AGC与一次调频解析

一次调频、AGC介绍为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常生产、输送、使用外，由并网发电厂提供的辅助服务，包括一次调频、AGC、A VC、调峰、无功调节、热备用等。

辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。

基本辅助服务是为了保证安全稳定运行，保证电能质量发电机组必须提供的辅助服务，包括一次调频、基本调峰、基本无功调节。

到不要求时要考核电量。

有偿辅助服务是指并网发电机组在基本辅助服务之外所提供的辅助服务，包括AGC、A VC、有偿调峰、有偿无功调节、热备用等。

有偿服务是额外要求，达到要求时，要进行补偿。

一、一次调频（1）一次调频介绍一次调频：是指电网的频率一旦偏离额定值时，电网中机组的控制系统就自动地控制机组有功功率的增减，限制电网频率变化，使电网频率维持稳定的自动控制过程，这一过程即为一次调频。

当电网频率降低时，一次调频功能要求机组利用其蓄热快速升负荷，反之，机组快速减负荷。

电网的频率是由发电功率与用电负荷大小决定的，当发电功率与用电负荷大小相等时，电网频率稳定；发电功率大于用电负荷时，电网频率升高；发电功率小于用电负荷时，电网频率降低。

（2）一次调频的作用当电网频率变化时，在保证机组安全前提下，按电网频率控制的要求，快速变化机组的负荷，限制电网频率变化，以减小电网频率改变的幅度，使电网频率维持稳定。

一次调频是一种有差调节，不能维持电网频率的不变，只能缓解电网频率的改变程度。

（3）一次调频死区一次调频死区也称一次调频不灵敏区，是指一次调频功能不动作的转速（或频率）偏离额定值的范围。

我厂不灵敏区2转/分。

（4）一次调频考核项目1、一次调频正确动作率，每月正确动作率小于80％，要考核电量。

2、一次调频性能指标，每月一次调频性能指标小于60％，要考核电量。

我厂一次调频功能实现方法在DEH控制系统和CCS系统同时调节。

机组正常运行时，当CCS协调控制投入时，一次调频由DEH 控制系统和CCS协调系统共同实现。

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δ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 0 至额定值对应的转速变化量（n）与额定转速（n0）的比值，通常以百分数形式表示δ=Δn/ n0 x100%式中Δn——机组空负荷时和满负荷时的转速差值，r/min；n0——机组额定负荷值，MW。

δ的数值一般设置在3%～6%，δ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δ为5%。

机组负荷随电网频率变化的幅度很小，可按下式计算：其中：ΔN为一次调频负荷调整量（MW/r/min）Ne为机组额定负荷（MW）δ为机组速度变动率（%）ne为机组额定转速（r/min）本厂1000MW机组一次调频负荷调整量为即转速变化1r/min，一次调频应调整的负荷量为6.67MW。

即相当于40MW/0.1Hz（40MW/6 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0MW，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。

1000MW超超临界机组AGC和一次调频响应改进探讨近年来，随着我国经济的快速发展和能源需求的不断增长，电力行业发展迅猛，在这个背景下，电力市场也在不断完善，电力系统稳定性与可靠性需求日益增加。

超超临界机组AGC和一次调频响应是电力系统中非常重要的一部分，对于提高电力系统的稳定性和可靠性有着至关重要的作用。

本文着重从AGC和一次调频响应方面进行探讨，旨在通过技术改进，提高超超临界机组在AGC和一次调频响应方面的性能。

AGC（Automatic Generation Control）系统是电力系统中的一种重要的自动控制系统，主要用于维持系统频率和有功功率平衡，保持发电机出力与负荷之间的平衡。

