电网电压频率调整一次调频及AGC介绍
AGC与一次调频解析
交流励磁双馈发电机变速恒频风电系统
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基本概念(1)
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。
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常用名词术语(1)
ACE AGC BF CCS DCS
Area Control Error Automatic Generation Control Boiler Fellow Coordinated Control System Distributed Control System
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电厂频率控制
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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）。
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频率一次调整 频率一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。
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。
一次调频与AGC
5. AGC切除条件 切除条件
1）闭锁增条件存在（AGC指令超过最大值）； ）闭锁增条件存在（ 指令超过最大值）； 指令超过最大值 2）闭锁减条件存在（AGC指令超过最小值） ； ）闭锁减条件存在（ 指令超过最小值） 指令超过最小值 3）RB动作； ） 动作 动作； 4）ADS指令故障； ） 指令故障； 指令故障
1）汽机跳闸； ）汽机跳闸； 2）MFT； ） ； 3）汽机主汽压力测点故障； ）汽机主汽压力测点故障； 4）送风机全部手动; ）送风机全部手动 5) 调节级压力测点故障； 调节级压力测点故障； 6）炉跟机时调节级压力过高； ）炉跟机时调节级压力过高； 7）功率偏差大于10MW； ）功率偏差大于 ； 8）压力偏差大于3MP； ）压力偏差大于 ；
6. 投入过程
1）引风机投入自动； ）引风机投入自动； 2）一次风机投入自动； ）一次风机投入自动； 3）汽机主控投入自动； ）汽机主控投入自动； 4）在机跟炉模式下，主汽压力稳定后，将所有给煤机 ）在机跟炉模式下，主汽压力稳定后， 投入自动； 投入自动； 5）锅炉主控投入自动，协调投入；检查负荷上限设定 ）锅炉主控投入自动，协调投入； 下限设定值、负荷变化率等参数是否符合要求； 值，下限设定值、负荷变化率等参数是否符合要求； 6）投入ADS； ）投入 ；
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7. AGC模式注意事项 模式注意事项
8. 一次调频
一次调频 primary frequency compensation 汽轮机调速系统根据网频的变化自动调节调节汽门开度， 汽轮机调速系统根据网频的变化自动调节调节汽门开度，改变汽轮机功率 以适应负荷变化。由锅炉蓄能支持一次调频的能量，以适应快速、 以适应负荷变化。由锅炉蓄能支持一次调频的能量，以适应快速、小幅 度的负荷变化。一次调频达到稳态时，网频存在静差。 度的负荷变化。一次调频达到稳态时，网频存在静差。 由于系统内机组跳闸或大用户发生跳闸时，电网频率发生瞬间变化， 由于系统内机组跳闸或大用户发生跳闸时，电网频率发生瞬间变化，一般 变化幅度较大，变化周期在10秒到 秒到1～ 分钟之间 分钟之间， 变化幅度较大，变化周期在 秒到 ～2分钟之间，要求网上机组的负荷 能够在允许的范围内快速地调整，以弥补网上的负荷缺口， 能够在允许的范围内快速地调整，以弥补网上的负荷缺口，保证电网频 率稳定的过程，称为一次调频。 率稳定的过程，称为一次调频。 机组一次调频频率死区是指系统在额定转速附近对转速的不灵敏区， 机组一次调频频率死区是指系统在额定转速附近对转速的不灵敏区，为了 在电网频率变化较小的情况下提高机组稳定性， 在电网频率变化较小的情况下提高机组稳定性，在电调系统设置有频率 死区。用汽轮机转速表示， 转以内一次调频不动作 转以内一次调频不动作。 死区。用汽轮机转速表示，2转以内一次调频不动作。 不等率： ， 不等率：5%，即2MW/转； 转
一次调频、AGC介绍
一次调频、AGC介绍为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常生产、输送、使用外，由并网发电厂提供的辅助服务，包括一次调频、AGC、A VC、调峰、无功调节、热备用等。
辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。
基本辅助服务是为了保证安全稳定运行，保证电能质量发电机组必须提供的辅助服务，包括一次调频、基本调峰、基本无功调节。
到不要求时要考核电量。
有偿辅助服务是指并网发电机组在基本辅助服务之外所提供的辅助服务，包括AGC、A VC、有偿调峰、有偿无功调节、热备用等。
有偿服务是额外要求，达到要求时，要进行补偿。
