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-AGC与一次调频讲义-第 15 页自动发电控制AGC和一次调频0前言根据电监会发布的发电厂并网运行管理规定（电监市场200642号）和并网发电厂辅助服务管理暂行办法（电监市场200643号）分别制定了两个文件：××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（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、调节指标的考核标准进行了严格的规定。1 定义电力系统频率和有功功率自动控制统称为自动发电控制（AUTO GENERATOR CONTROL简称AGC）。AGC是通过控制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计划要求交换功率的一种控制技术。基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节到零，保持系统频率为额定值；及控制区域间联络线的交换功率与计划值相等，实现各区域内有功功率的平衡。跟踪控制调节控制机组控制发电计划电力系统调速器汽轮机交换计划机组组合负荷预测f图1 AGC总体结构示意图主要有三个闭环控制：机组控制环、区域调节控制环和计划跟踪环，机组控制环由DCS自动实现；区域调节控制的目的是使区域控制误差调到零，这是AGC的核心；区域计划跟踪控制的目的是按计划提供发电基点功率。2简介2.1AGC作为能量管理系统（EMS）的子系统与数据采集系统（SCADA）结合，以AGC/EDC软件包的形式成为SCADA/AGC-EDC系统，实现电网自动调频和有功功率经济分配等功能。SCADA软件系统是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；遥信信号指AGC投/切和发电机开/停状态的开关量信号，该类信号经RTU按5us周期扫查送调度中心；遥控信号即中调遥调指令（ADS），该指令由AGC程序运算产生。当今EMS/AGC的实现技术可分为3类：使用传统的RTU结构；使用通用设备的结构；以及互联网络结构。2.2“两个细则”对AGC指标的要求AGC补偿考核指标分为两类:即可用率、调节性能（1）可用率反映机组AGC功能良好可用状态 （2）调节性能目前考虑调节速率、调节精度与响应时间等三个因素的综合体现：调节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。调节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基础上，可靠地跨出与调节方向一致的调节死区所用的时间。2.3AGC 电网调度与电厂的接口控制方式根据电厂对AGC控制方式的不同需求，可将电厂AGC控制模式划分为“调厂”模式和“调机”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AGC机组的期望出力相加，发送给电厂。对电厂内各机组出力的调节由电厂自行确定，实行这种AGC控制模式的电厂必须安装了具有AGC功能的可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或电厂监控系统直接对电厂各机组的出力进行控制，电厂不能改变受控机组的对象、控制量的大小和控制方向。下图是电厂RTU与AGC机组的CCS之间信息交换示意图AIDIAODOCCSAODOAIDIRTU 调度指令负荷420mA 调度信号可用 调度信号故障 机组实际功率信号420mA 锅炉出口蒸汽压力420mA 锅炉出口蒸汽温度420mA AGC接口故障信号 AGC接口闭锁增信号 AGC接口闭锁减信号 机组RB信号 AGC接口A/M状态信号 锅炉事故跳闸信号 汽机事故跳闸信号3从“两个细则”对AGC和协调控制系统的指标方面进行优化3.1影响AGC可用率的因素及优化3.1.1将切除协调控制方式和AGC的条件放宽在协调控制系统中，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的逻辑。为了保证AGC的投入率，就要对上述的偏差定值进行重新设定，以减少AGC退出的几率。3.1.2加强AGC数据传输的可靠性 图2AGC与协调控制系统的接口结构示意图AGC数据从中调的EMS到发电厂的DCS的传输途径如图2所示。EMS和DCS的数据传输经历了光纤通讯、RTU，经过硬接线的传输才到达。传输距离长、转换过程多，容易出现信号断线、输入输出模件故障等情况，会影响AGC的投入率。因此需要加强AGC数据传输的可靠性。3.2影响AGC调节速率的因素及优化3.2.1 AGC指令传输及运算速率对AGC调节速率的影响AGC指令从EMS发出到送至机组的协调控制系统执行，需要经过以下时间间隔： EMS控制站的扫描周期 数据的通讯与A/D、D/A转换过程 DCS的数据扫描与处理周期 协调控制系统的控制指令的运算 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一定程度的负偏差。