调频模式下站端AGC运行情况分析.docx

调频模式下站端AGC运行情况分析程抱贵I王家华】王坚$赵旋宇彳(龙滩水电厂 广西 天峨547300；南方电网总调中心 广东 广州510623)摘 要：本文通过南方电网开展的站端AGC运行于调频模式时的首次试验，分析了龙滩电厂 站端AGC运行情况，验证了直调机细担负系统主调频控制策略的可行性，为电网系统调频方 式提供了一种新的途径关键词：调频模式站端AGC运行分析1 前言龙滩水电厂位于广西天峨县境内，初期蓄水位为375m,安装7台单机容量700MW混流 式水轮发电机纽；二期蓄水位为400m,安装9台单机容量700MW混流式水轮发电机纽，以 500RV电压等级接入电网系统，电能主要送往广东及广两作为南方电网冇•调电厂，在一期 机纽全部投产后，龙滩水电厂完成了全厂AGC联合测试并投入正式运行南网电网目前的调频方式为：总调负责全网频率的统一调控但总调直调电厂不承担主要 调频责任，各省区根据CPS标准采用联络线与频率偏差控制(TBC)模式进行调频控制总 调直调电厂AGC按计划方式运行，并投入一次调频参与辅助调频，在紧急情况下通过调度人 为指令参与调频山于一•次调频的岀力限制，此种调频方式下直调机组参与调频的力度不够, 不利于系统频率的快速恢复。

为了改善南方电网调频效果，验证直调机纽.担负系统主调频的 可行性，以龙滩电厂为试点，开展了站端AGC运行于调频模式吋的首次试验.2 试验简介试验主要过程为分别调整广东、广西中调ACE死区范围或系统频率系数筹参数，使其适 应于站端AGC运行于调频模式，在南网总调侧将龙滩电厂AGC置于调频模式运行，观察龙滩 电厂站端AGC运行情况，确认调频效果试验时间为2009年9月4日至9月23日站端AGC运行于计划方式与调频方式主要区别：计划方式吋，调变给定值为计划曲线给 定值；调频方式时，调度给定值是在计划曲线给定值基础上，會加了一个频率偏差计算量3 调频效果分析为了确定调频效果，便于比较分析，对试验前20天及试验期间20天的相关数据进行了 统计，详见表1统计数据主要为：一次调频动作次数、一次调频动作吋间大于15秒的次数、一次调频最长动作吋间、参加AGC机纽对■应的负荷最大调节量等统计数据相关说明如下：• 一次调频动作以持续时间超过3秒进行一•次统计，从而避免临界点重复动作情况;• 15秒的时间是考虑到二次调频调节响应时间；• 负荷调％变化嵐为参加AGC机组负荷调节杲；• AGC与一次调频策略：无二次调频令时，以一次调频为主；有二次调频令时，以二次调频令为主；•试验期间没有设遗调频限幅限制。

表1二次调频效果分析统计表序 号日期机组一次调频动作次数一次调频动作时间最长的一次负荷最大调节 量(MW)总次数大于15秒次数频率偏差(Hz)持续时间(S)站端AGC计划方式下20天情况18月15日10—4—28月16日00———38月17日10—8—48 月 18 II10—4—58月19日420.12280-3068 月 20 I I31-0. 0791978月21日71-0. 08531588 月 22 I I20—8—98月23日20—8—108 月 24 I I91-0. 0617—118月25日9L □-0. 112534128月26日50—11—138 月 27 I I22-0. 0922140148月28日220.1145-36158月29日410.0717-10168月30日20—4—178月31日10—5—189 M 1 IEI00———199 月 2||10—6—209 M 3 IEI30—14—站端AGC调频方式下20天试验期间的情况19月4日10—3—29月5日30—6—39月6日10—3—49月 7 ||30—8—59月8日10—8—69月9日10—7—79 月 10 |；|1020. 1135-37889M 11 II60一8—99)] 12 II30—7—109 月 13 II620.0933—119JJ 14 II41-0. 0782200129月15日820. 157-43139月16日20—7—149 M 17 II30—7—159月18日00—169月19日40—7—179 月 20 I I00———189 月 21 II40—11—199 月 22 I I410.09800209 月 23 |：|20—5—表中数据分析如下：1、 计划方式计划方式下，依靠一次调频所调节的负荷值有限，最大为40MW,因此尽管一次调频止 常动作，但频率的恢复很缓慢，最长时间到达280秒，最终仍得依靠调度人为二次调频指令 來实现。