一、一次调频（1）一次调频介绍一次调频：是指电网的频率一旦偏离额定值时，电网中机组的控制系统就自动地控制机组有功功率的增减，限制电网频率变化，使电网频率维持稳定的自动控制过程，这一过程即为一次调频。
当电网频率降低时，一次调频功能要求机组利用其蓄热快速升负荷，反之，机组快速减负荷。
电网的频率是由发电功率与用电负荷大小决定的，当发电功率与用电负荷大小相等时，电网频率稳定；发电功率大于用电负荷时，电网频率升高；发电功率小于用电负荷时，电网频率降低。
（2）一次调频的作用当电网频率变化时，在保证机组安全前提下，按电网频率控制的要求，快速变化机组的负荷，限制电网频率变化，以减小电网频率改变的幅度，使电网频率维持稳定。
一次调频是一种有差调节，不能维持电网频率的不变，只能缓解电网频率的改变程度。
（3）一次调频死区一次调频死区也称一次调频不灵敏区，是指一次调频功能不动作的转速（或频率）偏离额定值的范围。
我厂不灵敏区2转/分。
（4）一次调频考核项目1、一次调频正确动作率，每月正确动作率小于80％，要考核电量。
2、一次调频性能指标，每月一次调频性能指标小于60％，要考核电量。
我厂一次调频功能实现方法在DEH控制系统和CCS系统同时调节。
机组正常运行时，当CCS协调控制投入时，一次调频由DEH 控制系统和CCS协调系统共同实现。
电网调频与AGC
1电力系统频率调整1.1. 负荷分类：一般将负荷变化分解成三种成分。
1.1.1偶然性负荷幅度很小, 周期又很短, 一般小于10秒, 具有随机性质, 称为微小变动分量。
1.1.2脉动性负荷变动幅度较大, 周期大约在10秒至2~3分钟之间, 属于冲击性的负荷变动。
1.1.3趋势性负荷长周期分量, 周期大约在2~3分钟之10~20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。
1.2. 频率的一次调整一次调频是针对偶然性负荷。
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。
发电机的单位调节功率KG：发电机组原动机的频率特性的斜率。
它标志了发电机随频率的升高而减少出力，是可以整定的。
负荷的单位调节功率KL：综合负荷的静态频率特性也有一个斜率。
它标志了负荷随频率的升高而增大的有功消耗，是不可以整定的。
系统的单位调节功率KS：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。
系统的原始运行点：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。
调频原理：负荷增加ＯＡ段——》为满足负荷要求，机组增大出力，——》机组增大出力则会导致机组减速，频率降低——》负荷功率OA段由于频率的降低而减少到OB段，=》达到新的平衡点O’，达到一个新的平衡。
同时产生频率偏差，不可修复。
即频率降低了。
但是系统所需有功也因频率的降低而减少。
设在点O运行时1.负荷突然增加ΔPL0，即2.负荷的频率特性突然向上移动ΔPL0，则由于负荷突增时机组出力不能及时随之变化，3.机组将减速，4.系统频率将下降。
一次调频、AGC介绍
一次调频、AGC介绍一次调频、AGC介绍为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常生产、输送、使用外，由并网发电厂提供的辅助服务，包括一次调频、AGC、A VC、调峰、无功调节、热备用等。
辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。
基本辅助服务是为了保证安全稳定运行，保证电能质量发电机组必须提供的辅助服务，包括一次调频、基本调峰、基本无功调节。
到不要求时要考核电量。
有偿辅助服务是指并网发电机组在基本辅助服务之外所提供的辅助服务，包括AGC、A VC、有偿调峰、有偿无功调节、热备用等。
有偿服务是额外要求，达到要求时，要进行补偿。
一、一次调频（1）一次调频介绍一次调频：是指电网的频率一旦偏离额定值时，电网中机组的控制系统就自动地控制机组有功功率的增减，限制电网频率变化，使电网频率维持稳定的自动控制过程，这一过程即为一次调频。
当电网频率降低时，一次调频功能要求机组利用其蓄热快速升负荷，反之，机组快速减负荷。
电网的频率是由发电功率与用电负荷大小决定的，当发电功率与用电负荷大小相等时，电网频率稳定；发电功率大于用电负荷时，电网频率升高；发电功率小于用电负荷时，电网频率降低。
（2）一次调频的作用当电网频率变化时，在保证机组安全前提下，按电网频率控制的要求，快速变化机组的负荷，限制电网频率变化，以减小电网频率改变的幅度，使电网频率维持稳定。
一次调频是一种有差调节，不能维持电网频率的不变，只能缓解电网频率的改变程度。
（3）一次调频死区一次调频死区也称一次调频不灵敏区，是指一次调频功能不动作的转速（或频率）偏离额定值的范围。
我厂不灵敏区2转/分。
（4）一次调频考核项目1、一次调频正确动作率，每月正确动作率小于80％，要考核电量。
2、一次调频性能指标，每月一次调频性能指标小于60％，要考核电量。
我厂一次调频功能实现方法在DEH控制系统和CCS系统同时调节。
机组正常运行时，当CCS协调控制投入时，一次调频由DEH 控制系统和CCS协调系统共同实现。
电网电压频率调整一次调频及AGC介绍课件
05
实际应用中的选择建 议
对电网稳定性要求高的场景
总结词
优先选择一次调频功能
详细描述
在电网稳定性要求高的场景中， 一次调频功能能够快速响应电网 频率的变化，通过调整发电机组 的出力，保持电网频率稳定。
