AGC与一次调频.ppt

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1、AGC与一次调频,2020/10/15,汽轮发电机组： 在锅炉中通过燃烧煤炭释放出热能。水在锅炉中吸收热能后，转化为过热蒸汽。具有热力势能的过热蒸汽进入汽轮机后膨胀做功，将热力势能转换为驱动发电机组转子的机械功率。发电机再将机械功率转换为电磁功率。做功 后的低能蒸汽在凝汽器中凝结成水。给水泵将水再打入锅炉，强制形成连续循环，使发电机组可连续地生产出电能。 汽轮机的机械功率正比于其进汽流量。而流量又正比于蒸汽压力与进汽阀门有效开度之积。因此，改变阀门开度或蒸汽压力，即可改变机械功率。前者称为定压调节方式，后者称为滑压调节方式。汽轮机调节系统通过改变调节阀开度，使功率负荷达到平衡，最终达到稳定供电

2、频率的目的。,2,基本概念,AGC与一次调频的实质： 电网的频率的控制 根据电网频率偏离50Hz 的方向和数值，实时在线地通过发电机组的调速系统（一次调频）自动发电控制系统（AGC、二次调频），调节能源侧的供电功率以适应负荷侧用电功率的变化，达到电网发/用电功率的平衡，从而使电网频率稳定在50Hz 附近的一个允许范围内。,3,第一类变化幅度小、周期短，具有随机性。P1 第二类变化幅度较大、周期较长，有一定可预测性。P2 第三类变化幅度大、周期长，由生产、生活和气象等节律引起的。P3,当外界电负荷增大时，发电机的电磁阻力矩增大，导致转子的转速下降，反之，转子的转速上升。因此，汽轮机应根据转速偏差

3、改变调节汽门的开度，即改变进汽量和焓降，使蒸汽的驱动力矩与电磁阻力矩及摩擦力矩相平衡。故汽轮机调节系统有时称为调速系统。,4,频率二次调整 频率二次调整定义为通过改变调频机组调速系统的给定值，改变其输出功率使电网频率回到额定值。在一次调频作用后，最终稳定频率会使机组功率偏离给定值。需通过调整预先指定的调频机组的负荷设定值，使各机组的负荷变化量转移到调频机组上，同时将频率恢复到额定值。变化周期较长、变动幅度较大，有一定可预测性。 频率三次调整缓慢变化、变化幅度较大，由生产、生活、气象待变化引起。根据预测的负荷曲线，按最优化的原则对各发电厂、发电机组之间进行有功功率的经济分配。,频率一次调整频率一

4、次调整定义为在调速系统给定值不变的情况下，利用汽轮机转速控制或调节器，感受电网频率(周波)变化改变有功功率输出，维持同步区域发电输出与电网负荷平衡。一次调频为有差调节。,5,基本概念（2）,通过发电机组调速系统的自身频率特性对电网的控制，通常称之为一次调频。它主要是由发电机组调速系统的静态特性来实现的。（有差调节） 电网AGC 则是考虑电网的宏观控制、经济运行及电网交换功率控制等因素，向有关机组调速系统下达相应机组的目标（计划）功率值，从而产生电网范围内的功率/频率控制，称之为二次调频。（闭环调节）。,6,AGC概念（1）,AGC系统称为自动发电控制系统，它完成电网侧与电源侧的自动控制，可称为

5、大协调控制。而MCS（或CCS）系统称为单元机组的协调控制，它完成发电机组侧的自动控制，也可称为小协调控制。 单元机组协调控制系统：主要通过改变汽机调门开度和锅炉燃烧率来调节机组输出功率，并保持机前压力的稳定。,7,电网调度中心（能量控制系统）,EMS,（ ）,R T U,D C S 系统,M C S 系统,微波通道,AI,DI,DI,AO,AO,AO,调度负荷指令（ADS）,AGC投入,电厂端,单 元 机 组,AGC概念（2）,AGC允许,AGC上限,AGC下限,AGC速率,AGC返回值,AO,8,AGC概念（3）,9,机炉协调方式（COORD） 控制特征：机侧和炉侧同时进行压力和功率的调整

