西北电网AGC调频方式及频率指标分析
围 内 ， 需 调 节 10.77 秒 ， 较 正 常 方 式 的 调 节 时 间 减 少 了 35.63 秒 。 年 频 率 合 格 率 为
99.9999658%，合格率损失 0.0000341%。
各种运行方式下，最大机组跳闸时对频率合格率的影响如下表 2。
表 2 各种情况下 AGC 可调容量、调节速率、调节时间及频率合格率损失对比表
电网频率的作用，只能依靠 AGC 的作用使电网频率快速恢复，所以 AGC 的调节效能直接影响
着电网频率合格率。
3 提高西北电网频率合格率指标的几点改进建议
鉴于上述分析结果，提高西北电网频率合格率应从以下几个方面展开工作： 1、 提高机组运行稳定水平，减少大机组跳闸、甩负荷情况发生。保证机组稳定运行是 电网安全、稳定的先决条件，是电网频率高质量的基础。 2、 将西北四省现有的 AGC 控制目标定为 TBC 模式，控制策略采用 CPS 考核标准下控制 策略，以提高各省 AGC 对全网频率的贡献。为了减少网、省因频率采样不同时而造成超调、 欠调的问题，统一由网调计算各控制区的 ACE，通过计算机通信将各省的 ACE 下发至各省的 EMS 系统。网调根据系统频率和网、省调 AGC 可调容量的大小以及设定的 ACE 死区门槛值确 定各省（AGC）有功功率调节量。 3、 进一步完善新建火电机组的机炉协调系统和水电机组的调速系统，使之尽早发挥自 动发电调节功能，增加全网 AGC 的可调容量和调节速率。 4、 最大限度发挥并网机组的一次调频功能，与全网 AGC 功能相互配合，提高电网频率 控制质量。 5、 在 AGC 对功率进行调节时，机组分配策略应根据 ACE 在正常区域、次紧急区域时采
第二十九届中国电网调度运行会收录论文全集
西北电网 AGC 调频方式及频率指标分析
宋英 吴国伟 李炜东
（西北电力调度通信中心 西安 710048 ）
摘要： 随着西北电网装机容量不断增长，对电网的安全稳定运行要求也越来越高, 本文根据西北电网目前 AGC 运行状况，就电网异常情况下，现有 AGC 可调容量和 调节速率对电网频率合格率影响情况进行分析，认为西北电网网省调 AGC 控制采 用 CPS 考核标准下的 TBC 控制模式，是提高西北电网频率合格率指标的有效措施。 关键词 ：AGC 可调容量 调节速率 年频率合格率 CPS
秒，年频率合格率为 99.99929%，合格率增长 0.00054%；
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z 按方式（3）的可调速率计算，调节时间为 133.3 秒钟，较正常方式减少 262.7 秒， 年频率合格率为 99.99958%，合格率增长 0.00083%；
z 按方式（4）的可调速率计算，调节时间为 113.8 秒钟，较正常方式减少 282.2 秒， 年频率合格率为 99.99964%，合格率增长 0.00089%。
改善，并达到或赶上国内其它区域电网的频率指标。
（3）2004 年西北电网开展一次调频工作，对全网部分机组一次调频性能进行了测试，
参与一次调频的水、火电机组约 16 台，所有参与试验的机组均投入一次调频功能，西北电网
AGC 不投入，公伯峡水电厂 2 号机组带 200MW 出力切机，系统频率在 9 秒钟内从 50.02HZ 降
运行方式
最大机组 （400MW）跳闸频 率下跳 0.348HZ
网调正常方式 理想状况下
网 、省 AGC 机 组 50%
容量投 AGC
可调容量 （MW） 500 1220
1626
调节速率 （MW/分）
220 388
654
调整时间 （秒/次）
46.4 26.32
15.61
年合格率损失 （%）
0.0001471 0.0000834
1 西北电网 AGC 调频运行现状
西北网调所直调的九座电厂均为西北电网大型水、火电厂，大多数机组具备 AGC 功能， 从地理位置上分布在陕西、甘肃、青海、宁夏四省。大型水电厂是西北电网主力调频厂，它 是 AGC 最为宝贵的资源，对西北电网频率质量的控制有着重要的意义。火电机组仅用于电网 调峰。
截止 2004 年底，西北网调直调电厂中，具备投入 AGC 运行条件的发电机组容量为 6150MW， AGC 可调容量为 2440MW，AGC 可调容量占全网统调容量的 10.3%，陕、甘、宁电网的 AGC 实际 可调容量分别占各省（区）装机容量的 2.8%、11.3%和 2.6%。目前西北电网五省（区）中， 除青海省调外，陕、甘、宁、新四省的 EMS 系统都具备 AGC 功能（新疆为独立电网），其控制 模 式 均 具 备 定 联 络 线 交 换 功 率 控 制（ F T C ）和 定 联 络 线 与 频 率 偏 差 控 制（ T B C ）。西 北 网 调 现 行 AGC 功能采用定频率控制模式（FFC），各省（区）AGC 功能采用定广义联络线交换功率控制模 式 （ F TC ）。
