AGC与一次调频交流.ppt

AGC与一次调频交流资料,湖北省电力试验研究院自动化所 2008-12,2,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），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。我国电 网频率变动允许范围为0.2Hz。电网频率变动范围是世界公认的电力质量三个指标中最重要的指标，关系国家经济发展全局。目前经济发达国家的电网频率变动允许范围为0.1Hz，日本 最严格，为0.08Hz。随着高新技术的不断发展，各国对电网频率允许变动范围的要求将越来越严格。,3,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。（PID 调节规律）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（CPS、SCPS）。,4,基本概念（3）,同步器的作用：单机运行时改变机组的转速，并网运行时改变机组的负荷,5,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。,6,电网调度中心（能量控制系统）,EMS,（）,RTU,DCS系统,MCS系统,微波通道,DI,DI,AI,DO,DO,AO,AGC请求,AGC解除,调度负荷指令（ADS）,AGC投入,.,机组实际功率,电厂端,单元机组,AGC概念（2）,7,与AGC相关的信号（DCS侧）,AGC概念（3）,8,AGC概念（4）,9,协调控制系统（1）,单元机组协调控制对象模型 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。,B锅炉燃料量；汽机调门开度；N机组输出功率；PT机前压力；,10,协调控制系统（2）,协调控制的运行方式：手动方式（BASE）机炉主站都工作在手动状态锅炉跟随方式（BF）机侧调整功率，炉侧调整压力汽机跟随方式（TF）炉侧调整功率，机侧调整压力机炉协调方式（COORD）机侧和炉侧同时进行压力和功率的调整，机炉主站在自动。COORD又区分以BF或TF为基础的COORD方式，对于一确定的单元机组在同一时刻只能选择其中的一种作为COORD负荷控制方式,11,协调控制系统（3）,现代协调控制系统的典型代表：直接能量平衡控制系统（DEB）直接指令平衡控制系统（DIB）,12,单元机组直接能量平衡控制系统（DEB）于1957年由LN公司首次提出，经多年改进和完善，最终推出了成熟的（DEB-）协调控制系统。DEB控制系统中采用了以下三个重要信号：,汽机一级压力对机前压力之比，代表了汽机调门的有效阀位。作为调门开度的精确测量，在汽轮机运行范围内具有线性特性。不受汽机阀门运行方式（单阀或多阀）、阀门本身的非线性或死区的影响，也不受锅炉侧的任何扰动或燃料系统存在问题的影响。,热量释放信号或热量信号。在燃煤汽包锅炉，用汽机一级压力P1加上锅炉蓄能变化（用汽包压力Pb的微分表示，K为锅炉的蓄热系数），间接代表了进入锅炉的燃料量，锅炉的输出热量。,机前压力定值乘以汽压比值为能量平衡信号，表征在定压或滑压等不同运行工况下汽机的能量输入，即汽机对锅炉的能量需求。不受锅炉侧扰动影响，因为在这种扰动下，汽机一级压力和机前压力变化是成比例的，比值不变。,直接能量平衡控制系统（1）,13,（1）以,为能量平衡信号的DEB方案,DEB协调控制系统，为以BF为基础的综合协调控制方式。,直接能量平衡控制系统（2）,14,缺点：在动态调节中，DEB的锅炉侧能量只在汽机调门动作后，主汽压力发生变化后才能做出响应，为适应锅炉热量的缓慢响应，汽机侧参数整定较慢，负荷动态迟延较大。,直接能量平衡控制系统（3）,15,现代火力发电单元制机组在一定的负荷变化范围内，其负荷控制指令与各个子系统的控制指令之间，在静态存在着线性（或折线）比例关系。因此，越来越多的协调控制系统采用了直接指令平衡控制策略，它结构简单，调试整定方便，响应快。