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3. 为预防电力系统故障时对负荷的影响

作者:快乐28 发布时间:2020-06-16 18:07 点击数:

  自动发电控制的基本原理及应用_电力/水利_工程科技_专业资料。自动发电控制的基本原理及应用

  自动发电控制的基本原理及应用...................................................................... 3 第一章 自动发电控制(AGC)在电力系统中的作用 .......................................................... 3 第一节 自动发电控制(AGC)发展概况 .................................................................... 3 第二节 自动发电控制(AGC)与电力系统优质运行 ............................................. 5 第三节 自动发电控制(AGC)与电力系统经济运行 ........................................... 12 第四节 自动发电控制(AGC)与电力系统安全稳定运行 .................................. 13 第五节 自动发电控制(AGC)与电力市场运营 .................................................... 14 第二章 电力系统自动发电控制(AGC)概述 .................................................................... 16 第一节 电力系统的负荷变化和频率波动................................................................... 16 第二节 电力系统频率控制的基本概念 ....................................................................... 20 第三节 电力系统自动发电控制(AGC)系统构成概述 ....................................... 24 第三章 自动发电控制的基本原理 ......................................................................................... 29 第一节 频率的一次调节 .................................................................................................. 29 第二节 电力系统频率的二次调节 ................................................................................ 42 第三节 电力系统频率的三次调节 ................................................................................ 60 第二篇 电力系统自动发电控制系统 ...................................................................... 68 第四章 电力系统的自动发电控制系统 ................................................................................. 68 第一节 调度端自动发电控制系统概述 ....................................................................... 68 第二节 自动发电控制系统(AGC) ........................................................................... 69 第五章 自动发电控制的信息传输系统 ................................................................................. 74 第一节 自动发电控制信息传输规范 ............................................................................ 74 第二节 自动发电控制方式及其信息传输系统要求 ................................................ 78 第三节 信息传输时间延迟对自动发电控制的影响 ................................................ 82 第六章 水电厂自动发电控制系统 ......................................................................................... 