表 3 2004 年机组跳闸频率越限时间对应各种运行方式的调节时间与频率合格率比较表
2004 年电网机组
投入容量
可调容量 （MW）
调节速率 （MW/分）
调整时间 （秒）
年合格率%
跳闸频率越限
网调正常容量
500
220
396
99.99875
396 秒，折 合有
理想状况下
1220
388
224.7
99.99929
现就上述问题分别进行讨论如下： （1）2004 年度西北电网年频率合格率为 99.9985%，因机组跳闸引起电网频率越限时间 约为 396 秒钟，占全年频率不合格时间（479 秒）的 82.67%，因电网系统试验造成的频率越 限时间仅为 43 秒，占全年频率不合格时间的 8.97%。由此可见，大机组非停是影响电网频率 合格率指标的主要原因，因而减少机组故障跳闸、加快电网在异常情况下频率的快速恢复是 电网频率质量的保证。 （2）经实际测试，当西北电网有功功率出现 100MW 的差额时，就会产生 0.0875HZ 的频 偏，电网频偏系数为 115MW/0.1HZ。在系统异常情况下，单台最大机组（400MW）事故跳闸， 导致电网频率下降 0.348HZ，若将频率调节到频率考核范围内(50.0±0.2HZ)，需调整 0.148HZ 的频率偏差值，折合有功功率为 170.2MW。以下就电网频率异常时不同运行方式下对 AGC 恢 复系统频率时间进行讨论。 （a）按电网的正常运行方式，参与 AGC 调频机组一般为网调直调电厂机组（一台 400MW、 二台 300MW 机组），可调容量为 500MW，调节速率为 220MW/分，需调整时间为 46.4 秒。仅此 一次跳闸，年频率合格率降为 99.99985%，合格率损失 0.0001471%，若按十次异常统计，年 频率合格率降为 99.9985%，可见这种调节速度是远远满足不了电网稳定运行和频率考核要求
3360MW，其中，火电机组容量占 82.14%，水电机组容量占 17.86%。如果将全部容量（6360MW）
的 50%纳入 AGC 控制，可增加 AGC 可调容量 3180MW，提高调节速率 112MW/分，系统频偏系数
约为 131MW/0.1HZ。那么单台 400MW 机组跳闸，周波将下跳 0.305HZ，若将频率调节到考核范
则需要调节时间为 15.61 秒，较正常方式的调节时间减少了 30.79 秒。年频率合格率为
99.9999504%，合格率损失 0.0000494%。
（d）目前全网尚未投入 AGC 的大容量机组有公伯峡电厂 2×300MW、蒲城电厂的 4×300MW、
宝鸡二厂的 4×300MW（共计 3000MW）和 2005 年底前新建电厂机组。新建电厂机组容量总计
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的。
（b）理想状态下，将网调所有具备 AGC 功能的水、火电机组的 50%可调容量参与调频，
那么，调节容量为 1220MW，调节速率为 388MW/分，则调节时间为 26.32 秒, 较正常方式调节
时间减少了 20.08 秒。年频率合格率为 99.9999165%，合格率损失 0.0000834%。
1、 因电网大容量机组跳闸和负荷异常波动引起频率越限，特别是新投运机组，由于机 组设备性能不稳定、机组参数设置不当等因素，影响机组运行的稳定性，使机组解列现象时 有发生。
2、 由于现有 AGC 可调容量和调节速率有限，在频率异常情况下，单纯依靠 AGC 的作用 是无法在短时间内快速恢复电网频率。
3、 因参与一次调频的电厂和机组数量和调节容量有限，与 AGC 的相互配合上又存在协 调一致问题，无法有效发挥一次调频的作用。
功 1453MW
网、省 AGC 机组 50%容量投 AGC 1626
654
133.3
99.99958
加入新投运机组
4806
766
113.8
99.99964
从以上分析可清晰看到，按 2004 年电网机组跳闸引起频率越限的情况，AGC 以不同的运
行方式和调节速率进行调节，会产生不同的调节效果，进而使年频率合格率得到不同程度的
0.0000494
400MW 机 组 跳 闸 全网加入新投运机
频 率 下 降 组,频偏系数为
4806
766
10.77
0.0000341
0.305HZ
131MW/0.1HZ
从以上分析可看出：增加参与全网调频机组的可调容量，加大 AGC 的调节速率，可有效
缩短电网在异常情况下的频率恢复时间，提高系统年频率合格率。但在影响电网年频率合格
率指标的这两大因素中调节速率的大小起着主要作用。根据表 2 新建机组加入 AGC 可控容