直接指令平衡控制策略采用前馈指令+闭环校正方式。将单元机组协调控制直接指令送至锅炉主控和汽机主控，这种方式使得锅炉和汽机同时获得最快的负荷响应。功率修正和机前压力修正回路作为负荷变化后的滞后校正，使得机组在稳定工况获得准确的设定功率和设定机前压力。一般采用由汽机侧对功率回路进行校正，由锅炉侧对汽压进行校正，而当汽压偏差过大，锅炉的控制不能及时调整时，则由锅炉和汽机共同对汽压进行控制，保证汽压偏差不超过允许范围。,直接指令DIB控制系统（1）,16,直接指令控制系统（2）,17,锅炉子控制系统,汽机子控制系统,负荷控制回路,负荷指令限制回路,负荷指令运算回路,AGC来的ADS指令,A,f,MB,MT,p0,pT,NE,N0,NS,协调控制级,基础控制级,辅助控制功能,18,机组AGC基本技术要求,1、采用直吹式制粉系统的机组应达到以下基本性能指标要求：（1）功率偏差Lm 2.5%MCR（2）响应时间Tr 120秒（3）响应速率V 1.0%MCR/分钟2、采用中储式制粉系统的机组应达到以下基本性能指标要求：（1）功率偏差Lm 2.5%MCR（2）响应时间Tr 40 秒（3）响应速率V 2.0%MCR/分钟,19,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。）当机组处于滑压段运行时，滑压运行对负荷的适应性较差，这是因为机组在滑压运行时，锅炉蓄热能力将随参数的变化而变化，变化方向恰好与负荷需求方向相同；当需要增加负荷时，锅炉同时需要吸收一部分热量来提高参数，使其蓄热能力增加；反之，在降低负荷时，参数降低，释放蓄热。这两种结果都阻碍了机组对外界负荷需求的响应，降低了AGC响应速率。,AGC调节性能的改进与提高（1）,20,我们认为提高机组负荷响应速率的关键在于：调门的动态过开，合理利用锅炉的蓄热。系统在接到AGC负荷指令调节后，汽机调门不加任何迟延地迅速打开，并放宽限制汽机调门动作的压力波动允许值。根据不同负荷段实际功率对汽机调门阶跃响应的对象特性，确定汽机前馈指令的分段线性函数。根据工程整定经验，汽机指令在全过程中具有较好的线性度。,AGC调节性能的改进与提高（2）,21,采用锅炉动态预给煤指令的DIB系统由于锅炉发热量的改变有较大的迟延和惯性，为了提高机组负荷响应速率，通过适当加强锅炉指令的动态前馈，可以大大改善机组AGC的调节性能。锅炉动态预给煤指令的构成 锅炉直接燃料量指令，分段线性对应于机组负荷指令的总燃料量指令；补偿制粉与燃烧迟延的动态预给煤分量，根据对象特性确定；负荷偏差的纯微分环节，补偿锅炉初始纯迟延阶段的蓄热不足。,AGC调节性能的改进与提高（3）,22,AGC调节性能的改进与提高（4）,增强一次风量的前馈作用将负荷指令前馈信号同时作用于一次风量，利用运行中磨煤机内的蓄粉来快速响应负荷指令的需要，免去了制粉过程所耗费的时间。,23,一次调频概念,机组一次调频性能是指：电网频率发生偏离额定值时，机组出力的大小与机组运行参数是否稳定。传统上用汽机调速系统的速度变动率（转速不等率（空载转速减去额定负荷时的转速除以恩定转速的百分数）、调差系数）及迟缓率（死区）表示。当频差或转速差超过死区值时一次调频开始动作，机组一次调频能力的大小（输出功率与电网周波变化的比例）以速度变动率（调差系数）来表征。,24,静态特性示意,25,一次调频的技术要求（1）,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。机械、液压调节控制系统的火电机组和燃机fsq为0.05Hz。水电机组fsq为0.05Hz。二、转速不等率Kc火电机组和燃机的Kc为4%6%。水电机组的Kc不大于3%。