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。

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。

2.3 AGC 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A GC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

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2 AGC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：

① EMS控制站的扫描周期

②数据的通讯与A/D、D/A转换过程

③ DCS的数据扫描与处理周期

④协调控制系统的控制指令的运算

⑤汽轮机和锅炉对负荷的响应过程

⑥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。