量后，全网可调容量增加 3180MW，比原全网可调容量 1626MW 增加近二倍，而调节速率仅增
加 17.1%，增长比例小，其原因是增加的调节容量中火电机组容量比例大，影响调节速率的
agc调频指标
agc调频指标
AGC调频指标是自动增益控制（Automatic Gain Control，AGC）系统中的一个重要参数，用于调节系统的增益以保持输入信号的恒定幅度。
AGC系统通常用于调频（FM）接收机中，以提供稳定的音频输出。
AGC调频指标通常包括以下几个方面：
1. 增益范围（Gain Range）：指AGC系统能够调节的增益范围。
增益范围越大，AGC系统对输入信号的幅度变化的适应能力越强。
2. 响应时间（Response Time）：指AGC系统对输入信号幅度变化的响应速度。
响应时间越短，AGC系统对幅度变化的响应越快。
3. 稳定性（Stability）：指AGC系统在稳态条件下的增益稳定性。
稳定性好的AGC系统能够在输入信号幅度变化时保持输出信号的稳定幅度。
4. 音频失真（Audio Distortion）：指AGC系统对输入信号进行增益调节时引入的失真。
音频失真越小，AGC系统对输入信号的幅度调节越准确。
AGC调频指标的选择取决于具体应用场景和要求。
不同的应用场景可能需要不同的增益范围、响应时间和稳定性等指标。
火电机组一次调频及AGC全网试验分析
及整体动作性能对于保障系统频率安全至关重要 。
新 疆 与西 北 主 网成 功实 现 联 网运 行 后 ， 西 北全 网 的负荷频 率效应 发 生变化 。为 了摸清 网内机 组一 次调 频投 运 情况 及 动作 性 能 ， 实 际测 试 电 网负 荷 频 率 效应 ， 准 确 掌 握 电 网频 率 特 性 ， 有 必 要 在 全 网范 围内开 展一 次 调频试 验 ，收集 相 关数 据 进行 分析 ， 查 找一 次调 频存 在 的薄 弱 点 和主 要 问题 ， 提 出必要 的整 改措 施 ，促 进 全 网一 次 调 频 工作 水 平 不 断 提 升 。通 过全 网一次 调频 试 验 ， 可 以重 新 测算 全 网负 荷 频率 效应 指 标 ， 检验 网调直 间 调 电厂 一 次调 频 动 作性能， 发 现 问题 ， 查 找不 足 ， 并 提 出行 之 有效 的整
（ １ ． 西北 电 网有 限公 司 ，陕西 西安 ７ １ ０ ０ ４ ８ ； ２ ． 陕 西 电力科 学研 究 院 ，陕西 西安 ７ １ ０ ０ ５ ４ ； ３ ． 华 能陕 西 秦岭发 电有限公 司 ，陕 西 华 阴 ７ １ ４ ２ ０ ６ ）
Ａｎ ａ ｌ ｙ ｓ ｉ ｓ ｏ ｆ Ｔｈｅ ｒ ｍａ ｌ Ｐｏ ｗｅ ｒ Ｕｎ ｉ ｔ Ｐｒ ｉ ｍａ ｒ ｙ Ｆｒ ｅ ｑ ｕｅ ｎ ｃ ｙ Ｒｅ ｇ ｕｌ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ａ ｎ ｄ ｔ ｈｅ
改 计划 和措 施 ， 更 加科 学 地指 导并 提升 全 网机 组 一
ａ ｎ ｄ ＡＧ Ｃ ｔ ｅ ｃ ｈ ｎ ｏ ｌ ｏ ｙ ．Ｂ ｇ ｙ ｔ ｅ ｓ ｔ ｉ ｎ ｇ，ｉ ｔ ｉ ｓ ｆ ｎ ｕ ｎ ｄ ｔ ｈ ａ ｔ ｔ ｈ ｅ ｐ ｉｍａ ｒ ｙ ｒ ｒｅ ｆ ｑ ｕ ｅ ｎ ｃ ｙ ｍｏ ｄ ｕ ｌ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｐ ｅ ｒ ｆ ｏ ｒ ｍａ ｎ ｃ ｅ ｓ ｕ ｂ ｓ ｔ ａ ｎ ｔ ｉ ａ ｌ ｌ ｙ ｄ ｉ ｆ ｆ ｅ ｒ ｓ ｆ ｒ ｏ ｍ ｕ ｎ ｉ ｔ ｓ ｏ ｆ ｅ ａ ｃ ｈ ｐ ｏ ｗ ｅ ｒ ｐ ｌ ａ ｎ ｔ ，ａ ｎ ｄ ｓ ｏ ｍｅ ｕ ｎ ｉ ｔ ｓ ｆ ａ ｉ ｌ ｔ ｏ ｍｅ ｅ ｔ ｔ ｈ ｅ
浅析水电厂一次调频与AGC的配合
浅析水电厂一次调频与AGC的配合发表时间：2016-11-09T14:07:01.293Z 来源：《电力设备》2016年第17期作者：王磊褚召伟[导读] 某水电厂位于黄河上游，共安装5台大型水轮发电机组，全厂总装机容量为1350MW，是西北电网重要的调峰调频厂。
（刘家峡水电厂甘肃永靖 731600）摘要：简要介绍了一次调频和自动发电控制的原理，结合其在某水电厂运行过程中出现的长时间运行在振区，一次调频和自动发电控制交叉动作等问题，给出了的改进方法。
关键词：一次调频；自动发电控制；水电厂；振动区间1 概述某水电厂位于黄河上游，共安装5台大型水轮发电机组，全厂总装机容量为1350MW，是西北电网重要的调峰调频厂。
频率是电力系统重要的运行参数，是衡量电能质量的重要指标，频率变化对系统的安全可靠运行有重要影响。
电力系统负荷的不断变化导致系统频率波动，因此需要不断地调节发电机组的输出功率维持机组转速（频率）在规定的范围内，确保电网频率控制在合格的范围内。