对用户用电质量要求高的场景
总结词
优先选择AGC功能
详细描述
在用户用电质量要求高的场景中， AGC功能可以根据用户需求和电网状 态，对发电机组进行精细化调节，确 保用户用电质量的稳定。
02
电网电压频率调整可以及时应对 负荷变化、发电机故障等突发情 况，保持电网稳定运行。
对用户用电质量的影响
电压和频率是衡量电能质量的重要指 标，如果电压和频率不符合标准，会 严重影响用户用电质量。
电网电压频率调整可以及时调整电压 和频率，保证用户用电质量。
对发电设备的影响
如果发电机的转速与电网的同步转速相差过大，会对发电机的轴系和励磁系统造 成冲击，影响其正常运行。
电网电压频率调整可以及时调整发电机的出力，使其与电网负荷相匹配，避免对 发电设备造成不良影响。
02
一次调频介绍
一次调频的定义
一次调频是指发电机组在并网运行过程中，根据电网频率的 变化，通过自动或手动方式对发电机的出力进行快速调整， 以响应电网频率的变化。
一次调频是电网频率调整中的一种快速响应措施，其响应时 间一般在几十秒到几分钟之间。
AGC通过收集电网中的实时数据，根 据预设的控制策略和目标，自动调整 发电机组的出力，以实现电网的稳定 运行。
AGC的工作原理
01
02
03
数据采集
AGC系统通过收集电网中 的实时数据，包括频率、 电压、功率等，以了解当 前电网的运行状态。
AGC与一次调频讲义
A G C与一次调频讲义 This model paper was revised by the Standardization Office on December 10, 2020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[2006]42号）和《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场[2006]43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。
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D CS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AGC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。
SC ADA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R TU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。
一次调频、AGC等考核规则
监督机制
内部监督
执行机构应建立内部监督机制，对考核规则的执行情况进行定期检查和评估， 及时发现和纠正违规行为。
外部监督
政府和相关监管机构应对执行机构进行监督，确保考核规则的公正、公开和透 明。同时，公众和媒体也有权对考核规则的执行情况进行监督和评价。
05 考核结果的应用与反馈
结果的应用
奖励与惩罚
考核标准
时间标准
考核时间一般以分钟为单位，根据不同情况设定不同的考核时间 标准。
频率偏差标准
电网频率偏差标准一般为±0.2Hz，超出偏差范围将对发电厂进 行考核。
AGC指令响应标准
AGC指令响应时间、调节速率、调节精度等均有明确的标准。
考核方法
数据采集与监测
通过数据采集系统实时监测电网频率、机组运行状态等相关数据。
模拟负荷扰动试验
01
通过模拟实际运行中的负荷扰动，测试一次调频系统的响应性
能。
实际运行数据统计分析
02
对实际运行中的一次调频数据进行统计分析，评估其性能指标。
对比分析法
03
将一次调频系统的实际运行数据与其他同类系统进行对比分析，
以评估其性能优劣。
02 AGC考核规则
考核目标
01
02
03
确保电网稳定运行
保障电力供应质量
一次调频有助于维持电力供应的稳定性，提高电力质 量，满足用户对高质量电能的需求。
考核标准
响应速度
考核一次调频系统对负荷变化的响应速度，要 求迅速作出调整。
调节精度
在一次调频过程中，要求调节的精度高，以保 持电网频率的稳定。
负荷适应性
考核一次调频系统在不同负荷条件下的适应能力。
考核方法
AGC与一次调频解析讲课讲稿
10
AGC的基本目标
发电控制与发电计划跟踪系统负荷（如下图）
11
发电控制与发电计划跟踪系统负荷
12
AGC 在电厂火电机组的实现
火电机组参加AGC的三种模式:
小时级负荷调节：按调度前日发电曲线不具备AGC能力的老机 组及中小机组
15min周期的调节：对具有调功装置的机组，EMS按实时计划 曲线送各厂
第三类变化 幅度大、周期长， 由生产、生活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。
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。
交流励磁双馈发电机变速恒频风电系统 3
基本概念(1)
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。
8～12sec周期的调节：由EMS直接控制机组的CCS。
AGC控制状态包括三种：在线、离线、当地；
对电厂而言，应发挥一次调频的作用，随时稳定区 域电网频率；优化 CCS 的调节品质，确保较高的变 负荷速率
电网调频与AGC
