-1对应的最大出力和原最大出力之和大于某一定值时才按理论开机台数开机，否则按理论开机台数-1开机；如果电站需要减少功率，则只有等电站需发功率比原最大出力减掉理论停机台数对应的最大出力的差值小某一定值才按理论停机台数停机，否则，按理论停机台数-1停机。,35,第二章 水电厂自动发电控制（AGC）,2.4.3 避免机组频繁起停的措施 2、考虑电厂负荷变化趋势，尽量避免刚开不久的机组又马上安排停机，或停下的机组又马上安排开机。根据预测的负荷

20、曲线计算下一时段的各类机组的最佳运行机组数，然后比较目前已经运行的机组台数、本时段需要运行的最佳运行机组台数和下一时段应运行的最佳运行机组台数。如果发现本时段有机组要停机而下一时段又有机组要开机时，则本时段的最佳运行机组台数就等于下一时段的最佳运行机组台数。,36,2.4.4 机组启停顺序遵循的原则 人工设定的优先级。 机组开机/停机时间和总开机/停机累计时间的长短。例如该次停机时间长的机组先开，或累计开机时间长的先停。 最短停机或开机限制。例如机组停机后的最短停机时间为30分钟，小于30分钟不得开机。又如机组最短开机时间为30分钟，小于30分钟不得停机。 4）厂用电要求和主变中性点接地的要求

21、。 5）开机或停机失败的机组的优先级自动下降。 机组的启停优先顺序是根据上述原则综合计算得到的，若想按照人工设定的优先顺序控制机组启停，可将人工设定的优先系数增大，使其远远大于其他因数的优先系数，即机组启停顺序只跟人工设定的优先顺序有关。,第二章 水电厂自动发电控制（AGC）,37,第二章 水电厂自动发电控制（AGC）,2.5 AGC运行方式 2.5.1 投入/退出 机组AGC功能投入意味着该台机组参加AGC，AGC程序将其进行负荷分配和启停指导； 机组AGC功能退出意味着该台机组不参加AGC，AGC程序将其视为带固定负荷的机组，不对其进行负荷分配和启停指导。 全厂AGC功能可人工投入/退出，

22、无机组参加AGC时全厂AGC自动退出。 全厂AGC投入意味着启动机组负荷分配和启停指导功能； 全厂AGC退出意味着不启动机组负荷分配和启停指导功能。,38,2.5.2 AGC功能闭锁条件 全厂AGC功能投入时，如下闭锁条件之一被破坏，全厂AGC退出，并报警、登录。 无机组参加AGC； 系统频率大于故障频率上限或小于故障频率下限； 电厂有事故； AGC控制权在远方时，主机与通讯机通讯故障或通讯机与省调通讯故障; 系统频率测点品质为坏; AGC控制权在远方时，远方设定值品质为坏。,第二章 水电厂自动发电控制（AGC）,39,2.5.2 AGC功能闭锁条件 机组AGC功能投入时，如下闭锁条件之一被破

23、坏，则该机组AGC退出，并报警、登录。 机组水头异常（包括大于水头上限、小于水头下限、水头梯度变化过大）； 机组处于发电态时，有功不可调； LCU故障； 有功功率等逻辑源测点品质为坏。,第二章 水电厂自动发电控制（AGC）,40,2.5.2 调功方式/调频方式 AGC调节模式有调功方式和调频方式，AGC调功方式下，全 厂给定值设值方式有曲线和定值二种方式。 2.5.2.1 曲线方式 当给值方式设置为“曲线”时，全厂给定负荷跟踪设定曲线的当前时刻值。 由梯调给定或由运行人员设定日负荷曲线，AGC以日负荷曲线当前时刻的功率作为全厂有功负荷的设定值，进行全厂有功控制。,第二章 水电厂自动发电控制（A

24、GC）,41,在系统频率正常的情况下： ：不参加AGC机组的实发有功总和 ：负荷曲线设定的全厂总负荷 在系统频率越过紧急调频区段时 :当前时刻全厂有功实发值 :系统频率与标准频率的偏差 :紧急调频系数,第二章 水电厂自动发电控制（AGC）,42,2.5.2.2 定值方式 有时难以预测未来的负荷情况，不能提供日负荷曲线，通常是随时接收梯调的负荷调度指令，调整总负荷，因此AGC提供给定全厂负荷的调节全厂有功方式。 AGC可以通过梯调直接给定负荷或由运行人员接收梯调负荷指令设置AGC画面的负荷。同样，AGC可以通过上述两种方式设定当前时刻全厂总负荷。,AGC控制的功率为： ：给定的全厂总负荷 ：不参

25、加AGC运行机组的实发总有功,第二章 水电厂自动发电控制（AGC）,43,如果系统频率在这种运行方式下越过紧急频率的上/下限： ：当前时刻全厂实发有功 ：紧急调频系数,第二章 水电厂自动发电控制（AGC）,44,2.5.2.3 调频方式 对于某些调频电厂，设立调频功能，该功能随时监视母线频率，而不保证全厂总有功。当频率超出正常调频区段时，AGC按KfEf增减参加AGC机组的负荷，直至系统频率重新回到正常调频区段，或者参加AGC机组负荷到达当前水头下负荷上下限值为止，频率正常区段可以由运行人员在AGC控制画面或数据库中设定。 当频率f 位于正常调频区段时： 当频率f 越过正常调频区段时：,第二章