电力系统频率的控制主要通过一次调频和二次调频实现。
一次调频主要是在动态过程中起到调节频率的作用，由发电机组调速系统自身的频率调节特性对电网频率变化进行自动调整，其特点是频率调整速度快，由调速系统的静态特性和动态调节实现。
一次调频能迅速减小或消除电网频率波动，提高电力系统抗干扰能力。
二次调频是通过参与调频机组或电厂的负荷调整，将偏离正常值的频率调整到要求稳定值[1]。
主要由电网自动发电控制（Automatic Generation Control，AGC）系统实现。
实施AGC可为电力系统的供需实时平衡服务，可以提高电网运行的经济性，降低运行人员的劳动强度[2]。
2 AGC与一次调频的控制原理2.1AGC控制原理电力系统的规模不断扩大，自动化调度方式在逐渐取代人工调度方式，越来越多的发电机组接入了AGC，由电网调度能量管理系统（Energy Management System，EMS）直接控制发电机组的出力。
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。
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。
拉西瓦700MW_大型水轮机组自动发电控制（AGC）调节性能提升分析
文章编号:1006 2610(2023)03 0094 05拉西瓦700MW 大型水轮机组自动发电控制(AGC )调节性能提升分析朱婧玮1,彭汝嘉2,韩霖飞3,彭维新4,秦会会4(1.兰州现代职业学院,兰州 730000,2.西安交通大学,西安 710000;3.东北电力大学,长春 130000;4.国家电投拉西瓦发电分公司,青海海南州 811700)摘 要:在碳达峰碳中和目标以及风光大基地规划建设的新形势下,西北电网新能源电量渗透率升至45%时,西北电网面临严峻的稳态频率调节挑战,需巨型水轮机组自动发电控制(AGC)调节控制西北电网稳态频率,其有功调节的响应时间与调节速率对于系统稳态频率控制具有重要的意义㊂通过研究拉西瓦700MW 大型水轮机组自动发电控制(AGC)调节各环节之间的相互关系,分析了调节过程中那个环节未及时响应,并针对未能及时响应的环节进行了分析和优化,最终可提升自动发电控制(AGC)的调节响应时间和调节速率㊂关键词:自动发电控制(AGC);响应时间;调节速率中图分类号:TK730.4;TM762.45 文献标志码:A DOI :10.3969/j.issn.1006-2610.2023.03.017Automatic Generation Control (AGC )Regulation Performance Improvementof Laxiwa 700MW Hydro Turbine UnitZhu Qianwei 1,Peng Rujia 2,HAN Linfei 3,Peng Weixin 4,Qin Huihui 4(nzhou Modern Vocational College ,Lanzhou 730000,China ;2.Xi'an Jiaotong University ,Xian 710000,China ;3.DongBei Power University ,Changchun 130000,China ;4.State Power Investment Laxiwa Power Generation BranchChina ,Qinghai 811700,China )Abstract :Under the new situation of carbon peaking and carbon neutrality goals and the planning and construction of large-scale wind and solar bases ,when the new energy power penetration rate of northwest power grid rises to 45%,northwest power grid faces severe challenges of steady-state frequency regulation ,and the automatic power generation control (AGC )of large-scale hydro turbine units is required to regulate and control the steady-state frequency of northwest power grid ,and the response time and