电网电压频率调整一次调频及AGC介绍

1、,电网电压、频率调整、一次调频及AGC介绍,调度规程中关于频率及AGC的相关内容,频率的正常调整 自动发电控制（AGC）装置的运行管理 低频减载装置的运行管理,该内容在调度规程第五章，分为三个小节,频率的正常调整,东北电力系统的额定频率为50.00Hz，其瞬间变动允许范围为：当自动调频装置使用时为50.000.10Hz；当手动调频时为50.000.20Hz。 （第125条） 东北电力系统主网频率监视人为网调值班调度员，发电厂值长对于保证系统频率正常运行与省调调度员负同等责任。为保证系统正常频率，系统中电厂分频率调整厂和负荷监视厂，必要时频率调整厂又分为主调频厂和辅助调频厂。我省电网中各省调直调

2、发电厂均为主网负荷监视厂。当部分电网与主网解列单运时，其频率调整厂和频率监视人由省调根据当时系统情况指定。（第128条） 解列单运电网调频厂应保持系统频率不超出允许范围，为此应经常有一定的调整容量，频率调整厂无调整容量时应立即报省调及指定的单网频率监视人。频率调整厂的调整幅度为设备的最大和最低可能出力。当频率调整厂已达到最大或最低可能出力时，则由频率监视人负责调整系统频率。（第129条）,频率的正常调整,负荷监视厂在系统频率不超过允许范围的情况下，根据电网经济调度的原则按省调下达的发电曲线调整出力，当系统频率变化超过规定且不见恢复时，应立即主动调整频率，并报告调度。（第130条） 为了顺利进行

3、频率调整，省调必须切实掌握电源和负荷特性以及变化规律。省调所辖各电厂要按季向省调书面报告机炉最大、最小出力，包括季节性出力限制以及设备缺陷影响、机炉起停时间、加减出力速度等。 （第131条）,电网一次调频,什么是一次调频 一次调频是指利用系统固有的负荷频率特性，以及发电机调速器的作用，来阻止系统频率偏离标准的调节方式。 当系统频率发生变化时，系统中所有的发电机的转速即发生变化，如转速的变化超出发电机组规定的不灵敏区，该发电机组的调速器就会动作，改变其原动机的阀门位置，调整原动机的功率，力求改善原动机功率或负荷功率的不平衡状态。亦即当系统频率下降时，汽轮机的进汽阀门或水轮机的进水阀门的开度会增大

4、，增加原动机的功率；当系统频率上升时，汽轮机的进汽阀门或水轮机的进水阀门的开度就会减小，减少原动机的功率。,一次调频功能的控制逻辑,1.数字电液控制系统（DEH）侧的一次调频功能。 目前大型汽轮发电机组多采用数字电液控制系统，机组并网后，汽轮机转速与电网频率一致，DEH中普遍使用汽轮机转速信号代表电网频率。DEH一次调频是由换算成电功率当量的调节汽门指令控制，但由于此换算存在一定偏差，而且是开环控制，所以DEH实际一次调频的功率响应和一次调频的功率要求也有偏差，而且由于机组的蓄热只能维持一段时间，所以后期功率又回到原值。 2.协调控制系统（CCS）侧的一次调频功能。 限于机组的蓄热能力等原因，

5、DEH侧的一次调频效果不够理想，因此在CCS侧也常设置一次调频的控制调节功能。CCS方式是将一次调频的功率要求叠加在原功率指令上，一方面使调节汽门的动作与DEH侧的一次调频保持一致，另外改变锅炉指令，使锅炉与汽轮机在能量上保持平衡。,机组一次调频要满足以下技术指标,1、一次调频负荷响应滞后时间标准：小于3s； 2、机组负荷应在15s内达到理论计算的一次调频的最大负荷调整幅度的90%； 3、机组负荷在45s内一次调频调整幅度的偏差应小于5%,理论出力,频率曲线,实际出力,对直调机组一次调频的要求,1、所有并入吉林电网运行的100MW及以上容量火电机组和并入220kV电网的水电机组都必须按规定的技