超超临界机组是指接近超高压等级的超临界机组，具有更高的效率和更低的排放。

超超临界机组的AGC系统需要具有更高的灵敏度和更快的响应速度，以满足电力系统对稳定性和可靠性的要求。

一次调频响应（Primary Frequency Response）是指机组在系统频率突变时，通过调整发电机出力来调节系统频率，以维持系统频率稳定。

提高超超临界机组的一次调频响应能力，对于提高电力系统频率稳定性具有重要意义。

针对超超临界机组AGC系统进行改进。

传统的AGC系统通常采用PID控制器，并且参数设定是静态的，难以适应系统运行状况的动态变化。

可以考虑引入先进的控制算法，如模糊控制、神经网络控制或模型预测控制等，来提高AGC系统的控制精度和动态性能。

还可以通过引入智能化技术，如人工智能、大数据分析等，来实现对发电机出力的精准预测和调度，从而优化AGC系统的运行效果。

针对超超临界机组一次调频响应进行改进。

现有的一次调频响应通常是基于机组的速度调节器来实现的，速度调节器的响应速度和灵敏度直接影响着机组的一次调频性能。

可以考虑改进速度调节器的设计，采用先进的控制算法和传感器技术，提高速度调节器的响应速度和精度。

还可以通过提高机组的惯性矩和增加一次调频控制的策略，来增强机组的一次调频响应能力，在频率突变时能够更快速、更准确地调节发电机出力，以维持系统频率的稳定。

一次调频、AGC介绍一次调频、AGC介绍为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常生产、输送、使用外，由并网发电厂提供的辅助服务，包括一次调频、AGC、A VC、调峰、无功调节、热备用等。

辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。

基本辅助服务是为了保证安全稳定运行，保证电能质量发电机组必须提供的辅助服务，包括一次调频、基本调峰、基本无功调节。

到不要求时要考核电量。

有偿辅助服务是指并网发电机组在基本辅助服务之外所提供的辅助服务，包括AGC、A VC、有偿调峰、有偿无功调节、热备用等。

有偿服务是额外要求，达到要求时，要进行补偿。

一、一次调频（1）一次调频介绍一次调频：是指电网的频率一旦偏离额定值时，电网中机组的控制系统就自动地控制机组有功功率的增减，限制电网频率变化，使电网频率维持稳定的自动控制过程，这一过程即为一次调频。

当电网频率降低时，一次调频功能要求机组利用其蓄热快速升负荷，反之，机组快速减负荷。

电网的频率是由发电功率与用电负荷大小决定的，当发电功率与用电负荷大小相等时，电网频率稳定；发电功率大于用电负荷时，电网频率升高；发电功率小于用电负荷时，电网频率降低。

（2）一次调频的作用当电网频率变化时，在保证机组安全前提下，按电网频率控制的要求，快速变化机组的负荷，限制电网频率变化，以减小电网频率改变的幅度，使电网频率维持稳定。

一次调频是一种有差调节，不能维持电网频率的不变，只能缓解电网频率的改变程度。

（3）一次调频死区一次调频死区也称一次调频不灵敏区，是指一次调频功能不动作的转速（或频率）偏离额定值的范围。

我厂不灵敏区2转/分。

（4）一次调频考核项目1、一次调频正确动作率，每月正确动作率小于80％，要考核电量。

2、一次调频性能指标，每月一次调频性能指标小于60％，要考核电量。

我厂一次调频功能实现方法在DEH控制系统和CCS系统同时调节。

机组正常运行时，当CCS协调控制投入时，一次调频由DEH 控制系统和CCS协调系统共同实现。

火电机组一次调频和 AGC原因与优化分析摘要：随着人们对电力需求的不断提升，电网的正常运行具有重要作用。

而在电网的日常运行过程中，火电机组的一次调频相关功能必须要满足相关要求，但是在实际的控制系统中很难保证对不等率或者频差函数等进行正确设置，再加上AGC功能优势无法完全的发挥，进而严重制约了电网频率的稳定性，为此，加强对火电机组一次调频以及AGC原因分析具有现实意义。

关键词：火电机组一次调频 AGC 优化1一次调频以及AGC概述1.1一次调频概述一次调频顾名思义就是在汽轮机相关参数设定值不发生改变的情况下，将汽轮机转速或者功率输出进行改变进而实现对电网频率的控制，以满足实际的电网频率的稳定性。

当进行一次调频后，机组往往需要在保证设定值不变的情况下，保证输出功率由零提升至额定功率。

在进行调频过程中，汽轮机的转速变化量以及额定转速之间是不等率的，为此，对于不同的荷载机组的转速也会存有不同的转速不等率指标。

另外，如果电网的功率出现不平衡的情况或者电网频率偏离额定值时，也会影响到一次调频的效率，所以，在实际的一次调频过程中丙烯要结合实际情况合理的制定相关策略，进而保证电网的稳定性。