regulation rate of active regulation are of great significance for the steady-state frequency control of the system.In this paper ,the correlation among the automatic power generation control (AGC )regulation system of Laxiwa 700MW hydro turbine unit is studied ,the link that does not respond timely in the regulation process is analyzed and optimized ,which improves the regulation response time and regulation rate of automatic power generation control (AGC ).Key words :Automatic Generation Control (AGC );response time ;regulation rate 收稿日期:2023-02-25 作者简介:朱婧玮(1980-),女,湖北省武汉市人,副教授,主要从事电气工程自动控制方面研究工作.0 前 言在碳达峰㊃碳中和目标以及风光大基地规划建设的新形势下,西北电网新能源占比进一步提高,成为西北地区第一大电源,西北电网也将因此成为全国新能源装机第一的区域电网,建成中国首个区域新型电力系统㊂然而,新能源风电㊁太阳能等可再生能源有间歇性和波动性的弱点,系统转动惯量不足,对系统稳态频率调节能力下降㊂不平衡有功功率冲击下,电网频率变化幅度大,频率越限和失稳风险加剧,甚至引起汽轮机超速保护动作[1]㊂必须要充分发挥巨型水轮机组自动发电控制(AGC)调节功能,提升调节响应时间和调节速率,调节控制系统稳态频率㊂49朱婧玮,彭汝嘉,韩霖飞,彭维新,秦会会.拉西瓦700MW 大型水轮机组自动发电控制(AGC )调节性能提升分析===============================================稳态频率调节,一种是无差调节,即负荷变动时,原动机的转速和频率保持不变,一种是有差调节,即负荷变动时,原动机的转速和频率将有所变动,随负荷增大而降低;依靠调速器进行一次调整只能限制周期较短㊁幅度较小的负荷变动引起的频率偏移,负荷变动周期较长㊁幅度较大的调频任务需远离负荷中心且要实现无差调节以及调节功率大的巨型水轮机组自动发电控制(AGC)调节控制,响应时间和调节速率要快㊂拉西瓦水电厂装有6台700MW混流式水轮发电机组,承担西北电网第一调频调峰的任务,AGC 功能集成于监控系统中,目前厂内调速器为开度控制模式,监控系统下位机PLC实现功率闭环;自动发电控制(AGC)投单机调频模式,由调度侧主站发出调节指令进行机组有功调节,控制系统频率在50±0.02Hz范围之内[2]㊂本文通过记录监控系统上位机接收到调度下发的机组有功目标值的时间㊁监控系统现地LCU控制运算开出脉冲时间㊁电调系统接收脉冲运算后接力器位移变化的时间和位移量㊁以及机组有功变化的时间和幅值,研究巨型水轮机组自动发电控制(AGC)调节各环节之间的相互关系,分析调节过程中那个环节未及时响应,并针对未能及时响应的环节进行了分析和优化,旨在提升自动发电控制(AGC)的调节响应时间和调节速率㊂1 AGC控制原理网调侧AGC主站根据系统频率计算机组有功目标值,通过104通讯下发机组有功目标值至厂内监控系统上位机,上位机经过解析下发到监控系统下位机[3],下位机PID运算后通过继电器发增减负荷令到调速系统,调速系统通过调节导叶控制过机流量,实现调节机组功率响应目标值㊂监控系统上位机每一秒通过104通讯上送机组当前实时功率值给网调主站㊂整个调节过程如图1所示㊂2 影响电厂侧AGC性能的主要因素分析 根据西北网调对机组AGC性能要求,水电机组AGC响应时间(从调度AGC主站下令到机组有功功率向正确方向响应的时间)不大于10s,小指令调节(调节量不大于25%机组容量)调节速率不低于25%P n/min,大指令调节(调节量大于25%机组容量)调节速率不低于50%P n/min㊂图1 水电厂AGC调节过程拉西瓦水电厂AGC响应时间长,大于10s;低负荷工况时,调节速率较慢,低于50%P n/min㊂以拉西瓦水电厂2号机组为例,表1为2号机组AGC 优化前所进行的AGC试验的测试结果㊂表1 拉西瓦水电厂2号机组优化前AGC试验结果有功目标值设定/MW超调量/MW响应时间/s调节速率/(%P n㊃min-1) 150→2309.413.052.14 230→14013.815.057.71 