84 第一节 水电厂的自动发电控制系统概述................................................................... 84 第二节 水电机组的调节能力 ......................................................................................... 85 第三节 水电厂自动控制系统 ......................................................................................... 88 第四节 水电厂机组的优化运行 ................................................................................... 111 第五节 水电厂全厂负荷控制策略 .............................................................................. 115 第六节 水电厂 AGC 控制对一次设备的影响 ......................................................... 116 第七节 现代化水电站综合自动化 .............................................................................. 116 第八节 抽水蓄能电站负荷控制方式 .......................................................................... 119 第九节 梯级电站负荷控制方式 ................................................................................... 122 第七章 火电厂 AGC 控制系统 ............................................................................................ 126 第一节 火电机组的负荷调节能力 .............................................................................. 126 第二节 火电厂协调控制系统 ....................................................................................... 134 第三节 燃煤机组 AGC 性能提高及存在的问题 ..................................................... 145 第四节 火电厂全厂负荷优化控制系统 ..................................................................... 148 第五节 燃汽轮机的 AGC 控制系统 ........................................................................... 150 1 第三篇 电力系统自动发电控制的实施 .......................................................... 151 第八章 电力系统自动发电控制的控制策略与规划 ........................................................... 151 第一节 电力系统自动发电控制的控制策略 ............................................................ 151 第二节 电力系统自动发电控制实施规划概述........................................................ 155 第九章 电力系统自动发电控制系统的实例 ....................................................................... 160 第一节 调度端自动发电控制系统 .............................................................................. 161 第二节 厂站自动发电控制系统 ................................................................................... 176 第三节 信息传输系统 ..................................................................................................... 