1电力系统频率调整1.1. 负荷分类：一般将负荷变化分解成三种成分。
1.1.1偶然性负荷幅度很小, 周期又很短, 一般小于10秒, 具有随机性质, 称为微小变动分量。
1.1.2脉动性负荷变动幅度较大, 周期大约在10秒至2~3分钟之间, 属于冲击性的负荷变动。
1.1.3趋势性负荷长周期分量, 周期大约在2~3分钟之10~20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。
1.2. 频率的一次调整一次调频是针对偶然性负荷。
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。
发电机的单位调节功率KG：发电机组原动机的频率特性的斜率。
它标志了发电机随频率的升高而减少出力，是可以整定的。
负荷的单位调节功率KL：综合负荷的静态频率特性也有一个斜率。
它标志了负荷随频率的升高而增大的有功消耗，是不可以整定的。
系统的单位调节功率KS：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。
系统的原始运行点：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。
调频原理：负荷增加ＯＡ段——》为满足负荷要求，机组增大出力，——》机组增大出力则会导致机组减速，频率降低——》负荷功率OA段由于频率的降低而减少到OB段，=》达到新的平衡点O’，达到一个新的平衡。
同时产生频率偏差，不可修复。
即频率降低了。
但是系统所需有功也因频率的降低而减少。
设在点O运行时1.负荷突然增加ΔPL0，即2.负荷的频率特性突然向上移动ΔPL0，则由于负荷突增时机组出力不能及时随之变化，3.机组将减速，4.系统频率将下降。
AVC、AGC、一次调频运行管理规定
第一篇自动电压控制（A VC）1.概述自动电压控制（A VC：Automatic V oltage Control）采用分级电压控制策略实现系统内无功的合理分配、电压的有效调节是电网经济和可靠运行的有效控制方式。
目前，大多数电力公司通过SCADA或EMS系统来监控全系统范围内的电压，调度中心利用这些信息作出决策来设定电压控制节点的参考整定值或投切无功电压控制设备。
在电厂侧主要由本区域内控制发电机的自动电压调节器（A VR）来完成。
为了维持所希望的目标电压整定值，在电厂端的电压控制中采用自动电压控制装置（AVC），借助装置自身的无功优化算法，得到在目标状态下的当前在线可调机组的目标无功，通过闭环控制调节发电机励磁，实现机组无功的调节。
从而使系统电压逼近或达到目标值。
目的：运行条件改变时，维持电压在允许范围内；正常条件下，改善电网的电压分布，从而使网损最小；2.A VC系统的调度管理2.1.机组A VC装置正常应投入运行，A VC功能的正常投退，必须在机组稳定工况下，值长在得到省调值班调度员的同意后方可发令运行值班人员进行操作。
2.2.设备停役检修影响机组A VC功能正常投运时，应向省调提出申请，经批准后方可进行。
2.3.A VC系统遇有下列紧急情况时，可先将A VC系统退出运行，同时汇报省调调度员，待异常情况处理完毕后与省调联系恢复运行。
1).系统事故危及机组安全。
1).A VC系统发生故障无法正常运行。
2).发电机组检修、启停，或发电机励磁系统不正常、自动励磁调节器未能正常投自动方式（A VR方式）运行。
2.4.开机时，机组并网结束后，检查A VC装置无异常，值长即可向省调汇报申请投入A VC。
2.5.停机时：机组在倒厂用电后，进行发电机解列电气操作前，值长联系省调要求退出A VC。
3.A VC系统的投用与退出3.1.A VC功能的投入步骤：3.1.1.在得值长令后，检查A VC后台机监视画面中无报警。
电网电压频率调整一次调频及AGC介绍
调度规程中关于频率及AGC的相关内容
该内容在调度规程第五章，分为三个小节
频率的正常调整
自动发电控制（AGC）装置的运行管理 低频减载装置的运行管理
频率的正常调整
东北电力系统的额定频率为50.00Hz，其瞬间变动允许范围为：当自 动调频装置使用时为50.00±0.10Hz；当手动调频时为50.00±0.20Hz。 （第125条） 东北电力系统主网频率监视人为网调值班调度员，发电厂值长对于保 证系统频率正常运行与省调调度员负同等责任。为保证系统正常频率， 系统中电厂分频率调整厂和负荷监视厂，必要时频率调整厂又分为主 调频厂和辅助调频厂。我省电网中各省调直调发电厂均为主网负荷监 视厂。当部分电网与主网解列单运时，其频率调整厂和频率监视人由 省调根据当时系统情况指定。（第128条） 解列单运电网调频厂应保持系统频率不超出允许范围，为此应经常有 一定的调整容量，频率调整厂无调整容量时应立即报省调及指定的单 网频率监视人。频率调整厂的调整幅度为设备的最大和最低可能出力。 当频率调整厂已达到最大或最低可能出力时，则由频率监视人负责调 整系统频率。（第129条）
习题（1）
1、机组进相运行及需经省调值班调度员许可。机组退 出进相运行状态后可不报告省调值班调度员。 （ ） 2、所有并入吉林电网运行的100MW及以上容量火电机 组和并入220kV电网的水电机组都必须按规定的技术 要求设定并投入一次调频功能。 （ ） 3、并网发电厂单机容量20万千瓦及以上火电机组和单 机容量4万千瓦及以上非径流式水电机组应具备AGC 功能。 （ ）
电网的电压调整和无功管理
