AGC与一次调频

△转速(RPM) 频差(Hz)
（11，-M） （0.183，-M）
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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,应闭锁与其反向的AGC指令变化
负荷指令 调频信号 压力定值 负荷指令 调频信号
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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。
3

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。



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
N +
A
P
N
A
D/Dt
< > 实发功率
PID
f2（x）
V> 主汽压力
PID
+
< >
+ +
CCS汽机调门指令 CCS锅炉燃烧率指令
21
3 1
2 6
4
7
5
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。
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ห้องสมุดไป่ตู้
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

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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。


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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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DEH侧逻辑修改
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)。
负荷(%)
（-0.183，M） （-11，M） M=4～6%额定负荷
（0.033，0） （2，0）
（-2，0） （-0.033，0）
过热器 HP IP LP
M em M f GEN
M st
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。


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) 250MW＞Po的火电机组，限制幅度≥10％Po； b) 350MW≥Po≥250MW的火电机组，限制幅度≥8％Po； c) 500MW≥Po＞350MW的火电机组，限制幅度≥7％Po； d) Po＞500MW的火电机组，限制幅度≥6％Po。


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负荷(%)
（-0.183，M） （-11，M） M=4～5%额定负荷
（0.033，0） （2，0）
（-2，0）
△转速(RPM) 频差(Hz)
（-0.033，0）
（11，-M）
（0.183，-M）
3000ⅹ5%=150r
300MW
1r
xMW 18
X=300/150=2MW
一次调频的技术要求（2）
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AGC调节性能的改进与提高



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。
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。
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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。
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一次调频概念（2）

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。
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一次调频过程中存在的问题


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。
AGC与一次调频
2017/9/13
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 频率的目的。 再热器
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一次调频过程中存在的问题

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。




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％目标负荷的时间应不大于30s。
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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。

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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。
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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。
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一次调频的技术要求（1）


国家电网火力发电机组一次调频试验导则 Q/GDW 669 -2011 一、频率控制死区△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%。
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AGC概念（2）
调度负荷指令 （ADS） AGC允许 AI DI DI AO D C S 系 统
M
E M S
微波通道 （ ）
R T
AGC投入 AGC上限 AGC下限 AGC速率 AGC返回值
C
S
单
元 机 组
U
系 AO 统 AO AO
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）