120→17013.816.018.71 150→1108.914.030.00 100→20013.115.049.14 500→5301213.035.00经分析,拉西瓦水电厂AGC存在问题原因分析如下:(1)下位机不能接收相同的负荷设定值,调度主站收到的功率反馈曲线存在3~5s的 平台”现象,即功率在3~5s测值无变化,影响调度端评估机组AGC的响应时间性能;(2)监控系统AGC有功控制与一次调频关系不协调;由于调速器为开度控制模式,功率闭环在监控系统下位机PLC实现,一次调频动作时有功调节量和AGC机组有功目标值不能在调速器或监控系统实现叠加,监控系统下位机PLC功率闭环会拉回一次调频动作的机组有功调节量,影响AGC功能响应时间和调节速率,同时影响一次调频的响应积分电量㊂(3)拉西瓦水电厂6台机组优化前下位机PID 参数K P=8㊁K I=0㊁K D=0㊂监控系统只能通过优化K P参数来提升AGC调节品质,K I㊁K D参数设定均无59西北水电㊃2023年㊃第3期===============================================法达到预定结果,反而会导致机组调节不稳,通过机组各负荷段调节情况进行对比,机组在相同参数下,各负荷段和不同调节量下进行功率调节,出现响应时间长㊁调节速率慢的情况不尽相同㊂(4)6台机组均存在有功调节超时导致退出PID 有功调节㊂下位机PLC 收到上位机下发的有功目标值后,若在180s 内未能检测到功率调整至AGC 死区且上位机未下发新的有功目标值,PID 有功调节则会超时退出㊂(5)拉西瓦水电厂1㊁2㊁3号机组共用1个尾水调压井,4㊁5㊁6号机组共用1个尾水调压井,2㊁3号机组功率波动与尾水压力脉动曲线如图2㊁3所示㊂由图2㊁3可知,尾水压力脉动造成机组有功功率波动较大[4]㊂由于尾水压力脉动造成的机组功率波动可达20~30MW,当功率波动幅值超出调度端AGC 死区(±1.5%P n )时,调度端会再次下发与前次指令相同的有功目标值㊂图2 2号机组功率波动与尾水压力脉动曲线图3 3号机组功率波动与尾水压力脉动曲线 (6)拉西瓦水电厂各机组日调节频次高达2500次左右,调频次数偏多[2],导致水轮机导水机构磨损加剧,机械死区变大㊂由于拉西瓦水轮发电机组运行水头高达205m,机组转动惯量高达131000kg㊃m 2,受水轮发电机组特有的性能影响,无法满足短时间内不同方向的两次快速响应,导致第二个方向的有功调节响应时间会出现大于10s的情况,调节性能降低㊂各台机组短时间内需完成2个不同方向的有功调节,以拉西瓦水电厂1号机组为例,1号机组有功调节指令从228.5~206MW,5s 内接力器行程从42.13%调整至40.43%,机组有功稳定228.5MW 左右;10s 内接力器行程从42.13%调整至38.37%,机组有功稳定228.5MW 左右;10s 后,机组有功功率才开始响应变化㊂调节过程如图4所示㊂图4 1号机组有功228.5~206MW 调节过程69朱婧玮,彭汝嘉,韩霖飞,彭维新,秦会会.拉西瓦700MW 大型水轮机组自动发电控制(AGC )调节性能提升分析===============================================3摇AGC优化策略(1)修改监控系统下位机PLC程序通过修改监控系统下位机PLC程序,优化了上位机远动装置104组播程序,使得监控下位机可以接收相同的负荷设定值,并消除了功率曲线的 平台”现象㊂(2)优化AGC与一次调频协调逻辑由于拉西瓦水电厂AGC控制系统频率在50±0.02Hz范围之内,水电机组一次调频人工死区是50±0.05Hz,调频模式下AGC优先,所以,下位机PLC程序中PID有功功率调节闭环到有功目标值进入死区10s后开环,这时若一次调频动作则正常调节,AGC不把机组有功目标值拉回原目标值;一次调频动作过程中下位机PLC接收到新的AGC指令,PID有功功率调节闭环,功率调节目标值以新的调度AGC指令为目标值进行调节㊂因此,PID有功功率调节开环时一次调频能正确响应,PID有功功率调节闭环时和一次调频动作调节的机组有功目标值方向一致,互相是有益促进㊂(3)差异化设置首开脉冲脉宽根据不同调节量㊁调节方向㊁功率测量源,设置不同首开脉冲(收到调度主站有功目标值后,开出的第一个脉冲)的脉宽,提升机组有功调节响应时间㊂具体参数设置如表2所示㊂表2 拉西瓦水电厂AGC首开脉冲开出逻辑机组首开脉冲脉宽设置1号(1)7MW<ΔP<30MW时,若此时为增负荷指令,首开脉宽1s,若此时为减负荷指令,首开脉宽0.8s (2)ΔP>30MW时,首开脉宽2s2号(1)7MW<ΔP<30MW时,若此时测量源为变送器,首开脉宽0.8s;若此时测量源为交采,首开脉宽1s (2)ΔP>30MW时,首开脉冲2s3号(1)7MW<ΔP<30MW时,首开脉冲1s(2)ΔP>30MW时,首开脉冲2s5号(1)7MW<ΔP<30MW时,首开脉冲0.8s(2)ΔP>30MW时,首开脉冲2s6号(1)7MW<ΔP<30MW时,首开脉冲1s(2)ΔP>30MW时,首开脉冲2s(4)分段设置PID参数根据不同工况以及不同调节量,设置不同下位机PLC程序K P参数来保证调节的快速与稳定性[5]㊂后续脉冲(首开脉冲之后其余的脉冲)的脉宽,计算公式如下:T=T period×K P×ΔPP n(1)式中:T为脉冲脉宽;T period为AGC调节周期,拉西瓦水电厂AGC调节周期为4s;K P为比例系数,具体参数设置详见表3;ΔP为调节量,即本次指令目标值与当前实发功率的差值;P n为机组额定功率,拉西瓦水电厂单机额定功率为700MW㊂表3 各台机组AGC中K P值设置机组负荷范围/MW K P1号0≤P≤240且ΔP≤300≤P≤240且30<ΔP≤900<P≤240且ΔP>90P>500且ΔP≤30P>500且30<ΔP≤90P>500且ΔP>904.84.54.83.823 2号0≤P≤240且ΔP≤300≤P≤240且30<ΔP≤900<P≤240且ΔP>90P>500且ΔP≤30P>500且30<ΔP≤90P>500且ΔP>90443.24.52.53.4 3号0≤P≤240且ΔP≤300≤P≤240且30<ΔP≤900<P≤240且ΔP>90P>500且ΔP≤30P>500且30<ΔP≤90P>500且ΔP>9044.53.84.52.52.5 5号0≤P≤240且ΔP≤300≤P≤240且30<ΔP≤900<P≤240且ΔP>90P>500且ΔP≤30P>500且30<ΔP≤90P>500且ΔP>905.54.344.32.22.5 6号0≤P≤240且ΔP≤30 4.06号0<P≤240且ΔP>90P>500且ΔP≤30P>500且30<ΔP≤90P>500且ΔP>902.342.23.2 (5)采用调节有功实际值监控系统功率闭环逐渐与目标值差值小于有功死区±8MW[6],调节过程中存在机组有功目标值与实际值偏差较小时,PID运算后脉宽小于200ms,同时由于PLC程序中PID最小脉宽设值为200ms,这时PLC将不开出脉宽进行有功调节,有功实际值与目标值差值大于死区±8MW,影响调节速率,同时发生有功调节超时退出PID程序,将PLC程序中PID最小脉宽由200ms改为0ms,在调节超时保护判断中增加 P.SET_VALUE=P.SET_VALUE_ OLD”,如图5所示㊂79西北水电㊃2023年㊃第3期===============================================图5 调节超时保护程序示意图 (6)提高开度给定操作速率在测试过程中可见6号机组调节速率较其他机组慢,发现其他机组调速器上的 开度给定操作速率”参数为2.0%P n /s,将6号机组调速器上的 开度给定操作速率”参数由1.5%P n /s 增至2.0%P n /s,调速器 开度给定操作速率”整定窗口如图6所示,与其他机组统一,提高了调节速率㊂图6 调速器 开度给定操作速率”整定窗口4 AGC 优化后应用效果通过进行厂内AGC 试验,对试验数据分析,结果表明,在调速器开度模式下,对监控进行上述优化后,响应时间明显缩短,调节速率明显加快㊂在统计的30次试验数据中,响应时间均在5s 以下,平均为3.46s,调节速率均在50%P n /min 以上,平均为104%P n /min㊂图7为3号机组功率从580MW 增至620MW 的调节过程,此次调节响应时间为4.2s,调节速率为144%P n /min㊂图8为5号机组功率从210MW 减至170MW 的调节过程,此次调节响应时间为2.8s,调节速率为136%P n /min㊂图7 3号机组580→620MW调节过程图8 5号机组210→170MW 调节过程5 结 语对巨型水轮机组自动发电控制(AGC)调节性能提升的几个重要影响因素进行了分析和试验㊂评估厂内试验数据与实际运行效果,优化后缩短了AGC 响应时间,响应时间合格率从92%提升至98%,提升了调节速率,小指令调节(调节量不大于25%机组容量)调节速率从每分钟机组容量17%提升至每分钟机组容量25%,一方面对稳定系统稳态频率消纳新能源电量起到了关键作用[4],一方面避免了 两个细则”中对响应时间和调节速率的考核㊂参考文献:[1] 何常胜,董鸿魁,翟鹏,等.水电机组一次调频与AGC 典型控制策略的工程分析及优化[J].电力系统自动化,2015(03):146-151.[2] 佘晓军.蜀河水力发电厂自动发电控制的应用[J].西北水电,2012(06):81-82.[3] 冯汉夫,杨云峰,马琴,等.拉西瓦水电站计算机监控系统设计[J].西北水电,2010(02):60-65,68.[4] 王念仁,李军,李勋城,等.水电机组AGC 控制策略优化与试验分析[J].西北水电,2019(06):92-96,112.[5] 朱亮.自动发电控制在鲁布革水电厂的应用分析[J].西北水电,2014(01):71-73.[6] 白永福.西北电网并网水电站自动发电控制分析研究[J].西北水电,2016(06):81-84.89朱婧玮,彭汝嘉,韩霖飞,彭维新,秦会会.拉西瓦700MW 大型水轮机组自动发电控制(AGC )调节性能提升分析===============================================。