26、 水电厂自动发电控制（AGC）,45,2.5.3 调节开环/闭环 开环方式下，AGC程序仅给出参加AGC机组负荷分配指导，但不作为机组设定值，此时机组设定值仍由运行人员给定。 闭环方式下，AGC程序给出参加AGC机组有功设定值，通过LCU作用至机组执行。此时机组设定值跟踪AGC设定值。,2.5.4 控制开环/闭环 开环方式下，AGC程序仅给出参加AGC机组的启/停指导，不会启动机组启/停顺控流程，此时机组起停运行人员人工完成； 闭环方式下，AGC程序给出参加AGC机组的启/停指导，同时自动启动机组启/停顺控流程并自动执行流程，人工无法中止流程执行，此时机组启停无需运行人员操作。,第二章 水电厂

27、自动发电控制（AGC）,46,2.5.5 控制权远方/当地 控制权设置为远方时，此时远方开停机令和远方全厂有功设定值均有效，电站现地人工开停机和全厂有功设定值无效; 控制权设置为当地时，此时远方开停机令和远方全厂有功设定值均无效，电站现地开停机和全厂有功设定值有效。,第二章 水电厂自动发电控制（AGC）,47,AGC有关参数可根据各电厂的情况在AGC组态界面中组态，还可以根据当时实际运行条件，在AGC控制画面上在线修改。 远方有功设值上限: 85.8 MW； 远方有功设值下限: 15 MW； 远方有功设值与实发值的差值限值: 85.8 MW； 当地有功设值与实发值的差值限值: 20 MW； 相

28、邻两次远方有功设值的梯度限值: 85.8 MW； 全厂有功功率的旋转备用容量: 0 MW； 有功设值死区: 2 MW； 全厂有功功率的调整死区: 5 MW； 最大水头： 102.5m； 最小水头： 101.1m；,第二章 水电厂自动发电控制（AGC）,48,AGC停机预计负荷时间: 1 h； AGC开机预计负荷时间: 1 h； 自动开停机向上覆盖面积: 5 MW； 自动开停机向下覆盖面积: 5 MW； 最短开机时间: 0.5 h； 最短停机时间: 0.5 h； 开机等待时间： 0.2 h； 停机等待时间： 0.4 h； 单机最大出力： 28.6 Mw； 单机最小出力： 15 Mw；,第二章 水

29、电厂自动发电控制（AGC）,49,系统频率在正常范围内的调频系数: 100 MW/Hz； 系统频率正常范围的高限: 50.1 Hz； 系统频率正常范围的低限: 49.9 Hz； 系统频率在紧急状态时的调频系数: 200 MW/Hz； 系统频率处于紧急频率范围的高限: 50.2 Hz； 系统频率处于紧急频率范围的低限: 49.8 Hz； 系统故障频率高限: 50.5 Hz； 系统故障频率低限: 49.5 Hz；,第二章 水电厂自动发电控制（AGC）,50,2.6 工程问题 2.6.1 关于目标函数 水电厂的总耗水量最少，应该说这只是一个总的原则，对于各种实际情况，还会有各种变化或修正，例如在汛期

30、时，实际目标函数可考虑为：在给定可用水量的情况下，使水电厂的总发电量最大。对于水火电联合调度的系统，应在一定可用水量的条件下，满足联合调度确定的发电任务，并且使系统的总煤耗最小。对于调峰、调频和承担紧急事故备用及冲击负荷的水电厂，则必须牺牲该水电厂的部分自身经济效益而确保整个电力系统的经济和安全效益，如整个电力系统的发电量最大及停电时间和停电范围最小。此外还需考虑长输电线的线损和多机组电站不同机组工作水头的差异等问题，如葛洲坝电厂左、右岸水头的最大差值可达12米。,第二章 水电厂自动发电控制（AGC）,51,2.6.2 负荷调整与避开振动区问题 水电厂AGC在实现机组负荷优化分配时，应特别注意

31、机组启停条件下的负荷转移、分配以及避免由于设定值的小波动而引起机组负荷的频繁调节等，也就是说，AGC应尽可能地保证全厂负荷以最快的速度平稳地逼近系统设定值。另外，在工程实际中，因不同机组功率调节特性及调节时间不同，需特别考虑调节时间长的机组，负荷平衡条件下机组负荷的转移，以及快速负荷调节时全厂总功率的波动和响应时间等。,第二章 水电厂自动发电控制（AGC）,52,在发电机组的负荷控制中，经常会碰到不可运行区，即水轮机的振动、汽蚀区等问题，个别机组的振动区甚至出现在机组的高效率区，厂内躲避振动区可根据机组振动区段数及大小，确定电厂负荷的可运行区域，并按照避振原则优化计算得到机组间最优负荷分配。厂

32、内躲避振动区原则一般有避免机组频繁穿越振动区、避免机组负荷大范围波动以及机组实发有功值以最快的速度跟踪电网调度下达的负荷给定值等。若机组有两个振动区，则此时避开运行区的约束条件为：,第二章 水电厂自动发电控制（AGC）,53,式中 PgijL为第i台机组第j个不可运行区的出力下限； PgijH为第i台第j个不可运行区的出力上限； m为不可运行区的个数； j=1,2,m；k=j+1。,第二章 水电厂自动发电控制（AGC）,54,2.6.2 负荷调整与避开振动区问题 有时机组的不可运行区多达34个，如振动区，此时的情况变得异常复杂了，已不是简单地跳开振动区的问题，通常会出现2个问题： 调节的平滑度