179 第十章 自动发电控制系统调试 ........................................................................................... 181 第一节 AGC 调试工作流程 .......................................................................................... 181 第二节 AGC 调试项目 ................................................................................................... 182 第三节 机组现场调试方案实例 ................................................................................... 183 第四节 AGC 各级调试的试验报告实例.................................................................... 194 第十一章 自动发电控制系统性能评价和控制策略........................................................... 205 第一节 AGC 性能评价标准与参数的确定 ............................................................... 205 第二节 互联电网 AGC 的控制策略 ........................................................................... 208 第三节 发电性能评价 ..................................................................................................... 219 第四节 AGC 性能的统计分析 ...................................................................................... 225 第十二章 电力市场辅助服务和 AGC 调节........................................................................ 228 第一节 电力市场辅助服务概述 ................................................................................... 228 第二节 调节服务、负荷跟踪服务需求的确定........................................................ 238 第三节 调节服务、负荷跟踪服务的获取和调用 ................................................... 243 第四节 服务提供者技术条件的认证、服务性能评价 .......................................... 248 第五节 调节服务和负荷跟踪服务的成本、定价、交易结算 ............................ 252 2 自动发电控制的基本原理及应用 第一章 自动发电控制(AGC)在电力系统中的作用 第一节 自动发电控制(AGC)发展概况 一、 国外电力系统对自动发电控制(AGC)的研究与应用 电力系统自动发电控制(AGC)原先称为“电力系统频率与有功功率的自动控制” ,对 这项技术的研究可以追溯到几十年前, 但它的发展和应用还是在电力系统扩大以后, 尤其是 二十世纪五十年代以来,随着战后经济的发展,电力系统的容量不断增长,各工业发达国家 的电力系统通过研究和试验,相继实现了频率与有功功率的自动控制。 前苏联于 1937 年研制出第一个频率调整器,安装在斯维尔斯克水电厂中。到二十世纪 五十年代,已有若干个电力系统实现了频率和有功功率的自动调整。1959 年,前苏联开始 在组成全苏统一电力系统的主要部分——南部、 中部及乌拉尔、 西伯利亚西部等联合电力系 统中, 实现非集中的调整系统。 前苏联在频率和有功功率控制方面广泛采用虚有差率调整准 则,随着其欧洲部分统一电力系统的形成,又逐步过渡到采用“频率——交换功率(TBC) ” 准则,自动控制装置主要有电子模拟和磁放大器式两种。 在美国,各电力公司所属电力系统之间广泛采用“频率——交换功率(TBC) ”的控制 方式,自动控制装置以 TVA 系统的高速频率负荷控制装置、统一爱迪生系统的自动负荷控 制装置、堪萨斯电力照明公司的采用自整角机的电力系统自动负荷分配系统为代表。 在欧洲,以西德和法国电力系统为主,由荷兰、比利士、卢森堡、意大利、瑞士和奥地 利等国电网组成的西欧联合电力系统,采用“频率——交换功率(TBC) ”准则实现联合控 制,但各国内部的控制准则和装置则多种多样,如法国内部采用“功率——相角“有差特性 准则,其特点为系统无须分区即可实现多电厂的联合控制。 