比如某电厂两台600MW机组设定的变负荷速率为机组额定有功功率的1%，而网调统计的速率仅为0.55%。考虑到上述信号转换与调节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%。3.2.2 提高机组的变负荷速率设定值比如某电厂两台600MW机组都经过速率为机组额定有功功率的4%的变负荷测试，试验结果也证明了调节品质良好。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%，按照两个细则的考核方法，受到了考核。这种情况就是由于过于保守而造成的不必要的损失。3.3影响AGC调节精度的因素及优化3.3.1 负荷调节的不灵敏区的影响为了降低AGC指令频繁变化对机组稳定性的影响，协调控制系统都设计有AGC指令和机组负荷目标值的不灵敏区。为了满足AGC调节精度的要求，需将这数值设得尽量小，±1±2MW即可。3.3.2 协调控制系统调节性能的影响协调控制主要是对具有大惯性、大迟延的锅炉和响应速度较快的汽轮机之间的控制指令进行协调。投入AGC后，AGC指令经常会出现频繁的波动过程，如果协调控制系统的稳定性不好，会造成被调量的振荡甚至发散。因此，为了满足在机组AGC投入条件下协调控制系统的控制精度和稳定性的需求，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测试”的项目：即负荷指令以一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3是一台600MW机组进行三角波负荷指令的测试曲线。 图3一台600MW机组进行的三角波负荷指令的测试曲线3.4影响AGC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的迟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应速度最快，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应速度的手段是增强煤量和一次风量的前馈作用，充分利用磨煤机内的蓄粉，迅速改变给煤量，使锅炉的燃烧率发生变化，从而缩短纯迟延时间，但运行波动加重和调整过程加长。因此需合理调整，达到兼顾缩短迟延时间和减少运行波动的目的。3.4.2 磨煤机启动过程中产生的迟延机组在不同负荷区段运行时会引起制粉系统的启/停磨操作。对直吹式制粉系统而言，目前只有极少数性能特别优良的协调控制系统在启/停磨操作期间允许机组正常增减负荷，而绝大多数协调控制系统在启/停磨操作期间，因制粉系统难以控制而需要闭锁增减负荷。虽然在对AGC考核指标中已经规定了：“在涨出力阶段，在计算其调节速率时必须消除启磨的影响”，但是启磨所需时间越长的机组所受的考核肯定会越多。对此有两种解决方案，一是在DCS中实现磨煤机自启停功能，二是改进控制软件，使其响应机组的闭锁增减和闭锁增减解除信号并进行合理处理。4 “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”的考核办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分配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分配系统按照经济性、快速性、调节频度等分配原则将AGC指令合理地分配到各机组，实现机组的安全、稳定和经济运行。由于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的负荷优化分配提供了实现的平台，对于厂级负荷优化分配的研究也达到了一定的理论深度，在一些电厂也有成功投运的经验， 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分配的内容。5  机组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，迅速消除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，机组调速系统根据电网频率发生的变化(频率偏差f)改变机组的出力，将电网频率维持稳定在50Hz左右允许范围内。一次调节是电网内运行的机组的调节器在没有手动和自动调频装置参与调节的情况下，自动调节汽轮机的进汽，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节，也称为电力系统频率的一次调节。一次调节只与调速器的结构和工作原理、调速系统的工作特性等有关。 一次调节留下了频率偏差f和交换功率偏差Pt,手动或通过自动装置改变调速器功率的给定值，调节汽轮机的进汽来维持系统频率恢复到正常值f0的调节方法，也称为电力系统频率的二次调节。