第四章2 电力系统频率和有功功率自动控制.docx

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第四章2电力系统频率和有功功率自动控制

第四章

（2）电力系统频率和有功功率自动控制

以及AGC/EDC

基本概念

频率和有功功率自动控制的必要性

电力系统的频率特性

电力系统频率调节原理

电力系统经济调度

AGC的概况

AGC的评价体系

一、频率和有功功率自动控制的必要性

1、电力系统频率控制的必要性

A频率对电力用户的影响

（1）电力系统频率变化会引起异步电动机转速变化,这会使得电动机所驱动的加工工业产品的机械的转速发生变化,转速不稳定会影响产品质量,,甚至会出现次品和废品。

（2）电力系统频率波动会影响某些测量和控制用的电子设备的准确性和性能,频率过低时有些设备甚至无法工作。

这对一些重要工业和国防是不能允许的。

（3）电力系统频率降低将使电动机的转速和输出功率降低,导致其所带动机械的转速和出力降低,影响电力用户设备的正常运行。

B频率对电力系统的影响

（1）频率下降时,汽轮机叶片的振动会变大,轻则影响使用寿命,重则可能产生裂纹。

对于额定频率为50Hz的电力系统,当频率低到45Hz附近时,某些汽轮机的叶片可能因发生共振而断裂,造成重大事故。

（次同步谐振，1970、1971年莫哈维电厂790MW机组的大轴损坏事故）

（2）频率下降到47-48Hz时,火电厂由异步电动机驱动的辅机（如送风机、送煤机）的出力随之下降,从而使火电厂发电机发出的有功功率下降。

这种趋势如果不能及时制止,就会在短时间内使电力系统频率下降到不能允许的程度。

这种现象称为频率雪崩。

出现频率雪崩会造成大面积停电,甚至使整个系统瓦解。

（3）在核电厂中,反应堆冷却介质泵对供电频率有严格要求。

当频率降到一定数值时,冷却介质泵即自动跳开,使反应堆停止运行。

（4）电力系统频率下降时,异步电动机和变压器的励磁电流增加,使无功消耗增加,引起系统电压下降,频率下降还会引起励磁机出力下降,并使发电机电势下降,导致全系统电压水平降低。

如果电力系统原来的电压水平偏低,在频率下降到一定值时,可能出现所谓电压雪崩现象,出现电压雪崩也会造成大面积停电,甚至使系统瓦解。

2、电力系统有功功率控制的主要作用

A维持电力系统频率在允许范围之内

电力系统频率是靠电力系统内并联运行的所有电机组发出的有功功率总和与系统内所有负荷消耗（包括网损）的有功功率总和之间的平衡来维持的。

但是电力系统的负荷是时刻变化的,从而导致系统频率变化。

为了保证电力系统频率在允许范围之内，就是要及时调节系统内并联运行机组的有功功率。

B提高电力系统运行的经济性

系统总容量能够满足负荷需求，但没有确定哪些机组参与并联运行，并联运行的机组各应该发多少有功功率才是最为经济的。

电力系统有功功率控制的任务之一就是要解决这个问题，这就是电力系统经济调度。

C保证联合电力系统的协调运行

电力系统的规模在不断地扩大,已经出现了将几个区域电力系统联在一起组成的联合电力系统，有的联合电力系统实行分区域控制，要求不同区域系统间交换的电功率和电量按事先约定的协议进行。