在日本,存在两个联合电力系统,分别包含三个和七个电力系统,控制准则有固定频率 控制和固定负荷控制等,系统之间多数采用“频率——交换功率(TBC) ”控制,少数用选 择式频率控制,自动装置主要是比例积分型。 二十世纪六十年代,国外电力系统频率和有功功率的自动控制工作又有了新的进展,控 制装置元件改用晶体管和集成电路,控制原理由模拟式转向数字化,特别是七十年代以来, 继美国 NEPEX 电力控制中心采用在线电子数字计算机实现了自动发电控制、经济负荷分配 和电力系统安全监控以后, 各国竞相发展, 进行基于计算机集中控制的现代自动发电控制技 术的研究和应用,取得了明显的经济效益。 3 二、 我国电力系统对自动发电控制(AGC)的研究与应用 我国电力系统对频率和有功功率的自动控制工作开始于 1957 年,当时确定以东北和京 津唐两大电力系统进行试点。东北电力系统采用“集中控制下的分区控制”方案,特点是将 系统分为以省调度辖区为范围的三个区, 并对联络线负荷及系统频率实现综合控制, 平时各 区自行担负本区负荷变动,而不影响邻区,在系统频率降低时,则可相互支援,联络线负荷 可以给定或定时加以修改, 控制装置由磁放大器及自整角机组成。 京津唐电力系统采用分散 式控制方案, 主要特点是在各主导电厂中分别装设系统微增率发生器, 对电厂机组进行控制, 线损修正采用简化通道方案分散在电厂中进行, 因而可以不用或少用通道实现整个系统的频 率和有功功率的自动控制,自动装置以磁放大器和电气机械式为主。 华东电网从六十年代开始进行自动发电控制(当时称自动调频)的试验工作,1963 年华 东电管局审查通过了“华东电力系统频率与有功功率自动控制方案” ,确定近期采用“主系 统集中控制下的地区分散制” 控制方式, 远期逐步过渡到 “频率——联络线交换功率” (TBC) 控制方式,并开始制定规划、组织实施。1964 年实现了新安江水电厂单机自动调频;1965 年新安江水电厂全厂六台机均参与了自动调频。1966 年和 1967 年,又相继完成了望亭电厂 一期和二期频率与有功功率自动控制工程,系统进入了水火电厂联合自动调频阶段。同时, 闸北、 杨树浦和下关电厂也开始了自动调频工作, 为逐步过渡到多个电厂联合控制创造条件。 1968 年,用晶体管和可控硅实现的第二代自动调频装置试制成功,与此同时,在华东电网 总调度所装设了标准频率分频器、系统频率质量自动记录装置和自动时差校正信号发送器, 通过远动通道将信号发送到新安江水电厂,实现了系统自动时差校正。按照规划,到六十年 代末,参加自动发电控制的电厂将扩大到 14 个,被控机组 66 台,总容量达 2600Mw,占当 时系统总装机容量的 70%左右,届时,华东电力系统频率与有功功率的自动控制将得到完 全实现。 由上可见,我国电力系统频率和有功功率的自动控制工作起步并不晚,通过一段时间的 工作,到二十世纪六十年代中期,东北、京津唐和华东三大电力系统已经实现了自动调频和 不同规模的多厂有功功率控制,系统频率在?0.05Hz 以内的累计时间一般都在 70%以上,电 钟误差一般不超过十秒钟,已接近当时的世界先进水平。可惜由于,电力系统的正 常运行受到极大的破坏,电网长期处于低频率、低电压的恶劣状态之下,系统自动调频工作 只得陷于停顿。 之后,随着电力系统正常生产秩序的逐渐恢复,又迎来了自动发电控制新的发 展机遇。特别是随着各网、省(市)电网能量管理系统的建设,各电力系统普遍进行了基于 计算机集中控制的现代自动发电控制技术的研究和应用。 1992 年,华东电网共有 2 个水力发电厂(新安江、富春江)和 3 个火力发电厂(望亭、 闵行、石洞口)的 18 台发电机组具备参与 AGC 的条件,机组额定容量为 1809.7MW,可调 容量为 1100MW。该年,华东网调的 AGC 年投运时间为 3963 小时。 1994 年,华东电网在网、省(市)调 SCADA 功能实用化工作全面完成的基础上,深入研 究联合电网条件下 AGC 技术应用的问题,从工作规划抓起,全面推进 AGC 技术应用。首 先从华东电网的实际情况出发,确定了 FFC-TBC 的 AGC 控制的策略,即华东电网总调度 所实行 “定频率控制 (FFC) ” , 三省一市调度所实行 “联络线功率——频率偏差控制 (TBC) ” 。 并提出了 AGC 工作在 6 年中分三个阶段进行的工作步骤,三个阶段工作中心分别是: 1995~1996 年为“扩大队伍、构成系统、维持负荷、守好关口” ,1997~1998 年为“协助调 频、曲线跟踪、省市计算、经济介入” ,1999~2000 年为“降低线损、关口修正、水火共济、 全网最优” 。到 1998 年,华东电网 AGC 工作取得了实质性的进展,网、省(市)调度所的 AGC 功能全面投入运行,并采用北美电力系统可靠性协会(NERC)的 A1、A2 标准评价控 4 制性能。2001 年,华东电网又采用 NERC 最新推出的 CPS 标准评价控制性能,促进了省、 市电力系统对发电机组一次调节工作的开展。 截止到 2002 年底,华东电网全网 AGC 可控机组容量达 40339MW,占全网统调装机总 容量的 76.93%,AGC 可调容量达 15710.5MW,比 1992 年提高了 13 倍左右,占全网统调装 机总容量的 29.96%,占全网统调最高负荷的 30.65%。