浅谈一次调频与AGC.docx

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1、浅谈一次调频与AGC摘要：随着电网用电结构变化引起的负荷峰谷差逐步加大，而用户对电能质量 的要求却在不断提高，电网频率稳定性的问题越来越被重视。大容量火电机组需 要根据中调的AGC指令和电网的频率偏差参与电网的调峰、调频。为提高电网运 行的稳定性，降低电网频率的波动，增强电网抗事故能力，各电网公司相继制定 了“发电机组一次调频技术管理规定要求各发电厂严格按照规定进行改造落实参 数投入一次调频。下面简单介绍一次调频与AGC是如何实现调频功能。关键词：一次调频AGC调频1 一次调频对于电网中快速的负荷变动所引起的周波变动，汽轮机调节系统、机组协调 控制系统根据电网频率的变化情况利用锅炉的蓄能，自动

2、改变调门的开度，即改 变发电机的功率，使之适应电网负荷的随机变动，来满足电网负荷变化的过程这 就是一次调频。1.1 一次调频不等率一次调频不等率b定义为：是指机组调节系统给定值不变的情况下，机组功 率由O至额定值对应的转速变化量（n）与额定转速（n）的比值，通常以百分 数形式表示=n n 100%式中n一一机组空负荷时和满负荷时的转速差值，r/min；n 机组额定负荷值，MWo8的数值一般设置在3%6%, b值越小，在相同的频差下汽机调门的变化幅 值越大，反之则越小。本厂二期机组速度变动率为5%o机组负荷随电网频率变化的幅度很小，可按下式计算：其中：AN为一次调频负荷调整量（MWrmin）Ne

3、为机组额定负荷（MW）b为机组速度变动率（）ne为机组额定转速（r/min）本厂IOOOMW机组一次调频负荷调整量为即转速变化hmin, 一次调频应调整的负荷量为6.67MW。即相当于 40MW0.1Hz （40MW6 rpm）1.2 一次调频频率死区一次调频频率死区，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频 率死区。当频差信号在死区范围内时，频差信号切除，输出为OMW,机组不参 与一次调频；死区的设置是为了避免机组输出电功率频繁抖动，只有当频差信号 超出死区时，机组的一次调频回路动作参与调频。本厂二期机组一次调频

4、频率死 区为0.034HZ （2rmin）。一次调频负荷动作上限：60MW一次调频负荷动作下限：-60MW主要考虑如下：1）电网频率偏移500.034Hz开始调整，距地区电网要求的500.1Hz还有较 大裕量；2）火电机组负荷调整精度低，小范围调整负荷准确性差，允许有一定的偏差;3）转速测量、频率测量数据存在一定的误差和不确定性，设置死区可避开；4）减少机组不必要的负荷波动。1.3 迟缓率用来表征调节系统升降速阻力的大小，定义为在同一功率下最高和最低转速 之差，与汽轮机额定转速n之比。越大，说明汽轮机转速变化到调节阀动作时 间越长，严重时造成转速摆动，频率变化。1.4 响应滞后时间及稳定时间机

5、组参与一次调频的响应滞后时间（似），目的是要保证机组一次调频的快 速性。机组参与一次调频的稳定时间（tl）,应符合有关标准要求。1.5 机组一次调频应满足的技术要求1）机组调速系统转速不等率（速度变动率）不高于5%；1.6 一次调频的人工死区控制在0.034HZ （2rmin）3）电液调节控制系统的火电机组，其调速系统的迟缓率小于0.07%。4）额定负荷500MW及以上的火电机组，限制幅度不小于机组额定负荷的6% ；5）当电网频率变化超过机组一次调频死区时，机组响应时间应小于等于3秒。1.6一次调频参数设置：1000MW机组一次调频频率-负荷修正函数及曲线设置如下：1.6 一次调频的实现：我厂

6、机组一次调频控制方式为DEHCCS,即DEH内额定转速与汽轮机实际转 速差通过一定函数计算后直接动作高调门；CCS接收DEH发送的转差信号，经过 死区处理后将转差与K=6.67MWrmin相乘得出的一次调频负荷，叠加到协调控 制回路的主调节器上，补偿汽机负荷变化对锅炉的影响，使负荷满足电网要求。 一次调频动作后，只要AGC或CCS投入运行，则当频差回到正常范围后，在AGC 或CCS给定功率的作用下，发电机有功功率将会自动调回到给定功率下运行。在 锅炉自动方式下，一次调频动作后，必然要开大或关小调门，从而引起主汽压力 变化，此后锅炉主控制器将根据压力变化来自动调整风、煤，以维持主汽压力。 补偿的

7、调频功率部分不受运行设置的负荷上下限和负荷变化率的限制。对于投入 AGC的机组，在电网频率超过500.05HZ时，应能暂时闭锁不利于频率恢复的 AGC指令，直到机组一次调频作用结束或暂停时间超过45秒。运行监视的DCS画面没有设一次调频投切按钮，在热工一次调频投/切逻辑中, 取得是CCS投切信号，即CCS投入，则一次调频自动投入，否则自动切除。2 AGC （二次调频）一次调频与AGC （二次调频）都能改变发电机组的负荷，从而调节电网频率, 维护电网的稳定区别在于二者的响应方式和响应时间不同一次调频是由于汽轮 机调速系统的自身特性，使机组负荷随着电网频率的变化相应增减，发电负荷与 供电负荷相适应

8、，从而稳定了电网频率AGC是在电网频率波动后，由调度系统发 出指令，使电网发电负荷与供电负荷相适应，维持电网稳定在调频过程中，一次 调频利用锅炉蓄热，直接由汽轮发电机组自动实现的，负荷增减很快；AGC是通 过电网调度系统和机组协调系统实现，反应时间较长，负荷增减相对较慢一般来 说，一次调频属于有差调节，AGC属于无差调节AGC是在单元机组协调控制系统 基础上实现的，是负荷的闭环控制以下是AGC的原理框图：在协调控制系统（或AGC）下，机组的负荷和机前压力均为闭环控制，实现 了机组负荷和机前压力的精确调节在这种情况下若网频发生波动超过一次调频调 节死区，一次调频将会迅速动作进行相应的负荷加减，而

9、随后协调控制系统（或 AGO为了维持负荷的稳定将会对负荷进行反方向的调节从而导致一次调频量不足，达不到规定的调整 量此时我们可以通过将调频量引入到协调控制系统的指令回路来克服以上不足， 见下图：从上图可知一次调频动作时，协调控制系统负荷指令将相应增加从而汽机主 控维持输出指令基本不变，保证了一次调频的持续性。3结束语广东电网口峰谷差大、负荷变化快、而且受天气影响较大，调频压力大，一 次调频和AGC运行是保障电网安全、提高电能质量的重要措施，是发电机组并网 运行和参与市场运营的必备条件。因此，运行人员理应熟悉掌握一次调频和AGC 的工作原理，保证一次调频和AGC安全可靠运行。参考文献：尹峰.CCS参与的火电机组一次调频能力试验研究J.中国电力，2005, 38 （3） ： 74-77.戴义平，赵婷，等.发电机组参与一次调频的特性研究J.中国电力， 2006, 39 （11） ： 37-41.3广东电网发电机组一次调频运行管理规定，广东省电力调度中心， 2007舁5月.4南方区域发电厂并网运行管理实施细则，南方电监市场（2008）10 号南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则，南方电监市场（2008） 10号.