调频及AGC原理及表征指标
调频及AGC原理及表征指标摘要：本文介绍了调频背景及AGC调频机理，讨论了AGC响应效果评价指标及其对调频收益的影响，结果表明：综合指标K受到调节速率K1，响应时间K2以及调节精度K3的影响，K值越大，调频单位里程价格更高，调频里程更长，因此调频收益越高关键词：联合调频；AGC; 调节指标；调频收益1.概述频率、电压和波形等三项是表征电能质量的主要指标。
在稳态情况下，同一交流电力系统的频率是一致的。
当电力系统发电出力与系统负荷不平衡时，频率将随之发生变化。
因此，频率是最为敏感、最能直接反映电力系统有功功率平衡运行参数，也是电能质量指标中要求最为严格的一项指标。
所以，独立电力系统有功功率的平衡问题也就成了对系统频率的监视和对发电机功率的调节问题[1-6]。
当发电量小于用电负荷时，系统频率降低，反之升高。
电能具有瞬时特性，调度人员在任意时刻，都要努力实现发电与用电负荷相等，以此将频率调节在安全范围内，比如国内频率50Hz，3GW以上的大容量电力系统允许偏差为±0.2Hz，中小容量电力系统允许偏差为±0.5Hz。
2.频率及AGC原理2.1 调频及AGC调节过程频率变化受到用电负荷PL，发电量PG的双重作用，行业通常将频率随用电负荷PL的变化称之为负荷特性，将频率随发电量PG的变化称之为发电特性或机组特性。
负荷曲线与发电曲线的交叉点，为系统实时状态点。
如图1中的a、b、c、d点。
比如a点，发电量PG=负荷PL，频率保持在f，此时系统平稳运行，状态坐标为（f，PG，PL）。
图1 发电曲线与负荷曲线Fig.1 Generation curve and load curve对于电力系统而言，稳定是短暂的，用电负荷处于时刻变化中，假设在某一时刻，用电负荷PL突然增加到PL_h，若要维持频率f不变，理论上发电量由PG增加到PG_h ,达成新的状态点b（f，PG_h，PL_h）。
然而这一切都需要来自发电侧的响应。
西北地区两个细则解析
分最大不超过20分/万千瓦。
8
两L个O细G则O解读
运行 管理
风光电站AVC功能由于AVC设备故障Hale Waihona Puke 消缺等问题导致退出AVCA
功能的按每天1分/万千瓦考核。AVC月投运率应达到98%，每降 低1%按2分/万千瓦每月考核，调节合格率应达到90%，每降低
V
1%按1分/万千瓦考核。当与省地调形成闭环可免除电力调电费
03
造成电网事故每次按并网发电厂全厂容量2分/万 千瓦考核，未按时完成通信系统改造及问题整改 的，每月按全厂容量5分/万千瓦考核。事故时遥 信误动、拒动，每次按全厂容量1分/万千瓦考核； 正常运行时遥信频繁误动，每次按厂0.1分/万千 瓦考核，电能量采集终端中断或电量数据存在缺 陷，按0.3分/万千瓦每天考核。
一
运行管理实施细则解读
二
辅助服务管理实施细则解读
三
重点解读
2
两L个O细G则O解读
运行管理实施细则解读
总则 运行管理 技术指导管理
安全管理 检修管理
3
两L个O细G则O解读
总则
新建并网机组通过整套启动 试运行后纳入本细则管理。 本细则各条款规定的违规情 况，未经特别申明，均指由 发电企业责任引起的，非发 电企业责任引起的不予考核， 由相关调度机构负责责任认 定，发电企业有争议的，由 能源监管机构依法进行裁决。
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
AGC与一次调频解析
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 C
DO C S
S
AO
系
系统
AO 统
单 元 机 组
AGC速率 AO
AGC返回值 AO
电网调度中心（能 量控制系统）
电厂端
16
AGC概念（3）
17
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。
交流励磁双馈发电机变速恒频风电系统
4
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