这时电力系统有功功率控制要对不同区域系统之间联络线上通过的功率和电量实行控制。

二、电力系统的频率特性

1、发电机组和电力系统等效发电机组的功率频率静态特性

发电机组的功率频率静态特性如右上图，当功率增加到其额定功率时，输出功率不随频率变化。

等效发电机组（电网中所有发电机组的等效机组）的功率频率静态特性如右中图所示，它跟发电机组的功率频率静态特性相似

由此可见，发电机组和等效发电机组的功率频率静态特性都是向下倾斜的，其程度用调差系数表示，其倒数称为出力的频率调节效应系数：

调差系数是一个可以整定的参数,反映的是机组或系统对频率变化的敏感程度。

2、电力系统综合负荷的静态频率特性

电力系统综合负荷由各种各样的负荷组成。

这些负荷吸取的有功功率有的与频率无关，有的与频率的一次方成正比，有的与频率的二次方成正比，有的与频率的更高次方成正比。

综合负荷与频率的关系可表示成：

频率一般在额定频率附近，频率偏移也很小，因此可将负荷的静态频率特性近似为直线。

负荷的静态频率特性曲线的斜率称为负荷的频率调节效应系数。

负荷的频率调节效应系数记为KL

3、电力系统的频率特性

电力系统主要由发电机、输电网络和负荷组成。

如果把输电网络的损耗看成负荷的一部分，则电力系统是由两个环节组成的闭环系统。

发电机组的功率频率特性和负荷的功率频率特性的交点就是电力系统的频率的稳定运行点。

如右图，当等效发电机运行在特性G1，综合负荷特性为L1时，系统运行在a点，系统频率为f1。

三、电力系统频率的调节原理

1、电力系统频率的一次调整

当系统负荷增加，综合负荷特性为L2时，如果不改变发电机调速系统的设定值，等效发电机特性仍然为G1,系统会运行在新的平衡点—b点，系统频率为f2。

如果当系统负荷增加，综合负荷特性变为L2时，改变发电机调速系统的设定值，等效发电机特性变为G2,则系统运行在c点，系统频率回到f1。

当系统负荷增加，综合负荷特性为L2时，若发电机调速系统的设定值不变，等效发电机特性仍然为G1,系统运行在b点，系统频率为f2。

这种由发电机特性和负荷调节效应共同承担系统负荷变化，使系统运行在另一频率的频率调整称为频率的一次调整。

对于右图，频率一次调整的结果：

发电机有功功率增加了PL2-PL1，负荷调节效应是负荷吸取的有功功率相对于原频率下的功率少吸收PL3-PL2，系统频率降低到f2。

当系统负荷减少时，频率的一次调整过程与上述相反。

即系统频率升高，发电机有功功

率减少，负荷调节效应使负荷吸取的有功功率相对于原频率下的功率有所增加。

2、电力系统频率二次调整

当系统负荷变化较大，频率的一次调整的结果使系统频率过高或过低时，需要改变发电机调速系统的设定值，使系统频率恢复到规定范围内。

对于右图，等效发电机特性由G1变为G2,系统频率回到f1。

频率二次调整的结果（相比一次调整）：

发电机有功功率增加了PL3-PL2

负荷调节效应使得负荷功率多吸收了PL3-PL2

频率提高：

f1-f2

总的调整结果：

发电机有功功率增加了PL3-PL1

负荷功率增加了PL3-PL1。

频率维持f1。

当系统负荷变化较大，通过改变发电机调速系统的设定值使系统频率恢复到规定范围内的频率调整称为频率的二次调整。

电力系统频率的二次调整任务是由调频发电厂中的发电机组承担的。

3、电力系统有功功率调整（频率的二次调整）

在频率的二次调整之前，让我们先看看电力系统负荷的变化情况。

见下图。

由上图可见，总的负荷可分成二个部分：

负荷的持续分量，调度部门用日负荷曲线来描述。

日负荷曲线示例如下：

从以上日负荷曲线可看到，把负荷分成基荷和峰荷。

相应地，调度部门把发电厂分为三类：

带基荷发电厂：

出力基本不变（核电厂）

调峰发电厂：

根据分时段的发电计划控制

调频发电厂：

AGC自动控制

调度部门按日负荷曲线把各时段发电计划下发到各类发电厂，预设的发电计划与实际负荷不可能完全一致，其差值称为计划外负荷。

计划外负荷由调频厂承担。

由此可见，调度部门使用发电计划来解决大部分有功功率平衡问题的，利用AGC中的自动调频功能来解决无法预计的负荷变化。

4、自动调频系统

自动调频系统是一个闭环反馈控制系统，主要由两大部分组成：

机组控制器。

主要用来控制机组调速器的调节特性（通过调频器），使机组在额定频率下发出设定的出力。

负荷分配器。

根据电力系统频率偏差以及与相邻电力系统交换功率的偏差信号，按一定准则计算出各机组的应发出力。

（分为电厂级和系统级）

5、自动调频方法－积差调节法

最简单的功率分配

其中：

Ks为系统的单位调节功率。

αi为分配系数

Psi为机组的设定出力。

积差调节法：

根据系统频率偏差的根据系统频率偏差的累积值进行调节。

积差调节方程：

若系统只有单台发电机调频

其中：

K为调频功率比例系数。

 t1－t2：

 t3－t4：

调节方程：

多台发电机调频

或者写成通用形式：

因为Δf是全网统一的，所以∫Δfdt相等，而且∑ΔPGi等于系统的计划外负荷ΔPL，则有：

代回到前方程，则可得到每台调频机组承担的负荷（负荷分配）：

调节结束时，各调频机组发电出力增量按一定比例自动地分担了计划外负担，使系统有功功率重新平衡。

积差调节的缺点是积差信号滞后于系统频率的瞬间变化，调整过程缓慢。

6、调频电厂的选择