发电机的自动励磁调节器、强行励磁装置和低励限制器必须按规定投 入运行。在试验、调整和停用时，必须事先经相关调度批准。发生事 故停用时，应立即报告调度。系统内的无功补偿设备的状态改变必须 经所属调度同意。（第160条）
机组协调控制与AGC、一次调频解读
协 调 控 制 级
负荷指令处理回路 主蒸汽压力给定值po 主蒸汽压力pT 机炉主控制器 锅炉指令BD 汽轮机指令TD 实际负荷指令P0
机组输出电功率PE
负 荷 控 制 系 统
基 础 控 制 级
锅炉控制系统 燃 料 空 气 给 水
机前压力维持不变条件下，测的利用燃料调负荷
2. 负荷控制系统被控对象动态特性
• 对于锅炉侧，由于各控制系统的动态过程 相对于锅炉特性的迟延和惯性可忽略不计， 因此可假设它们配合协调，能及时跟随锅 炉指令BD，接近理想随动系统特性，故有 μB=BD。 • 对于汽轮机侧，如果汽轮机控制系统采用 纯液压调速系统，则汽轮机指令TD就是调 门开度μT，μT＝TD。这样，负荷控制系统 的广义被控对象的动态特性与单元机组的 动态特性相同。
A
中调指令
ADS
电网频率 f － ＋ 变化率限制值 MW/min A 输 入
f0频率给定值
a －k N Y T3 T4 Δ Y 输出＞输 入1 输出等于输 入1
T 变化率限制值
Δ Δf
速率限制 回路 ＋ ∑1
f(x)
＋
0% T2
Δf
0
最小负荷Pmin A 最大负荷Pmax A ＞
Ps
为了安全和稳态运行，幅度在3％负荷
汽轮机控制系统 进 汽 量
子 控 制 系 统
单 元 机 组
锅炉
汽轮机、发电机
图13－1 单元机组协调控制系统的组成
AGC（Automatic Generation Control）
电网能量管理系统 Energy Manage System (EMS)
火电厂一次调频及AGC性能优化分析
火电厂一次调频及AGC性能优化分析摘要：一次调频机组系统并网后的速度控制，一次调频系统如果出现偏差，则无法及时修复电网故障，从而直接影响电网和机组安全，甚至可能导致多个故障。
因此，电网对机组一次调频对要求更严格。
为了保证电网稳定性，必须通过彻底提高能量质量和频率来完全消除频率波动。
这需要一次调频系统，它必须快速适应不断变化的环境，并提供更高的稳定性。
对现有控制AGC机组方案进行了分析一次调频，从而提高了组的性能指标，实现了同类设备控制逻辑的逻辑优化，从而改进和优化了控制。
关键词：火电厂；协调控制系统；AGC；一次调频电网频率反映了发电侧的功率和用电侧的负载量之间的平衡，当产生的发电功率与使用的负载相符时，是稳定的电网频率。
当发电功率超过所需负荷时，电网频率会增加。
当功率低于所需负载时，会降低电网频率。
频率是评估能源质量的重要质量指标，对电力系统的安全至关重要。
因此，频率的稳定是电网频率的一项重要任务，根据调谐范围和调谐功能将频率分为一次和二次调频。
一、AGC存在问题1.汽机主控中存在的问题及中间解决办法。
原始逻辑设计会在负载变更时机组导致双重前馈，这可能会产生重大影响，当机组负载发生变化时，过大的前馈可能会导致群组的实际负载迅速超出并迅速形成波动拉回，荷载变化影响了初期稳定性动作。
表明逻辑试验，基准负荷量与调门开度和相匹配开度前馈，这是在变负荷开始时快速超调并回调主要原因。
汽机的逻辑修改主控前馈，确定变负荷新逻辑，变负载相位的固定分量(±2.5 MW)的触发，以及作为快速负载响应的叠加汽机主控PID控制器输入的应用，逻辑修改解决了这个问题。
2.锅炉主控存在的问题及解决方案。
锅炉主控项目中的前馈条件过多，冗余存在和锅炉PID参数强。
另外，改造后低氮机制，锅炉本身较大滞后性，往往导致负荷变化时燃料控制过度，不仅不经济，而且锅炉的氧量和电压波动较大，从而减少了参数调整后PID参数动态运行中的过调。
一次调频、AGC及电压调整
一次调频 1、一次调频技术指标 2、山东电网对一次调频的要求 自动发电控制系统（AGC） 1、自动发电控制系统概要 2、华北山东联络线运行考核释疑 3、AGC投运状况分析 4、特高压投产后对山东AGC的影响 电压调整 1、电压调整方法 2、调压注意事项
频率异常
华北调度规程频率异常处理（2）
第105条 华北电网独立运行，当电网发生事故， 频率超出50±0.1Hz，事故电网的中调值班调度员 应立即向网调报告，同时迅速采取有效措施，调整 联络线潮流在规定范围内。网调值班调度员应采取 措施，将频率恢复到50±0.1Hz内。若事故电网在 发生事故后10分钟内不能维持联络线潮流，则网调 值班调度员应向事故中调下达联络线潮流控制警告 或事故拉路命令，限其在10分钟内将联络线控制在 计划曲线以内。 当频率低于49.80Hz时，网调值班调度员可对比计 划曲线多受或少送的中调下达事故拉路令。受令中 调应在10分钟内执行完毕。必要时，网调应采取紧 急事故拉路措施，将频率控制在合格范围内。
AGC的控制目标
自动发电控制AGC在实现高质量电能的前提下， 以满足电力供需实时平衡为目的，其根本任务是 实现下列目标： 1)维持电网频率在允许误差范围之内。 2)控制互联电网净交换功率按计划值运行。 3)控制互联电网交换电能量在计划限值之内 。 4)在满足电网安全约束条件、电网频率和对外净 交换功率计划的前提下，协调参与遥调的发电厂 （机组）的出力按最优经济分配原则运行，使电 网获得最大的效益。
AGC机组调节性能 （适用火电）(2)
AGC机组负荷调节速率（MW/Min）： 直吹式汽包炉不低于额定容量的1.5％ 中间储仓式不低于额定容量的2％ 燃气机组不低于额定容量的5％ 水电机组不低于额定容量的50％ 超临界定压直流炉不低于额定容量1.0％