电网频率合格率,特别是±0.1 Hz 的 合格率有了较大的提高。1995 年,华东电网±0.2 Hz 的频率合格率为 99.76%,±0.1 Hz 的 频率合格率为 84.49%;2002 年,华东电网±0.2 Hz 的频率合格率为 99.994%,而±0.1 Hz 的频率合格率达到 99.93%。电能质量的提高,为社会也为电力企业本身带来了可观的效益。 第二节 自动发电控制(AGC)与电力系统优质运行 一、 电力系统频率质量对社会和电力企业的影响 众所周知, 电网频率是电能质量三大指标之一, 电网的频率反映了发电有功功率和负荷 之间的平衡关系, 是电力系统运行的重要控制参数, 与广大用户的电力设备以及发供电设备 本身的安全和效率有着密切的关系。 (一). 频率波动对发电厂设备的影响 发电厂的汽轮机及其叶片是按照额定转速 (频率) 和进汽没有冲击时保证能有最大的轴 功率来设计的。因而降低旋转频率会引起蒸汽冲击叶片的损耗,同时增加了转矩;而提高旋 转频率则会导致减小转矩,使叶片背面的冲击增加。因而,汽轮机运行在额定频率下最为经 济。此外,降低频率运行还会使汽轮机工作叶片和其它零件加速磨损。 频率的变化会影响到发电厂厂用电动机(如给水泵、循环水泵、引风机、送风机等)的 正常运行。 压头只消耗在克服输水系统动态阻力压头的水泵, 其出力与转速的一次方成正比: (Q1/Q2) = (n1/n2) (1.2.1) 有静阻力压头时,水泵出力与角频率的关系可由下式来确定: Q = ?(k1ω2-HCT)/ΣR (1.2.2) 式中 ω——角频率 HCT——被克服的静压头 ΣR——输水管阻力 k1——由机组结构及尺寸所确定的系数。 有了静压头, 水泵将在频率不到零的某一频率时便停止给水, 这个频率被称为临界频率。 根据这一定义,临界频率为: ωkp=?HCT/k1 (1.2.3) 图 1-2-1 示出了临界频率 为 45.8Hz 的电动给水泵试验 的和计算的特性曲线。 从上述可知,电动给水泵 的出力与交流电网的频率有很 大的关系。即使频率下降的幅 度很小,水泵的出力也会降低 5 很多,于是破坏发电厂的正常工作,或者完全停止向锅炉给水,而使锅炉的安全运行和发电 厂以及整个电力系统的运行可靠性受到威胁。 频率超过额定值时, 给水泵发出的压头超过所必需的压头, 因而使厂用电能的消耗增大。 所有上述情况也适用于循环水泵,只是影响的程度较小而已。 频率低于额定值将使通过汽轮机凝汽器的水量减少,这就等于使凝汽器的真空度降低, 结果使汽轮机的效率下降, 使汽耗量增大。 频率超过额定值会使通过汽轮机凝汽器的水量增 加,使电能消耗增加。 除水泵以外,发电厂内还有大量具有通风力矩的机械(一次风送风机、二次风送风机、 引风机) ,在没有静压头时,这些机械的出力和频率的一次方成正比。然而试验证明,随着 频率的降低,送风机和引风机的出力远较频率下降得快。频率提高时,送风机和引风机所产 生的压头就大为增加,这种情况与出力(压力)降低一样,会引起锅炉运行方式的破坏。锅 炉的经济性决定于排出烟气中 CO 和 CO2 的含量,以及燃烧室内的过剩空气量。CO 和 CO2 的含量与所供给的空气量和排出的烟气量有关, 因此, 锅炉运行的经济性首先取决于送引风 装置的运行状况。 频率降低时,送风机的出力降低,进入燃烧室的空气量较少,此时化学不完全燃烧损失 增加,而同时减少了排烟损失。频率提高时,送风机的出力提高,因此,化学不完全燃烧损 失减少, 而排烟损失增加。 锅炉中的最低损失一般是在一个确定的过剩空气量 (CO2 的含量) 时发生的。因而,频率的改变将导致锅炉正常运行方式的破坏。 (二). 频率波动对用户设备的影响 用户的旋转设备一般是由电动机驱动的,因此,与发电厂的设备相同,频率的波动对其 有着严重影响。 尽管许多用户设备能在较宽的频率范围内正常工作, 但随着科学技术的发展, 一些新的电子设备及精密加工设备对电网频率提出了更高的要求, 频率的波动, 会使产品质 量下降或设备损坏。根据IEEE 446-1995标准和BS EN50160:1995标准,± 0.5Hz的是许多最终 用户设备的频率波动的最大容限。 频率波动的长期积累效应也会影响用户设备的正常工作, 尽管以同步电机驱动的时钟已 不再时兴,但是仍有部分设备依然以电力系统作为参照系,特别是那些与时间有关、需长期 运行、 但又难以通过外部进行授时的设备仍然需要以电钟为计时手段。 如数量巨大的用户分 时电度表,不具备自动与标准时间对时的手段,如要依靠人工对时,则工作量巨大,如以电 钟为计时手段,既可保持时间的准确度,又可降低电度表的结构复杂性和造价。 (三). 频率质量改善对经济效益的影响 众所周知,频率偏差反映了发电与负荷间的不平衡,特别是频率偏高,反映发电量超出 了用电的需求量,造成了用户电费的额外支出,以及能源的浪费。 1. 平均频率反映的经济效益 由于我国过去长期处于缺电局面,因此,在一段相当长的时期中,从政策上鼓励电厂多 发电,以发电量为电厂的主要经济考核指标,在这种情况下,发电厂普遍存在抢发电(超计 划发电)的现象,特别是在年底岁末,发电厂为完成生产指标,抢发电的现象更为严重,使 电力系统大多数时间处于高频率运行, 系统的平均频率必然高于标准频率值。 