足够的调整容量和调整范围

调频机组具有与负荷变化速度相适应的较快的调整速度。

机组具备实现自动调频的条件

在电网中的位置及其输送通道、输送能力

调整机组的有功功率时能够满足安全和经济运行的原则

调整过程中不能使中枢节点电压波动超出允许范围

对于联网系统，还要考虑调频引起的联络线上交换功率的波动是否超出范围。

分为主调频厂、辅调频厂。

（其他为非调频厂）

四、经济调度（三次调频）

1、概述

传统经济调度：

最低发电成本或最少一次能源消耗

电力市场环境：

购电费用最低为目标

传统经济调度的重要任务：

进行有功功率电源的最优组合和有功功率负荷的最优分配。

火电厂内机组的经济分配

火电厂之间的经济分配

水火电厂有功功率负荷的经济分配

2、火电厂内各机组间的经济负荷分配

燃料耗量特性B=f（P）

燃料耗量微增特性：

dB/dP

控制目的：

全厂发出功率PD时，总的燃料消耗最小。

目标函数：

（总燃料耗量最少）

约束条件：

（有功功率平衡）

求解方法：

拉格朗日乘子法，引入λ

将C对P和λ求偏导，并令其等于零，得到：

等微增率准则

3、火电厂之间的经济负荷分配

必须要考虑网损修正

目标函数：

（总燃料耗量最少）

约束条件：

（有功功率平衡）

类似处理，得到各机组之间分配条件：

4、水火电厂之间的经济负荷分配－水火联合经济调度

水电厂的作用：

 尽可能多承担调峰调频任务，使火电厂减少出力且运行平稳降低煤耗

 需要保持高水头运行，以提高效率

特殊性：

 水电厂分为多年调节、年调节、日调节和径流式水电厂。

 梯级水电厂之间的联系和制约。

 同样水量在不同水头下的出力不同

处理方法：

引入水煤换算系数γ，将水量转换为煤耗，即将水电厂转换为火电厂处理，然后再利用拉格朗日乘子法。

显然，实际应用中，γ应该是水头的函数，此时显然在优化时更为复杂。

其本质是将水换成煤，水电厂等效为火电厂。

五、AGC总论（AutomationGenerationControl）

能量管理系统中最重要、最基础的闭环系统。

2003年6月，全国省级以上电网中，已有31家投入了AGC功能。

AGC的基本目标

使全系统的出力与负荷相匹配

将电力系统的频率偏差调节到0，保持系统频率为额定值

控制区域间联络线的交换功率与计划值相等，实现各区域内有功功率的平衡

在区域各个电厂间进行负荷的经济分配

第二个目标也称为LFC（负荷频率控制）

AGC的一般过程

AGC的区域控制误差（ACE-区域控制误差）

ACEi=βidf+dPT,I

根据控制目的不同：

典型控制方式

定频率偏差控制

定交换功率控制

定频定交换功率控制

………

与AGC相关的发电机组运行方式

发电机的几种运行方式：

-停机方式：

故障或检修状态

-备用方式：

冷备用，热备用

-手动方式：

不受AGC自动控制

-调度员直接控制方式：

调度员远方控制机组

-带基荷方式：

AGC控制下，但是设定为基荷发电。

-带基荷和调频方式：

AGC的完全控制，根据ACE计算分配功率增量，随时增减出力。

-与AGC相关的发电机组运行方式

运行方式转换：

除了停机方式外，机组运行方式可由调度员遥控更改运行方式，使其转入调频状态。

出现下列情况，调频机组需要转为手动方式：

-自动调功装置开关跳闸，无法遥调出力。

-机组遥测不正常。

-机组控制机构异常。

AGC与其他应用软件的关系

六、AGC性能评价指标

A1、A2标准介绍

A1：

控制区域的ACE在任意10分钟内必须至少过零一次。

即：

不允许任意连续十分钟达不到控制目标。

A2：

控制区域的ACE在任意10分钟内的平均值必须控制在规定的范围Ld内。

即：

不允许任意连续10分钟平均控制效果超标。

NERC（北美电力系统可靠性协会）要求控制合格率在90％以上。

A1、A2标准缺陷

没有体现对频率质量的要求。

增加了机组的无谓调节。

在事故情况下，互联的控制区域在未修改交换计划前，难以作出较大的支援。

CPS1、CPS2标准要求：

1min内ACE平均值，2s采样一次

1min内频率偏差平均值，1s采样一次

B为控制区域设定的频率偏差系数，且为负数，单位10MW/HZ

为互联电网对全年1min中频率平均偏差的均方根控制目标值。

<0，该区域在1min中过程中低频超送或高频少送。

>0，该区域在1min中过程中高频超送或低频少送。

某段时间（n分钟内）内的CPS1指标的统计公式：

KCPS1>=200%，即KCF<=0，降低ACE对电网频率有帮助。

200%>KCPS1>=100%，AGC性能符合CPS1标准。

100%>KCPS1，ACE对频率质量影响超过允许范围。

n代表分钟数

CPS2指标：

与A2类似

B—控制区域的频率偏差系数。

B1—整个互联电网的频率偏差系数。

—互联电网对全年10min频率平均偏差的均方根值的控制目标值。

CPS1、CPS2与A1、A2的比较

CPS标准克服了A1、A2标准未涉及电网频率控制目标的缺陷。

CPS标准不要求ACE在规定时间过零，可以减少一些不必要的调节。

CPS标准对各控制区域对电网频率质量的功过评价十分明确，特别有利于某一控制区域内发生事故时，其他控制区域对其进行支援。

CPS标准对数据采集提出了更高要求。