影响一次调频的主要因素包括以下几点：第一，设备因素。

作为影响火电机组一次调频最为重要的因素之一，最为常见的设备因素包括但不限于调速器、配气机构件间的摩擦或者间隙等导致调速系统的迟缓率增大，进而致使调速系统的不稳定性；因为测量或者其他干扰问题而导致机组和省调间交换的数据存在一定的偏差；因为DEH控制系统所传递信息时间较长，进而制约了调速汽门的反应速度以及所采用的小部分低压透平油纯电调的老机组其精度无法满足实际需求等等；第二，运行方式。

一般情况下，火电机组主要是采用的定压以及滑压运行方式，但由于滑压机组的效率较高且损失较小，所以对于新兴的机组主要以此方式为主，但是仍一部分采用的是定压方式，而由于此方式对于机组前压力的偏差要求较高，为此，在压力拉回逻辑的影响下会影响到一次调频的反拉作用，进而影响一次调频的稳定性；第三，控制逻辑的影响。

1000MW超超临界机组AGC和一次调频响应改进探讨随着能源需求的不断增加和新能源技术的不断发展，电力系统的规模和技术水平也在不断提升。

超超临界机组作为当前电力系统中的主力机组之一，在AGC（Automatic Generation Control，自动发电控制）和一次调频响应方面的性能要求越来越高。

本文将对1000MW超超临界机组AGC和一次调频响应进行改进探讨，以提高其在电力系统中的运行稳定性和可靠性。

一、1000MW超超临界机组AGC的问题分析AGC是电力系统中一个重要的控制系统，其主要作用是根据电网负荷的变化和发电机组的运行状况，自动调节发电机组的功率输出，使电网负荷与发电机组的输出之间达到动态平衡。

对于1000MW超超临界机组来说，AGC的性能要求更加严格，主要表现在以下几个方面：1. 快速响应能力：超超临界机组AGC需要能够在较短的时间内对电网负荷的变化做出快速响应，确保电网频率的稳定。

2. 稳定性和精度：AGC系统需要保持较高的稳定性和控制精度，对于小幅度的频率偏差和功率波动能够进行快速调节。

3. 抗干扰能力：AGC在面对电网负荷突变、外部扰动和故障时，需要具有较强的抗干扰能力，确保系统的安全和可靠运行。

以上三点是1000MW超超临界机组AGC面临的主要问题，针对这些问题，需要进行一系列的改进和优化措施。

1. 优化控制算法：针对超超临界机组的特性和机组负荷特点，可以对AGC的控制算法进行优化，提高响应速度和控制精度。

可以采用模糊控制、神经网络控制等先进的控制算法，对AGC系统进行智能化升级，提高其对电网负荷变化的适应能力。

2. 增加辅助控制策略：在1000MW超超临界机组的AGC系统中，可以增加一些辅助控制策略，如预测控制、模型预测控制等，提高系统对电网负荷变化的预测能力，从而更好地完成功率调节和频率控制任务。

3. 强化通信网络：AGC系统需要通过广域通信网络与电网中其他机组和负荷进行信息交换和协调控制。

火电厂一次调频及AGC性能优化分析摘要：一次调频机组系统并网后的速度控制，一次调频系统如果出现偏差，则无法及时修复电网故障，从而直接影响电网和机组安全，甚至可能导致多个故障。

因此，电网对机组一次调频对要求更严格。

为了保证电网稳定性，必须通过彻底提高能量质量和频率来完全消除频率波动。

这需要一次调频系统，它必须快速适应不断变化的环境，并提供更高的稳定性。

对现有控制AGC机组方案进行了分析一次调频，从而提高了组的性能指标，实现了同类设备控制逻辑的逻辑优化，从而改进和优化了控制。

关键词：火电厂；协调控制系统；AGC；一次调频电网频率反映了发电侧的功率和用电侧的负载量之间的平衡，当产生的发电功率与使用的负载相符时，是稳定的电网频率。

当发电功率超过所需负荷时，电网频率会增加。

当功率低于所需负载时，会降低电网频率。

频率是评估能源质量的重要质量指标，对电力系统的安全至关重要。

因此，频率的稳定是电网频率的一项重要任务，根据调谐范围和调谐功能将频率分为一次和二次调频。

一、AGC存在问题1.汽机主控中存在的问题及中间解决办法。

原始逻辑设计会在负载变更时机组导致双重前馈，这可能会产生重大影响，当机组负载发生变化时，过大的前馈可能会导致群组的实际负载迅速超出并迅速形成波动拉回，荷载变化影响了初期稳定性动作。