以华东电网为 例,经过了 20 世纪八十年代中、后期及九十年代初期的建设和发展,到 1995 年,华东电网 迎来了发电容量基本满足用电需求的局面, 基本消除了压低频率运行的现象, 但高频率却成 为困扰系统运行的问题,全年平均频率为 50.02Hz,由此引起的能源浪费可用公式 1.2.1 推 算: 能源浪费(折合成标准煤)=年频率平均偏差值(Hz)×频率偏差系数(kw/Hz)×365 (天)×24(时/天)×标准煤耗(T/kwH) (1.2.1) 3 -6 如果式中频率偏差系数按 2200×10 kw/Hz、标准煤耗按 378×10 T/kwH 计算,可推算 6 出 1995 年华东电网因频率偏高浪费了能源合标准煤 145,696 吨。 而用户为此多付出的电费可用公式 1.2.2 推算: 用户多付电费=年频率平均偏差值(Hz)×频率偏差系数( kw/Hz)×365(天)×24 (时/天)×用户电费(元/kwH) (1.2.2) 3 如果式中频率偏差系数仍按 2200×10 kw/Hz、用户电费按 0.4 元/kwH 计算,可推算出 1995 年华东电网的用户因频率偏高多支出了电费 15,417.6 万元。 2. 频率分布反映的经济效益 电力系统频率偏差而引 起平均频率偏高的现象也许 并不多见, 用平均频率来分析 电力系统频率与各方经济利 益的关系可能不具有普遍意 义, 但频率偏差必然引起频率 分布的变化, 因此, 对频率分 布的研究更具普遍意义。 从图 1-2-2 可以看出尽管系统 1 和 系统 2 的平均频率均为 50Hz,但系统 1 的频率偏差 明显比系统 2 的大, 通过对频 率分布曲线Hz 部分的 积分, 可以推算出电力系统在 高频率时多消耗的能源。如果根据图 1-2-2 所示的频率分布曲线,并均按华东电网上述有关 参数进行计算,可以推算得到,系统 1 在一年内高频率时多消耗能源合标准煤 86,398 吨; 系统 2 在一年内高频率时多消耗能源合标准煤 55,365 吨。当然,一个正常运行的电力系统, 其高于标准频率的运行时间是不可能等于零的, 但通过对同一个系统不同频率分布曲线的分 析、比较,可以对在节能方面取得的经济效益作出评估。 综上所述,使频率稳定在额定值,是电力系统运行的重要任务。 二、 电力系统频率指标和控制要求 (四). 确定频率指标和控制要求需考虑的因素 为了满足发电厂设备、 用户设备和电力系统正常运行的需要, 必须根据各电力系统的特 点,提出频率指标和控制要求。为此,需要考虑的问题有: 1. 基准频率和频率的正常范围 基准频率是由设计确定的,中国、西欧、澳大利亚、日本的一部分的电力系统基准频率 为 50Hz;而北美、日本的另一部分的电力系统的基准频率为 60Hz。在各个电力系统中,所 有的发电和用电设备均按在基准频率下运行效率最高的原则来设计的。 确定频率的正常控制范围应考虑三个重要因素: 1) 对发电、用电设备经济性的影响,使其能发挥最佳的效率。 2) 对故障状态下频率允许范围的影响, 当电力系统中发生故障时, 频率不越出相应 故障状态的频率允许范围。 3) 对安全性和经济性的综合分析。 由于电力系统绝大部分时间必须运行在频率的正 常控制范围之内,因此,确定频率的正常控制范围对电力系统运行的经济性影响较大,如果 7 放宽对频率正常控制范围的要求, 会降低对维持正常频率的辅助服务的要求, 同时也降低了 成本;但是却增加了在电力系统发生故障时将频率维持在故障状态下频率允许范围内的难 度。 2. 故障状态的频率允许范围。 规定故障状态下的频率允许范围需考虑的因素有: 1) 对发电、用电设备功能性的影响,不能影响设备的正常功能。 2) 对发电、用电设备安全性的影响,不能造成设备的损坏。 3) 对电力系统运行安全性的影响,不能由于频率异常,造成发电设备解列,而危及 整个系统的安全运行。 由于电力系统故障状态千变万化,因此故障状态下的频率允许范围往往分为几级: 1) 常见故障(如 N-1 故障)状态下的频率允许范围。 2) 严重故障(如 N-2 故障)状态下的频率允许范围。 3) 特别严重故障(如多个设备故障)状态下的频率允许范围。 4) 电力系统解列成几块运行时故障状态下的频率允许范围。 3. 频率越限的允许时间 规定频率越限后恢复至正常范围的允许时间需要考虑的因素有: 1) 频率越限的延续时间对旋转设备寿命的影响。 2) 在频率越限故障处理期间发生第二次事件的危险性。 如果发生第二次事件, 可能 会导致系统频率越出相应故障状态下频率允许范围,从而产生切负荷装置动作等严重后果。 例:澳大利亚国家电力市场的频率标准和运行原则是: 1) 在正常情况下,尽力使系统频率保持在表 1-2-1 所示的“正常频率带”内。 2) 当系统负荷发生重大变化时,应保证系统频率不越出表 1-2-1 所示的“负荷变化 频率带” ,并按要求尽快恢复至“正常频率带”内。 3) 当系统发生突然和非计划的单个发电机解列时,应保证系统频率不越出表 1-2-1 所示的“单机故障频率带” ,并按要求尽快恢复至“正常频率带”内。 4) 当系统发生突然和非计划的除单个发电机解列以外的单个可信故障 (如重载联络 线跳闸等)时,应保证系统频率不越出表 1-2-1 所示的“可信故障频率带” ,并按要求尽快 恢复至“单机故障频率带”内;进而按要求尽快恢复至“正常频率带”内。 