6、，机炉主站在自动。 特点：利用锅炉的蓄热量，功率响应快，又有利于压力的稳定，COORD方式一般都是在TF或 BF负荷控制方式的基础上形成的，所以实际应用中COORD方式是指以 TF（超临界机组采用效果较好）或BF（目前普遍采用的方式） 为基础协调中的一种。 适应范围：参与AGC控制的机组。,协调控制系统（1）,10,AGC方式下，AGC负荷指令频繁地连续变化。（存在的问题） 机组锅炉炉膛容积大，热容量大，锅炉在接到负荷指令后，改变煤量到蒸汽流量发生变化需要时间，即蒸汽产生的纯迟延时间。最终导致汽压响应的迟延；对于负荷响应纯迟延较大的机组将难以适应。 直吹式机组燃料量从指令变化到煤粉进入炉膛存在

7、较大延时（中储式制粉系统由于煤粉仓的作用，没有制粉过程的影响，负荷的响应较快 。） 当机组大修、控制系统改造或自动调节系统发生变化后，机组协调控制系统调节品质将影响AGC效果。 须进行AGC试验，重新确保机组AGC调节效果。,AGC调节性能的改进与提高,11,一次调频概念（1）,机组一次调频性能是指：电网频率发生偏离额定值时，控制系统改变机组出力的大小以稳定电网频率。 定义为在调速系统给定值不变的情况下，通过转速反馈作用改变其输出功率来调整电网的频率。在电网频率按自然调频过程变化的同时，调节系统探测到机组转速的变化后，通过转速反馈作用迅速调整各发电机组的输出功率，以维持供电频率稳定。 一次调频

8、范围：100MW及以上火电。机组大修或调速系统发生变化均应进行一次调频验证试验。,12,液调机组：一次调频功能的投入与否、一次调频能力发挥的大小是无法人为干预的。而且由于其一次调频的死区大于电网的正常频率波动，所以目前正常情况下一次调频已经不起作用，只有电网有大的频率偏差才会动作。 数字电液调节系统（DEH）的机组：一次调频功能的投入与撤出、一次调频动作时表现出来的能力都是在一定范围内可以实现在线的人为调整的；从这个意义上说，DEH机组应该表现出更为优良的一次调频能力。,一次调频概念（2）,13,14,液调机组主要有以下特点： 在机组解列、并网期间均采用相同的转速比例反馈调节。 转速闭环控制范

9、围不大。 调节系统存在一定的迟缓率。 控制精度不高。 操作不够方便。 缺少避免误操作和事故追忆记录的手段。,15,DEH转速调节系统具有以下特点： 为离散调节系统。调节周期的长短对调节性能起作重要作用。 在机组解列期间采用转速PID，提高了稳态转速的控制精度。 在机组并网期间，各个DEH制造厂家提供的控制策略不尽相同。对于传统DEH控制系统，可投入阀控、功控、压控和CCS协调等多种控制方式。阀控、功控具有转速比例调节作用。 人为设置了一次调频死区及调频限幅。 在传统DEH控制系统中增加了转速103超速限制功能。 增加了单阀、顺序阀可变配汽模式。,16,一次调频的技术要求（1）,一、频率控制死区

10、fsq 电液型汽轮机调节控制系统的火电机组和燃机fsq为0.033Hz。 水电机组fsq为0.05Hz。 二、转速不等率Kc 火电机组的Kc为4% 5%。 水电机组的Kc不大于3%。 三、最大负荷限幅 一次调频的调频负荷变化幅度不应设置下限。 一次调频的调频负荷变化幅度上限，规定如下： a) 250MWPo的火电机组，限制幅度10Po；b) 350MWPo250MW的火电机组，限制幅度8Po；c) 500MWPo350MW的火电机组，限制幅度7Po；d) Po500MW的火电机组，限制幅度6Po。,国家电网火力发电机组一次调频试验导则 Q/GDW 669 -2011,17,（-2，0）,（2，