6、术要求设定并投入一次调频功能。 2、新投运机组在正式投产前，必须通过一次调频测试验收，满足规定的技术要求。有关一次调频的资料和报告须在并网前7日上报省调，否则不能进入商业化运行。 3、机组A级检修或有关机组一次调频设施检修后，必须通过一次调频测试验收，满足规定的技术要求。有关一次调频的资料和报告须在并网前7日内上报省调，否则不能并网运行。 4、对于达不到规定技术要求或暂不具备投入一次调频功能的发电机组，所属发电企业必须在规定期限内联系电科院进行重新测试，完成相关的参数调整或技术改造工作，并通过测试验收。否则省调有权认为该机组一次调频性能不合格，不具备并网条件，在电网有条件的情况下令其停机检修。

7、,对直调机组一次调频的要求,5、省调各直调电厂不得擅自退出发电机组的一次调频功能和改变一次调频参数，一次调频功能应设计成运行人员无法解除的方式，任何有关变更一次调频运行方式的操作均须向省调提交检修票申请，待省调上报网调批准后方可执行。 6、省调各直调电厂应加强对一次调频系统的运行维护工作，实时记录发电机组的一次调频的投入及运行情况，并保留一次调频系统的运行统计结果，做好技术分析。 7、省调各直调电厂应自觉接受省调对本厂发电机组一次调频性能的检查、监督、考核，参加网调组织的全网性一次调频试验。,对直调机组一次调频的要求,8、省调各直调电厂要按月总结一次调频投入情况，并上报省调。重点分析各机组一次

8、调频投入时间、退出和停用原因；同时，要分别统计一次调频功能投入和未投入机组的利用小时数及并网运行时的平均负荷率。 9、省调将对各直调电厂发电机组的一次调频运行情况进行不定期检查，对擅自退出一次调频装置或修改一次调频参数的发电厂，由省调上报网调，网调将在全网范围内对其通报批评，并抄送所属发电集团，上报东北电监局备案。同时，将吊销发电厂当值值长调度系统运行值班上岗证。 一次调频的作用应该是在短时间内保持用电与供电的平衡，使电网频率稳定。而较大或较长时间的用电与供电的平衡则应由机组AGC功能来完成。,自动发电控制AGC,自动发电控制（以下简称AGC）是指发电机组在规定的出力调整范围内，跟踪电力调度指

9、令，按照一定调节速率实时调整发电出力，以满足电力系统频率和联络线功率控制要求的服务。是并网发电厂机组提供的有偿辅助服务。 并网发电厂单机容量20万千瓦及以上火电机组和单机容量4万千瓦及以上非径流式水电机组应具备AGC功能。,AGC的基本控制目标,电力系统正常运行状态下，AGC的基本控制目标为： 1、调整全网发电出力与系统负荷平衡； 2、响应负荷和发电的随机变化，维持系统频率为计划值； 3、在各区域间分配系统发电功率，维持区域间联络线净交换功率为计划值。,自动发电控制（AGC）装置的运行管理,自动发电控制（AGC）是保证电网安全经济运行、调峰、调频及区域间电力控制的重要措施之一。 （第134条）

10、 AGC系统的具体实施方案由省调统一制定。省调控制的AGC系统必须处于良好的运行状态，各运行单位必须保证其设备正常投入使用。 （第135条 ） 自动发电控制装置投入或退出系统运行和使用何种控制方式均由省调值班调度员确定，由省调值班调度员、电厂值班人员进行操作。电厂值班人员无权干扰AGC系统的正常运行和擅自解除机组的AGC控制。 （第136条 ） 发电厂因设备消缺、运行方式改变不能按规定实现AGC功能时，由电厂值长向省调值班调度员提出申请，经同意后方可不予投入或退出。机组AGC功能因故紧急退出后，电厂值长应及时汇报省调值班调度员。 （第138条 ）,AGC机组控制性能应满足以下要求：,（一）采用

11、直吹式制粉系统的火电机组： AGC调节速率不小于每分钟1.0%机组额定有功功率； AGC响应时间不大于60s； AGC调节容量达到额定容量的40%； AGC调节精度为3%。 （二）采用中储式制粉系统的火电机组： AGC调节速率不小于每分钟2%机组额定有功功率； AGC响应时间不大于40s； AGC调节容量达到额定容量的40%； AGC调节精度为3%。 （三）水电机组： AGC调节速率不小于每分钟50%机组额定有功功率；,调度规程中电压调整和无功管理,电压中枢点与电压监测点 无功平衡和电压调整的原则 电压的调整 无功补偿和电压调整设备的运行管理 低压减载装置的运行管理,该内容在调度规程第六章，分