AVC、AGC、一次调频运行管理规定
第一篇自动电压控制（AVC ）1. 概述自动电压控制（AVC ：Automatic V oltage Control ）采用分级电压控制策略实现系统内无功的合理分配、电压的有效调节是电网经济和可靠运行的有效控制方式。
目前，大多数电力公司通过SCADA 或EMS 系统来监控全系统范围内的电压，调度中心利用这些信息作出决策来设定电压控制节点的参考整定值或投切无功电压控制设备。
在电厂侧主要由本区域内控制发电机的自动电压调节器（AVR ）来完成。
为了维持所希望的目标电压整定值，在电厂端的电压控制中采用自动电压控制装置（AVC ），借助装置自身的无功优化算法，得到在目标状态下的当前在线可调机组的目标无功，通过闭环控制调节发电机励磁，实现机组无功的调节。
从而使系统电压逼近或达到目标值。
目的：运行条件改变时，维持电压在允许范围内；正常条件下，改善电网的电压分布，从而使网损最小；2. AVC 系统的调度管理2.1. 机组AVC 装置正常应投入运行，AVC 功能的正常投退，必须在机组稳定工况下，值长在得到省调值班调度员的同意后方可发令运行值班人员进行操作。
2.2. 设备停役检修影响机组AVC 功能正常投运时，应向省调提出申请，经批准后方可进行。
2.3. AVC 系统遇有下列紧急情况时，可先将AVC 系统退出运行，同时汇报省调调度员，待异常情况处理完毕后与省调联系恢复运行。
1）. 系统事故危及机组安全。
1）. AVC 系统发生故障无法正常运行。
2）. 发电机组检修、启停，或发电机励磁系统不正常、自动励磁调节器未能正常投自动方式（AVR 方式）运行。
2.4. 开机时，机组并网结束后，检查AVC 装置无异常，值长即可向省调汇报申请投入AVC 。
2.5. 停机时：机组在倒厂用电后，进行发电机解列电气操作前，值长联系省调要求退出AVC 。
3. AVC 系统的投用与退出3.1. AVC 功能的投入步骤：在得值长令后，检查AVC 后台机监视画面中无报警。
AVC、AGC、一次调频运行管理规定
AVC、AGC、一次调频运行管理规定第一篇自动电压控制（AVC ）1. 概述自动电压控制（AVC ：Automatic V oltage Control ）采用分级电压控制策略实现系统内无功的合理分配、电压的有效调节是电网经济和可靠运行的有效控制方式。
目前，大多数电力公司通过SCADA 或EMS 系统来监控全系统范围内的电压，调度中心利用这些信息作出决策来设定电压控制节点的参考整定值或投切无功电压控制设备。
在电厂侧主要由本区域内控制发电机的自动电压调节器（AVR ）来完成。
为了维持所希望的目标电压整定值，在电厂端的电压控制中采用自动电压控制装置（AVC ），借助装置自身的无功优化算法，得到在目标状态下的当前在线可调机组的目标无功，通过闭环控制调节发电机励磁，实现机组无功的调节。
从而使系统电压逼近或达到目标值。
目的：运行条件改变时，维持电压在允许范围内；正常条件下，改善电网的电压分布，从而使网损最小；2. AVC 系统的调度管理2.1. 机组AVC 装置正常应投入运行，AVC 功能的正常投退，必须在机组稳定工况下，值长在得到省调值班调度员的同意后方可发令运行值班人员进行操作。
2.2. 设备停役检修影响机组AVC 功能正常投运时，应向省调提出申请，经批准后方可进行。
2.3. AVC 系统遇有下列紧急情况时，可先将AVC 系统退出运行，同时汇报省调调度员，待异常情况处理完毕后与省调联系恢复运行。
1）. 系统事故危及机组安全。
1）. AVC 系统发生故障无法正常运行。
2）. 发电机组检修、启停，或发电机励磁系统不正常、自动励磁调节器未能正常投自动方式（AVR 方式）运行。
2.4. 开机时，机组并网结束后，检查AVC 装置无异常，值长即可向省调汇报申请投入AVC 。
2.5. 停机时：机组在倒厂用电后，进行发电机解列电气操作前，值长联系省调要求退出AVC 。
3. AVC 系统的投用与退出3.1. AVC 功能的投入步骤：在得值长令后，检查AVC 后台机监视画面中无报警。
AGC与一次调频解析
电网调度中心（能 量控制系统）
电厂端
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AGC概念（3）
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协调控制系统（1）
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，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。
如机组需要投入AGC运行方式，暂定为由当值值长和 中调电话联系，决定是否投入AGC运行方式。
15
AGC概念（2）
调度负荷指令
（ADS）
AI
D
E 微波通道 M（） S
AGC允许
R AGC投入
T AGC上限 U
AGC下限
DI M
DO C S
S
AO
系
系统
AO 统
单 元 机 组
AGC速率 AO
AGC返回值 AO
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。 7
电厂频率控制
8
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）
频率的目的。
再热器
过热器 HP IP
2
M em M f
LP
GEN
M st