表明逻辑试验，基准负荷量与调门开度和相匹配开度前馈，这是在变负荷开始时快速超调并回调主要原因。

汽机的逻辑修改主控前馈，确定变负荷新逻辑，变负载相位的固定分量(±2.5 MW)的触发，以及作为快速负载响应的叠加汽机主控PID控制器输入的应用，逻辑修改解决了这个问题。

2.锅炉主控存在的问题及解决方案。

锅炉主控项目中的前馈条件过多，冗余存在和锅炉PID参数强。

另外，改造后低氮机制，锅炉本身较大滞后性，往往导致负荷变化时燃料控制过度，不仅不经济，而且锅炉的氧量和电压波动较大，从而减少了参数调整后PID参数动态运行中的过调。

136研究与探索Research and Exploration ·工艺流程与应用中国设备工程 2023.12（下）频控制系统通过监测电网频率的变化，计算出发电机需要调整的转速量，并实现对发电机的调整，使得发电机输出的电力能够适应电网的负荷需求，从而保持电网的稳定性和可靠性。

2 一种储能联合火电机组参与AGC 调频的控制传统燃煤机组由于响应时滞长、机组爬坡速率低、启停磨煤机所致断点段以及命令死区内震荡等问题，在参与AGC 调频时，不能准确跟踪电网的调频指令。

随着大规模的风电、光伏等间歇式新能源的并网，区域控制偏差ACE 信号中的高频分量增加，机组AGC 指令波动加剧，导致现有调频容量不足的问题日益突出，亟需新的手段来弥补火电机组的调频缺陷。

本案例说明了一种储能联合火电机组参与AGC 调频的控制方法，其特征在于，包括判断储能系统是否需要动作；若储能系统需要动作，则根据状态空间理论确定火电机组出力和储能出力的动态模型建立状态空间方程；通过所述状态空间方程，以调频效果和储能系统的能量管理效果确定目标函数；在对所述目标函数求解的过程中，构造火电机组出力和储能出力为约束条件的优化模型，使用所述优化模型对储能系统出力进行实时优化。

解决了目前储能辅助火电机组参与AGC 调频的过程中，储能系统采取满功率补偿策略，缺乏能量管理的问题。

2.1 控制方法及装置本案例中的控制方法，其特征在于：（1）判断储能系统是否需要动作；（2）若储能系统需要动作，则根据状态空间理论确定火电机组出力和储能出力的动态模型建立状态空间方程；（3）通过所述状态空间方程，以调频效果和储能系统的能量管理效果确定目标函数；（4）在对所述目标函数求解的过程中，构造火电机组出力和储能出力为约束条件的优化模型，使用所述优化模型对储能系统出力进行实时优化。

根据状态空间理论，选取火电机组出力P G (k )、储能系统的充放电功率P B (k )、储能SOC 状态SOC (k )以及火电机组与储能系统的联合出力P GB (k )作为状态变量；以火电机组短期预测出力增量△P G (k )和储能系统的短期预测出力增量△P B (k )作为控制变量；以火电机组和储能系统联合出力和储能SOC 作为输出变量，创建的状态空间方程如下：100010(1)()010001()(1)()(1)0100()()(1)()(1)11011G G B B G B rate rate GB GB P k P k P k P k P k x k tt SOC k P k SOC k E E P k P k ηητ + +∆+==+∆∆ − ∆+ +010()001()()00()()()011G B G B rate GB P k P k P k t SOC k P k E P k η∆+∆∆式中，△t 为数据的采样间隔，E rate 为储能系统的额定容量，τ为储能系统的自放电率，η为储能系统的充放电效率，满足下式：arg arg , ()01/,()0ch e B disch e B P k P k ηηη≤ =≥ 式中，ηcharge 为储能系统的充电效率，ηdischarge 为储能系统的放电效率。