三、最大负荷限幅100MW及以下的火电机组，限制幅度不小于机组额定负荷的8；100200MW的火电机组，限制幅度不小于机组额定负荷的10；210490MW的火电机组，限制幅度不小于机组额定负荷的8；500MW及以上的火电机组，限制幅度不小于机组额定负荷的6；水电机组参与一次调频的负荷限制幅度不小于机组额定负荷的10；,26,一次调频的技术要求（2）,四、一次调频的响应时间要求所有火电机组、额定水头在50米及以上的水电机组，其一次调频的负荷响应滞后时间，应小于4秒；额定水头在50米以下的水电机组，其一次调频的负荷响应滞后时间，应小于8秒；所有机组一次调频的负荷调整幅度应在15秒内达到理论计算的一次调频的最大负荷调整幅度的90%；在电网频率变化超过机组一次调频死区时开始的45秒内，机组实际出力与响应目标偏差的平均值应在额定有功出力的5%内。,27,一次调频的技术要求（3）,五、一次调频调速系统迟缓率机械、液压调节型：机组容量100MW，迟缓率要求小于0.4；机组容量100200MW（包括200MW），迟缓率要求小于0.2；机组容量200MW，迟缓率要求小于0.1；电液调节型：机组容量100MW，迟缓率要求小于0.15；机组容量100200MW（包括200MW），迟缓率要求小于0.1；机组容量200MW，迟缓率要求小于0.06；水电机组调速器的转速死区小于0.04。,28,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调频不投入，该方式的特点是负荷响应慢，经实践证明无法达到一次调频的目的；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,29,（-2，0）,（2，0）,（11，-M）,（-11，M）,负荷(%),转速(RPM)频差(Hz),（0.033，0）,（-0.033，0）,（0.183，-M）,（-0.183，M）,M=46%额定负荷,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)。,DEH侧逻辑修改,30,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,31,一次调频能力不足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。主蒸汽压力对机组一次调频能力的影响只是一个方面。部分机组的CCS仍然存在反拉现象。,一次调频过程中存在的问题,32,一次调频过程中存在的问题,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。,33,汽轮机轴向位移变化某机组在试验时发现汽轮机轴向位移突然较大幅度变化。这说明，该汽轮机轴向位移对轴向推力的变化非常敏感。一次调频试验时，频差信号发出瞬间，高压调门开度增大，汽轮机高压缸进汽量突然增加，引起调阀端轴向推力增加，打破了原来的轴向推力平衡，由于汽轮机中、低压缸对一次调频响应存在明显的滞后性，一次调频动作后的新工况下的汽轮机轴向推力的平衡还没有建立，再加上该机组汽轮机轴向位移对轴向推力变化的敏感性，在一次调频动作后其轴向位移随即发生较大变化也就不难理解；随着时间的推移，汽轮机轴向推力在新的工况下重新平衡，轴向位移也就重新恢复到原来的状态。,一次调频过程中存在的问题,34,汽轮机推力瓦温度变化大 一次调频动作时，汽轮机出现推力瓦温度大幅度变化的情况。具体表现为高压调门开大时（正频差），推力瓦工作面温度快速上升，高压调门关小时（负频差），推力瓦工作面温度快速下降；与此同时，汽轮机的轴向位移也同时发生改变 推力轴承温度改变的大小主要受两个因素的影响，一是平衡改变前汽轮机大轴与推力轴承的相对位置，二是汽轮机大轴的平衡力改变的大小。推力轴承座架、瓦架和油膜并非刚性，在推力盘的作用下会产生一定的弹性位移，一般情况下，在推力轴承允许的弹性位移范围内，汽轮机大轴与推力轴承的相对位置变化对推力轴承温度影响不大。由试验结果可知，正频差信号触发后，推力瓦工作面的温度立即快速上升，这说明这两台汽轮机在正常运行时推力轴承的弹性裕量很小，轴向位移的轻微变化会在推力轴承温度上立刻反应出来。,一次调频过程中存在的问题,THANKS FOR EVERYONE！,谢谢！,