水力发电机组：
在天然河流上，修建水工建筑物，集中水头，通 过一定的流量将“载能水”输送到水轮机中，使 水能→旋转机械能→带动发电机组发电→输电线 路→用户
AGC与一次调频讲义
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[2006]42号）和《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场[2006]43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AG C）。
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。
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2.1 AGC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。
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对直调机组一次调频的要求
5、省调各直调电厂不得擅自退出发电机组的一次调频功能和改变一 次调频参数，一次调频功能应设计成运行人员无法解除的方式，任何 有关变更一次调频运行方式的操作均须向省调提交检修票申请，待省 调上报网调批准后方可执行。 6、省调各直调电厂应加强对一次调频系统的运行维护工作，实时记 录发电机组的一次调频的投入及运行情况，并保留一次调频系统的运 行统计结果，做好技术分析。 7、省调各直调电厂应自觉接受省调对本厂发电机组一次调频性能的 检查、监督、考核，参加网调组织的全网性一次调频试验。
AGC机组控制性能应满足以下要求：
（一）采用直吹式制粉系统的火电机组： AGC调节速率不小于每分钟1.0%机组额定有功功率； AGC响应时间不大于60s； AGC调节容量达到额定容量的40%； AGC调节精度为±3%。 （二）采用中储式制粉系统的火电机组： AGC调节速率不小于每分钟2%机组额定有功功率； AGC响应时间不大于40s；
一次调频功能的控制逻辑
1.数字电液控制系统（DEH）侧的一次调频功能。 目前大型汽轮发电机组多采用数字电液控制系统，机组并网后，汽轮 机转速与电网频率一致，DEH中普遍使用汽轮机转速信号代表电网频 率。DEH一次调频是由换算成电功率当量的调节汽门指令控制，但由 于此换算存在一定偏差，而且是开环控制，所以DEH实际一次调频的 功率响应和一次调频的功率要求也有偏差，而且由于机组的蓄热只能 维持一段时间，所以后期功率又回到原值。 2.协调控制系统（CCS）侧的一次调频功能。 限于机组的蓄热能力等原因，DEH侧的一次调频效果不够理想，因此 在CCS侧也常设置一次调频的控制调节功能。CCS方式是将一次调频的 功率要求叠加在原功率指令上，一方面使调节汽门的动作与DEH侧的 一次调频保持一致，另外改变锅炉指令，使锅炉与汽轮机在能量上保 持平衡。
频率的正常调整
负荷监视厂在系统频率不超过允许范围的情况下，根据电网经济调度 的原则按省调下达的发电曲线调整出力，当系统频率变化超过规定且 不见恢复时，应立即主动调整频率，并报告调度。（第130条）
为了顺利进行频率调整，省调必须切实掌握电源和负荷特性以及变化 规律。省调所辖各电厂要按季向省调书面报告机炉最大、最小出力， 包括季节性出力限制以及设备缺陷影响、机炉起停时间、加减出力速 度等。 （第131条）
发电机进相运行要作为一种正常运行方式，机组大修、励磁系统改造 以后要做进相试验，并报调度中心。吉林省电网内不具备功率因数进 相0.97能力的机组要限期整改；短期不具备功率因数进相0.97能力的 机组，其电厂应按照调度管理规程提检修票报调度备案。 机组进相运行时，自动励磁调节器必须投入运行；励磁系统的低励限 制特性要与机组进相要求配合；电厂应加强发电机励磁系统及厂用电 系统的维护，确保功率因数进相0.97深度的要求不受设备限制。
习题（1）
1、机组进相运行及需经省调值班调度员许可。机组退 出进相运行状态后可不报告省调值班调度员。 （ ） 2、所有并入吉林电网运行的100MW及以上容量火电机 组和并入220kV电网的水电机组都必须按规定的技术 要求设定并投入一次调频功能。 （ ） 3、并网发电厂单机容量20万千瓦及以上火电机组和单 机容量4万千瓦及以上非径流式水电机组应具备AGC 功能。 （ ）
电网的电压调整和无功管理
机组进相运行的联系要求
1、机组进相运行需经省调值班调度员许可。 2、机组退出进相运行状态后应报告省调值班调度员。 3、省调值班调度员允许机组进相运行的条件为：系统无无功电压调 节能力，确定该厂满足机组进相运行条件，且与其相关系的发电 厂机组已高功率因数运行，省调值班调度员可下令或同意发电厂 机组进相运行。
自动发电控制（AGC）装置的运行管理
自动发电控制（AGC）是保证电网安全经济运行、调峰、调频及区域 间电力控制的重要措施之一。 （第134条） AGC系统的具体实施方案由省调统一制定。省调控制的AGC系统必须处 于良好的运行状态，各运行单位必须保证其设备正常投入使用。 （第135条 ）
自动发电控制装置投入或退出系统运行和使用何种控制方式均由省调 值班调度员确定，由省调值班调度员、电厂值班人员进行操作。电厂 值班人员无权干扰AGC系统的正常运行和擅自解除机组的AGC控制。 （第136条 ） 发电厂因设备消缺、运行方式改变不能按规定实现AGC功能时，由电 厂值长向省调值班调度员提出申请，经同意后方可不予投入或退出。 机组AGC功能因故紧急退出后，电厂值长应及时汇报省调值班调度员。 （第138条 ）