11、0）,（11，-M）,（-11，M）,负荷(%),转速(RPM) 频差(Hz),（0.033，0）,（-0.033，0）,（0.183，-M）,（-0.183，M）,M=45%额定负荷,30005%=150r 300MW 1r xMW,X=300/150=2MW,18,一次调频的技术要求（2）,四、投用范围 机组一次调频投用范围为机组核定的有功出力范围，即机组在核定的最低和最高有功出力范围内（协调投入）。 五、响应行为要求 机组参与一次调频的响应时间应小于3s。机组参与一次调频的稳定时间应小于1min。 机组一次调频的负荷响应速度应满足： 达到75目标负荷的时间应不大于15s， 达到90目标负

12、荷的时间应不大于30s。,19,（-2，0）,（2，0）,（11，-M）,（-11，M）,负荷(%),转速(RPM) 频差(Hz),（0.033，0）,（-0.033，0）,（0.183，-M）,（-0.183，M）,M=46%额定负荷,DEH按一次调频曲线设置,机组并网后，汽机转速与电网频率是一致的,DEH中普遍使用汽机转速信号代表电网频率。DEH一次调频是换算成电负荷当量的调门指令= F(转速)。,DEH侧逻辑修改,20,DCS侧逻辑修改 当一次调频动作时，CCS负荷指令应相应增加 汽机主控维持输出指令基本不变 锅炉主控能够及时改变煤量，调整锅炉燃烧 一次调频动作持续20s后,应闭锁与其反

13、向的AGC指令变化,21,1：一次调频的变负荷要求 2：DEH和CCS（CCBF）侧同时投一次调频功能的负荷变化 3：DEH和CCS（CCTF）侧同时投一次调频功能的负荷变化 4：CCS单侧投一次调频功能的负荷变化 5：CCS手动时DEH投一次调频功能的负荷变化 6：CCS自动时DEH单侧投一次调频功能的负荷变化,t,对于CCBF方式，如没有一次调频功能，由DEH一次调频动作所变化的负荷很快会被CCBF的负荷调节系统拉回，如的曲线6。投一次调频后CCBF的负荷指令与DEH侧同步变化，使二侧调节系统对调门的变化一致。曲线2是CCBF和DEH一同时投入一次调频功能的负荷变化曲线，这种组合的一次调频

14、性能是最好的。曲线4是CCBF单投入一次调频功能的负荷变化曲线，从中可以看出，由于没有DEH帮助，初期变负荷性能比曲线2慢些，但总体性能还比较好。,22,燃煤机组的一次调频运行方式,对于设计了DCS与DEH的机组，一次调频控制具有多种不同的运行方式，各种方式的作用和效果不同。 CCS协调不投，调频不投，DEH调频投入，该方式的特点是负荷响应快，但出力持续时间短； CCS协调投入，调频投入，DEH调频也投入，该方式的特点是负荷响应较快，出力持续时间长； 建议采用CCS协调投入，调频投入,23,为什么机组一次调频能力不足？ DEH机组的一次调频功能主要是依靠一次调频回路产生一次调频负荷调整分量，然

15、后直接通过开环控制，经过汽轮机的配汽特性曲线和阀门特性曲线后作用于汽轮机的高压调门来实现。一般认为，一定的频差对应一定的负荷变化，比如对于额定负荷为300MW的汽轮机在5%的转速不等率、2r/min的死区下，11r/min的频差会对应18MW的理论负荷变化量，但这一对应关系是有前提的，这个前提是：汽轮机处于额定的参数下运行、汽轮机的配汽特性与负荷指令线性关系良好、外界能提供足够的能量。 就一次调频能力而言，汽轮机单阀运行普遍比多阀运行时好、135MW机组普遍比600MW机组好；另有试验表明，在相同频差下，同一台机组在不同的负荷段一次调频动作时的负荷调整量也会有所不同，甚至相差很大。,一次调频过