2、 调频方式针对AGC调频方式下出现的儿次长时间一次调频动作后未能及时恢复，结合监控波形曲 线，对各次的调节过程具体分析如下：2.1 9月10 0 12点01分39秒至3分54秒期间，系统频率偏高，一次调频一•直动 作，此时频率未能及时恢复是因为调度负荷给定值落在全厂振动区内，对站端AGC而言，设 值无效，不能接收所致从图1中可以看出，从11时54分开始，因频率偏高，二次调频下 发给定值就偏移计划负荷曲线，最大偏差范鬧达到-378MW,抑制了频率上升趋势；在12时 02分12秒至4分47秒之间，曲于设定值在振动区内，站端AGC人为设值无效，因此设定 值没有变化；从5分12秒开始，山于频率偏低，负荷给定开始上调，整个调节过程有利于 频率的快速恢复2.2 9月14日20吋11分23秒至12分45秒期间，系统频率偏低，一次调频动作， 此吋二次调频下发给定值一直在增加负荷，一次调频信号复归后，山于频率仍然低于50Hz, 二次调频仍在增加负荷，从图2中可以看出，负荷最大调节量偏差达到200MW （从720MW上 升到920MW）,到16分15秒负荷给定值恢复到计划值720MW,整个调节过程促使频率快速恢 复至正常。

rMJ IMRM9J|"35 冷・* WO■IWM i 从?0^8・”口翊楓1 9W R EOI-IFmilMl WO• E 4Ratr・《>w iMOMk—■— ”一►- .XOW^uBx>nsv：-tr■U册9・wi1 z5O0i* ..109 Ml• -图1 图22.3 9月15 H 3点41分47秒至42分42秒期间，系统频率偏髙，一次调频一直动 作，此时频率未能及时恢复是因为调度负荷给定值落在全厂振动区内，对厂站端八GC而言, 设值无效，不能接收所致从图3中可以看出，3时41分50秒开始，二次调频下发给定值 为677MW,偏移计划负荷值720MW,最大偏差范围达到-43MW,抑制了频率升高趋势;在3 时42分08秒至44分44秒之间，山于设定值在振动区内，无法接受；在44分42秒以后， 山于频率低于50Hz,负荷给定开始丄调，最大上调到874MW,最大偏差达到154MW,频率冋 复后负荷给定冋到计划曲线给定值720MW,整个调节过程有利于频率的稳定2.4 9月22日22时34分9秒至35分29秒期间，系统频率偏高，一次调频一直动 作，此时频率未能及时恢复是因为全厂实发值在全厂可调容量下限附近，全厂已无可调节容 量，因此二次调频不再下发减负荷指令，调节过程见图4。

图3图4从表中数据及丄述分析可见，AGC运行于调频方式下时，山于给定值根据电网频率偏差 实时变化，因此调节具有超前性且调节量大，有利于系统频率的快速恢复与稳定从图1、 图3中可以看出，负荷的调整虽有一个反向调节过程，但此过程不是AGCS调引起，而是山 于系统中蓄能机组启动引发，从侧面也反映了 AGC调节的过程的止确性4 调频方式运行注意事项结合调频方式下调节过程及数据分析，调频方式运行时有以下儿点值得注意的问题：•调度所给的计划负荷曲线耍考虑一定的可调裕度，不能接近于对调范围的附近或落 入振动区内，从图1、图3、图4中可以看出，山于没有的口J调范围，不能接收或无法下达 可调给定值，导致频率长时间不能止常恢复；• 站端运行值班人员应适吋调整参加AGC机组台数或改变未参加AGC机组实发值，在 不增加机纟I［的情况下，尽量保证运行机组的可调容量满足调频要求；• 调度侧AGC与站端AGC的参数需要加强配合，避免在调度侧的合法下发值在站端被 认为不合法如试验期间，龙滩电厂出现过两次因"设定值与实发值偏差过大”引起AGC 异常退出的情况，出现偏差过大的原因主要是厂站端的设定值与实发值偏差设定值200MW 与调度端的二次调频幅值土200.MW -致，当场站端设定值与实发值之间存在一定的偏差吋， 此吋调度端下发与此偏差方向一•致的接近200MW的调节量时，即会出现“设定值与实发值偏 差过大”的现象。

修改任何一方参数后即可消除此现象，此现象可在表2举例说明：农2设定值与实发值偏差过大情况说明序号起始设定值起始实发值新设定值新设定值与实发值偏差11000MW980MW1190MW210MW>200MW21000MW1020MW810MW210MW>200MW5 结论从调频效果来看，本次站端AGC运行于调频模式的首次试验収得了圆满成功调频方 式下AGC负荷给定值实时响应频率的变化，调幣方向止确且调节幅值大，使系统频率能够得 到快速恢复，有利于提高系统频率的控制质量和水平，从而有利于电网的稳定运行调频模 式运行的成功表明了其作为系统调频控制策略的可行性得到了验证，为电网系统调频方式提 供了-•种新的途径作者简介：程抱贵（1974-），男，学士，湖北英山人，工程师，主要从事水电厂电气二次技术管理工作；联系方式：18907711798, 0778-7626920, E-mail: cbg6209@sohu. como王家华（1972-）,男，硕士，贵州兴义人，高级工程师，龙滩电厂设备管理部主任。