并网发电厂单机容量20万千瓦及以上火电机组和单机容量 4万千瓦及以上非径流式水电机组应具备AGC功能。
AGC的基本控制目标
电力系统正常运行状态下，AGC的基本控制目标为： 1、调整全网发电出力与系统负荷平衡；
2、响应负荷和发电的随机变化，维持系统频率为 计划值；
3、在各区域间分配系统发电功率，维持区域间联 络线净交换功率为计划值。
机组一次调频要满足以下技术指标
1、一次调频负荷响应滞后时间标准：小于3s； 2、机组负荷应在15s内达到理论计算的一次调频的最大负 荷调整幅度的90%；
3、机组负荷在45s内一次调频调整幅度的偏差应小于±5%
理论出力
频率曲线
实际出力
对直调机组一次调频的要求
1、所有并入吉林电网运行的100MW及以上容量火电机组和并入220kV 电网的水电机组都必须按规定的技术要求设定并投入一次调频功能。 2、新投运机组在正式投产前，必须通过一次调频测试验收，满足规 定的技术要求。有关一次调频的资料和报告须在并网前7日上报省调， 否则不能进入商业化运行。
电网的电压调整和无功管理
发电机的自动励磁调节器、强行励磁装置和低励限制器必须按规定投 入运行。在试验、调整和停用时，必须事先经相关调度批准。发生事 故停用时，应立即报告调度。系统内的无功补偿设备的状态改变必须 经所属调度同意。（第160条）
当系统运行需要并网机组进相时，机组必须投入低励限制器，按照调 度的要求控制进相深度，在允许范围内调整机组的无功出力。（第 162条）
电网的电压调整和无功管理
发电机组的进相运行方式，原则上只在电厂和系统的正常运行状态时 采用；当电厂出线检修、母差保护停用、单母线运行、机组的励磁系 统等主设备缺陷影响到系统安全时，机组应保持滞相运行。当电网有 重大检修方式时、或重大运行方式调整对系统安全有影响时、或发生 系统事故时，省调将通知电厂调整机组改为滞相运行。
3、机组A级检修或有关机组一次调频设施检修后，必须通过一次调频 测试验收，满足规定的技术要求。有关一次调频的资料和报告须在并 网前7日内上报省调，否则不能并网运行。
4、对于达不到规定技术要求或暂不具备投入一次调频功能的发电机 组，所属发电企业必须在规定期限内联系电科院进行重新测试，完成 相关的参数调整或技术改造工作，并通过测试验收。否则省调有权认 为该机组一次调频性能不合格，不具备并网条件，在电网有条件的情 况下令其停机检修。
同一电厂内有两台及两台以上机组具备进相能力且需要进相运行时， 除因机组有功出力限制不允许进相运行外，其余具备进相能力的机组 均应进相运行；无功出力应尽量在进相机组间平均分配，不允许有的 机组进相运行，有的滞相运行。
电网的电压调整和无功管理
进相运行的必要性
大型机组、长距离超高压输电线路及供电电缆线路的大量 增加，在节假日或后半夜低负载时，出现无功功率过剩，以致 电压过高 降低电压和减少无功方法如投入电抗器、退出电容器、 调整变压器分接头、发电机进相等方法，发电机进相既经济又 有效
机组进相时，应确保进相机组的厂用电电压不低于规定标准。
电厂值班人员在机组进相运行时，应加强监视，一旦发现电厂母线电 压、机组的有功和无功功率、机组运行状态等有异常现象，应立即将 机组由进相改为滞相运行，并向省调值班调度员汇报。
电网的电压调整和无功管理
发电机组正常调压的功率因数范围为进相运行0.97至滞相运行0.85， 各发电机组应能够在此范围内按照调度下达的无功电压曲线，自觉主 动地实行电压逆调整。各发电单位应将此项原则写入现场运行规程。 根据电网需要吉林省电力调度中心也可直接下令有关机组调相运行。
电网电压、频率调整、 一次调频及AGC介绍
调度规程中关于频率及AGC的相关内容
该内容在调度规程第五章，分为三个小节
频率的正常调整
自动发电控制（AGC）装置的运行管理 低频减载装置的运行管理
频率的正常调整
东北电力系统的额定频率为50.00Hz，其瞬间变动允许范围为：当自 动调频装置使用时为50.00±0.10Hz；当手动调频时为50.00±0.20Hz。 （第125条） 东北电力系统主网频率监视人为网调值班调度员，发电厂值长对于保 证系统频率正常运行与省调调度员负同等责任。为保证系统正常频率， 系统中电厂分频率调整厂和负荷监视厂，必要时频率调整厂又分为主 调频厂和辅助调频厂。我省电网中各省调直调发电厂均为主网负荷监 视厂。当部分电网与主网解列单运时，其频率调整厂和频率监视人由 省调根据当时系统情况指定。（第128条） 解列单运电网调频厂应保持系统频率不超出允许范围，为此应经常有 一定的调整容量，频率调整厂无调整容量时应立即报省调及指定的单 网频率监视人。频率调整厂的调整幅度为设备的最大和最低可能出力。 当频率调整厂已达到最大或最低可能出力时，则由频率监视人负责调 整系统频率。（第129条）
对直调机组一次调频的要求
8、省调各直调电厂要按月总结一次调频投入情况，并上报省调。重 点分析各机组一次调频投入时间、退出和停用原因；同时，要分别统 计一次调频功能投入和未投入机组的利用小时数及并网运行时的平均 负荷率。 9、省调将对各直调电厂发电机组的一次调频运行情况进行不定期检 查，对擅自退出一次调频装置或修改一次调频参数的发电厂，由省调 上报网调，网调将在全网范围内对其通报批评，并抄送所属发电集团， 上报东北电监局备案。同时，将吊销发电厂当值值长调度系统运行值 班上岗证。
AGC调节容量达到额定容量的40%；