此外，AGC将随时间调整机组发电功率执行发电计划（包括机组启停）或在非预计的负荷变化积累到一定程度时按经济调度原则重新分配发电功率，这就是所谓的三次调节。一次调频功能是通过调节汽轮机调门的开度，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CCS和DEH来进行汽轮机转速和有功功率的控制。机组参与电网一次调频的程度取决于汽机调节系统速度变动率(调节系数)和不灵敏度(频差死区)。速度变动率反映了机组一次调频能力的大小，而频差死区则反映了系统一次调频作用的起始点。6 一次调频技术要求一次调频未经网调批准不得退出，否则根据退出的时间长短考核发电量。6.1一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节过程如图4所示。表征一次调频贡献的各项指标中，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，t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。图4典型的一次调频调节过程转速死区是特指系统在额定转速附近对转速的不灵敏区。为了在电网周波变化较小的情况下，提高机组运行的稳定性，一般在电调系统设置有转速死区。但是过大的死区会减少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t），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。稳定时间:机组参与一次调频的稳定时间（见图4中t1），这一指标是为了保证机组参与一次调频后，在新的负荷点尽快稳定。发电机组一次调频的稳定时间应不超过60S。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情况下，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对比值，即为调速系统的速度变动率。式中n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。的数值一般设置在3%6%，值越大，在相同的频差下汽机调门的变化幅值越小，机组越稳定，但是对电网一次调频的贡献也越小；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节范围：50±0.2Hz一次调频最大负荷限幅：6%额定负荷变负荷曲线：比如某电厂330MW机组的一次调频死区、限幅对应的折线F(x)如图5 图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，如果机组的一次调频功能贡献量为正（或者机组的一次调频动作指令表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1次，否则，为不正确动作1次。6.2“两个细则”对一次调频控制回路的优化6.2.1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/退操作按钮，保证一次调频功能始终在投入状态。6.2.2协调控制系统和DEH的联合进行一次调频调节在协调控制系统和DEH回路同时投入一次调频校正回路，由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”应该从DEH计算出来后送至CCS，通过这种手段能避免协调控制系统对DEH一次调频的反调作用，以保证一次调频控制的速度和精度。6.2.3通过抑制AGC的调节来保证一次调频的正确动作方向在机组投入一次调频和AGC功能时，经常会出现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一致的情况，如果一次调频受AGC的影响使其调节效果达不到两个细则所要求的“机组的一次调频功能贡献量为正”的结果，就会被电网统计为“该机组一次调频不正确动作1次”。由于对一次调频不正确动作的考核严于对AGC调节精度与速度的考核，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一致时，应闭锁AGC指令的调节，优先满足一次调频的控制需要。7 一次调频功能的设计    7.1 一般在CCS机组协调控制系统与DEH汽轮机数字电液控制系统中均设计有一次调频的控制方案。DEH一次调频的优点是动作迅速，缺点是调节品质较差，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DEH切至自动后，可由运行人员决定一次调频功能的投入或切除。    DEH一次调频控制方案如下图6所示：图6   F(x)即上图5所示的一次调频的变负荷曲线，Y轴负荷转换成调门开度。   