12、为五个小节,电网的电压调整和无功管理,电压中枢点设置点数应不少于500kV和220kV电网中厂站总数的3；省调管辖的所有220kV及以上母线均为电压监测点。（第147条） 电网的无功补偿实行分层分区、就地平衡的原则 。（第150条） 发电厂220kV母线和500kV变电站的中压侧母线正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的0+10%。事故运行方式时为系统额定电压的-5%+10%。（第152条） 发电厂和220kV变电站的110kV35kV母线正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的-3%+7%。事故运行方式时为系统额定电压的10%。（第152条） 带地区供电负荷的变电站和发电厂（直属）

13、的10（6）kV母线正常运行方式下的电压允许偏差为系统额定电压的0+7%。（第152条）,电网的电压调整和无功管理,发电机的自动励磁调节器、强行励磁装置和低励限制器必须按规定投入运行。在试验、调整和停用时，必须事先经相关调度批准。发生事故停用时，应立即报告调度。系统内的无功补偿设备的状态改变必须经所属调度同意。（第160条） 当系统运行需要并网机组进相时，机组必须投入低励限制器，按照调度的要求控制进相深度，在允许范围内调整机组的无功出力。（第162条） 同一电厂内有两台及两台以上机组具备进相能力且需要进相运行时，除因机组有功出力限制不允许进相运行外，其余具备进相能力的机组均应进相运行；无功出力

14、应尽量在进相机组间平均分配，不允许有的机组进相运行，有的滞相运行。,电网的电压调整和无功管理,进相运行的必要性 大型机组、长距离超高压输电线路及供电电缆线路的大量增加，在节假日或后半夜低负载时，出现无功功率过剩，以致电压过高 降低电压和减少无功方法如投入电抗器、退出电容器、调整变压器分接头、发电机进相等方法，发电机进相既经济又有效,电网的电压调整和无功管理,机组进相运行的联系要求 1、机组进相运行需经省调值班调度员许可。 2、机组退出进相运行状态后应报告省调值班调度员。 3、省调值班调度员允许机组进相运行的条件为：系统无无功电压调节能力，确定该厂满足机组进相运行条件，且与其相关系的发电厂机组已

15、高功率因数运行，省调值班调度员可下令或同意发电厂机组进相运行。,电网的电压调整和无功管理,发电机组的进相运行方式，原则上只在电厂和系统的正常运行状态时采用；当电厂出线检修、母差保护停用、单母线运行、机组的励磁系统等主设备缺陷影响到系统安全时，机组应保持滞相运行。当电网有重大检修方式时、或重大运行方式调整对系统安全有影响时、或发生系统事故时，省调将通知电厂调整机组改为滞相运行。 机组进相时，应确保进相机组的厂用电电压不低于规定标准。 电厂值班人员在机组进相运行时，应加强监视，一旦发现电厂母线电压、机组的有功和无功功率、机组运行状态等有异常现象，应立即将机组由进相改为滞相运行，并向省调值班调度员汇

16、报。,电网的电压调整和无功管理,发电机组正常调压的功率因数范围为进相运行0.97至滞相运行0.85，各发电机组应能够在此范围内按照调度下达的无功电压曲线，自觉主动地实行电压逆调整。各发电单位应将此项原则写入现场运行规程。根据电网需要吉林省电力调度中心也可直接下令有关机组调相运行。 发电机进相运行要作为一种正常运行方式，机组大修、励磁系统改造以后要做进相试验，并报调度中心。吉林省电网内不具备功率因数进相0.97能力的机组要限期整改；短期不具备功率因数进相0.97能力的机组，其电厂应按照调度管理规程提检修票报调度备案。 机组进相运行时，自动励磁调节器必须投入运行；励磁系统的低励限制特性要与机组进相要求配合；电厂应加强发电机励磁系统及厂用电系统的维护，确保功率因数进相0.97深度的要求不受设备限制。,习题（1）,1、机组进相运行及需经省调值班调度员许可。机组退出进相运行状态后可不报告省调值班调度员。 （ ） 2、所有并入吉林电网运行的100MW及以上容量火电机组和并入220kV电网的水电机组都必须按规定的技术要求设定并投入一次调频功能。 （ ） 3、并网发电厂单机容量20万千瓦及以上火电机组和单机容量4万千瓦及以上非径流式水电机组应具备AGC功能。 （ ）,习题（2）,4、东北电力系统的额定频率为50.00Hz，