16、程中存在的问题,24,为什么调频机组会出现过负荷现象？ 机组在满负荷运行时，如果电网频率突降造成一次调频动作，机组就会出现过负荷现象，这点在135MW、215MW一系列改造机组上表现的最为明显。改造机组的发电能力已经得到最大程度的挖掘，满负荷运行时，汽轮机、锅炉、发电机和重要辅机已经达到最大出力，若此时一次调频动作需要增加负荷，机组的安全运行会受到一定威胁。,一次调频过程中存在的问题,25,一次调频过程中存在的问题,为什么调频时主蒸汽压力变化幅度过大？ 一次调频动作时，主蒸汽压力、汽包水位等重要参数波动大是多数电厂对一次调频功能的投运能力限制的主要原因， 个别机组 在试验过程中，高压调门开度减

17、小时，主汽压力升高幅度较大达到1Mpa，并且还有快速上升的趋势。这些现象受机组本身固有特性影响较大，由于一次调频动作要求快速性，这些现象很难通过汽机侧控制来进行减弱，目前比较可行的办法就是在DCS侧增加一次调频配合回路，来减小这些参数的波动，提高机组的平衡能力。,26,一次调频过程中存在的问题,在大电网中运行的机组可不投一次调频吗？ 若某些机组不投一次调频，会降低电网的一次调频性能。若发生电网分裂故障，局部电网会由于一次调频性能太差，而出现频率大幅度波动，甚至出现大面积停电。 带基本负荷的机组可不参加一次调频吗？ 若带基本负荷的机组都不参加一次调频，会大幅降低电网的一次调频性能。 并不是调频机

18、组才承担一次调频任务，所有机组都应具有一次调频能力 。,27,一次调频过程中存在的问题,在任何情况下都可投入一次调频吗？ 若主汽压力减小，调节阀会开得很大，因此不利于稳定蒸汽压力。为了避免一次调频作用过大将锅炉拖垮，除设置调频限幅外，还在转速偏差超出一定范围后，退出一次调频方式，进行手动调节。 在CCS协调控制方式下可取消DEH一次调频功能吗？ 协调系统的一次调频功能可保证一次调频作用的持续性，即静态特性。DEH系统的一次调频功能可保证一次调频作用的快速性，即动态特性。 不能取消DEH的一次调频功能。,28,保持功率压线运行正确吗？ “功率压线运行”规定导致了许多电厂只按计划指令恒功率运行，不

19、参加一次调频。应鼓励参加一次调频，以提高供电品质，保障电网安全。,一次调频过程中存在的问题,29,AGC指令会对一次调频产生影响吗？ AGC控制指令可以有效调节周期较长的频率波动，而一次调频则是对周期较短的频率波动进行快速调节。如一次调频和AGC同时投入，AGC的闭环调节将会对一次调频的调频量产生消弱作业而影响一次调频效果。 如何将AGC系统的控制策略与一次调频相协调，是需要研究的一个重点。,一次调频过程中存在的问题,30,直流炉调频能力和汽包炉一样吗？ 汽包锅炉由于具有相对较大的蓄热能力，协调控制系统通常采用锅炉跟随方式(BF)，实现一次调频相对容易； 但直流锅炉由于其蓄热能力比汽包锅炉小得多，为满足机组的安全稳定运行，机组协调控制系统通常采用汽轮机跟随方式(TF)，其负荷响应的初期速度较慢，机组的调频能力较差，这是直流机组的一个控制难点 。 直流炉调频能力小于汽包炉。,一次调频过程中存在的问题,31,THANKS FOR EVERYONE！,谢谢！,ZEPRI,