汽机实际转速与额定转速3000r/min的偏差，通过F(x)转换成调门指令2，一次调频要求系统快速动作，此后没有速率限制。 DEH投自动时，DCS侧汽机主控输出到DEH转换而成调门指令1，在DEH一次调频功能投入后，与调门指令2相加后形成调门指令3，决定调门开度后，改变负荷和频率。CCS侧一次调频控制方案如下图7所示：图7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高低负荷限制、速率限制得出的值。图中F(X)设置为图5所示的变负荷曲线。   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方式下，负荷指令改变了汽机主控和锅炉主控的输出，一方面开关调门改变负荷来维持电网频率的稳定，另一方面改变燃料量等补充锅炉的能量损失，使机组达到新的平衡。7.2 一次调频设计方面可能存在的问题一次调频按照上述设计投入运行一段时间后，DEH侧与CCS侧一次调频动作可能不同步，在时间上有先后。经过分析，一种可能是CCS和DEH侧一次调频使用的频率信号精度不够，无法精确反映与网调周波存在偏差，造成一次调频贡献功率不达标；再者可能是二套系统采用的信号间存在偏差，DEH侧一次调频使用的是转速信号，而CCS采用的是电网频率信号，这二个信号来源不同存在偏差，通过将CCS的频率改为使用DEH送来的转速信号来解决了上述问题。8 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：1 )试验目的为进一步落实有关发电机组一次调频管理规定，应大唐淮北发电厂要求，由安徽省电力科学研究院对该厂8号机组进行一次调频性能检测试验。通过试验，测试8号机组一次调频功能完好性及目前机组一次调频具体性能。2 )试验依据安徽电网发电企业调度运行管理办法皖经电力2008114号安徽电网发电机组一次调频技术管理规定（试行）皖电调2008498号3 )试验内容“DEH+CCS” 一次调频控制方式下的单机频率阶跃响应功能与性能检测试验。4 )试验条件l 机组运行状况良好，汽机调节系统静态特性参数符合电力行业标准DL/T 711-1999的要求，机组各控制方式切换正常、无扰动；l 现场机组控制系统DCS、DEH时钟采用GPS实时校准，并与省调通中心考核系统保持同步；l 频差校正回路采用电网频率信号，频率测量分辨率应0.01Hz；l 现场能够随时修改一次调频相关控制参数；l 试验负荷已经申请，试验时机组不参与电网AGC控制；l 除特别说明外，机组各控制系统参数以现有情况为准；5 )试验准备l 设置机组的转速不等率为5%、频差死区±0.033Hz、频率调节范围50±0.2Hz，负荷调节幅度限制±6%Pe(±12.6MW)，检查修改DEH系统的一次调频函数曲线；l CCS自动调节回路加入频差修正模块和修改一次调频函数(见下图) ，按±12.6MW限幅；l 试验所需记录的数据和CRT工作画面按要求准备妥当；l DEH及CCS频差修正回路能够在线无扰投切；l DEH与CCS系统之间负荷参考值、频率、CCS负荷增减等联络信号核对无误。6 )试验方法机组投入协调运行方式、主汽压力设定采用机组正常运行方式、DEH多阀控制，退出AGC；置DEH和CCS侧频差校正回路中频差接入信号为0Hz后投入DEH和CCS侧一次调频功能。试验在机组60%Pe、90%Pe左右分别进行：（1）待机组运行稳定后在DEH及CCS侧频差校正回路中同时人工加入±0.1Hz频差阶跃变化量，模拟外界频率变化，观察机组功率及其它参数动态响应情况，直至参数稳定后，恢复频差信号为0Hz，待机组稳定。（2）待机组运行稳定后在DEH及CCS侧频差校正回路中同时人工加入±0.2Hz频差阶跃变化量，模拟外界频率变化，观察机组功率及其它参数动态响应情况，直至参数稳定后，恢复频差信号为0Hz，待机组稳定。试验记录数据包括：频率（频差）、机组实际负荷指令、机组有功功率、锅炉主控指令、汽机主控指令、调门开度、主蒸汽压力和温度、调节级压力等，数据记录与显示间隔1秒,并以曲线(*.bmp或*.jpg格式)和数据文件（*.xls或*.csv格式)形式提供试验过程结果。7 )试验分析（1）根据机组控制方式及试验工况的数据，得出机组一次调频功能实现的情况，证实是否具备一次调频功能。（2）分析机组具体一次调频性能指标。8 )试验组织 该试验由安徽省电力科学研究院负责试验大纲的编制并根据试验数据进行试验结果分析，编写试验报告；大唐淮北发电厂负责试验负荷的申请、现场试验组织、协调和具体实施工作，并负责现场试验安全措施的制定与落实。9 )安全注意事项l 应做好事故预想，落实防范措施。l 试验时注意调节过程，防止超调，并注意协调控制系统的调节作用方向。l 一次调频试验时应特别注意做好一次调频动作、机组负荷短时间快速变化时相关参数的监视工作，保证试验期间机组的安全。l 试验期间如果机组出现异常情况，应立即中止试验并按规程要求处理，待分析出原因或采取适当措施使机组恢复正常后方可继续进行试验。大唐淮北发电厂设备部 朱加喜 联系电话：0561-3262469 2010年5月