5) 当系统发生突然和非计划的多重故障时,应保证系统频率不越出表 1-2-1 所示的 “极端严重故障频率带” ,并按要求尽快恢复至“单机故障频率带”内;进而按要求尽快恢 复至“正常频率带”内。 表 1-2-1 澳大利亚国家电力市场频率标准 故障状态 正常 负荷变化 单个发电机解列 其它可信故障 极端严重故障 频率带名称 正常频率带 负荷变化频率带 单机故障频率带 可信故障频率带 极端严重故障频率带 频率带范围 (Hz) 49.9~50.1 49.75~50.25 49.5~50.5 49.0~51.0 47.0~52.0 恢复至单机 故障频率带 的时间要求 —— —— —— 60 秒 60 秒 恢复至正 常频率带 的时间要 求 —— 5 分钟 5 分钟 5 分钟 10 分钟 (五). 国内外电力系统频率指标和控制要求的对比 电力系统由于规模、系统特性等不尽一致,因此,对系统频率控制的要求也不尽相同。 8 规模大的电力系统对故障的承受能力强,在华东电网中,失去一台 600Mw 的发电机组,频 率可能会下降 0.2Hz;而在美国东部电网中可能仅下降 0.03Hz。但是,同样的频率偏差对不 同规模的电力系统的威胁却是不一样的,在华东电网中,频率偏差 0.6Hz 是一个严重但是可 控的事件;而在美国东部电网中,频率偏差 0.6Hz 则是一个极其危险的信号,因为,它表示 出发电与负荷之间存在巨大的不平衡。因此,一般来说,规模越大的电力系统对频率控制的 要求越严。 1. 对系统频率控制的要求 表 1-2-2 列出了澳大利亚、英国、北美、中国电力系统对频率控制的不同要求。 表 1-2-2 各国电力系统对频率控制的要求 频率偏差 (Hz) 0.03 0.05 0.1 0.2 0.25 0.5 0.8 1.0 3.0 澳大利亚国家 电力市场 英国国家电网 美国东部电 网 正常状态 正常频率带 正常频率带 负荷变化频率 带 单机故障频率 带 可信故障频率 带 极端严重故障 频率带 警戒状态 美国得克萨斯 电网 正常状态 警戒状态 (+0.05Hz) 异常状态 (+0.1Hz) 故障状态 中国华东电网 正常频率带 故障状态 法定目标频率 带 故障频率带 严重故障状 态 严重故障状态 故障频率带 严重故障频率 带 2. 对时差控制的要求 表 1-2-3 列出了各电力系统对时差控制的要求。 表 1-2-3 各国电力系统对时差控制的要求 澳大利亚国家电 力市场 10 秒 英国国家电网 10 秒 美国东部电网 10 秒 美国得克萨斯电 网 3秒 中国华东电网 30 秒 3. 对频率控制的指标要求 各电力系统对频率控制的指标要求形式不尽相同,大致有两种类型: 1) 频率合格率指标 即对频率控制效果的评价, 以将频率控制在规定范围内的时间为依据, 澳大利亚和我国 电力系统采用的是这种评价方法。 澳大利亚国家电力市场要求频率控制在 50± 0.1 Hz 范围内的时间应达到 99%以上, 但实 际上,其控制效果比所要求的高得多,在 1999 年和 2000 年两年中,澳大利亚国家电力市场 频率越出 50± 0.1 Hz 范围的时间累计共有 242 分钟,其实际合格率达到 99.97%以上。 我国有关技术规程规定, 电力系统频率控制在 50± 0.2 Hz 范围内的时间应达到 98%以上。 随着我国电力系统规模的扩大,频率控制技术的提高,在电力系统内部,对频率控制合格率 的要求正在逐步提高, 有的电力系统已把对频率控制合格率的要求提高到与澳大利亚国家电 9 力市场的要求一样。而 2002 年华东电网的 50± 0.1 Hz 频率合格率实际已达到 99.93%。 2) 频率分布统计指标 频率合格率的评价方法是 存在缺陷的,从满足频率控制 在 50± 0.1 Hz 范围内的要求来 说, 50Hz 与 49.91Hz 是没有区 别的;但从发电设备和用电设 备的运行效率来说,其意义是 不同的,从这一含意来说,要 求频率越接近 50Hz 越好。因 此,频率的分布情况更能反应 频率控制的效果。相近的频率 合格率不一定会有相近的频率 分布情况,华东电网 2002 年 50± 0.1 Hz 频率合格率已接近 于澳大利亚国家电力市场 1999 年和 2000 年两年平均的频率合格率的水平, 但从有关资料和 华东电网的统计来看,两网的 频率分布还是有较大的差别。 图 1-2-3 和图 1-2-4 分别表示了 澳大利亚国家电力市场典型的 日频率分布以及华东电网 2002 年 9 月 (频率合格率最高 的月份)的频率分布情况。 欧洲与北美的电力系统已 普遍采用频率分布统计指标作 为频率控制的评价依据。其方 法是统计全年系统频率偏离标 准频率(50Hz 或 60Hz)的偏 差值的均方根, 当频率的分布符合以标准频率为数学期望值的正态分布时, 该均方根值正反 映了分布函数的离散程度(即正态分布函数的 σ) 。北美各互联电力系统统计的是每分钟频 率偏差平均值的均方根(称为 ε1) ,年控制目标见表 1-2-4。 表 1-2-4 北美各互联电力系统年频率控制目标(ε1) 互联电力系统名称 美国东部电网 美国西部电网 美国得克萨斯电网 0.018Hz 0.0228Hz 0.020Hz 年频率控制目标(ε1) 美国得克萨斯电网是北美规模最小的互联电力系统,2002 年最高负荷为 57,694Mw,与 华东-福建电网极为接近,但华东-福建电网 2002 年频率质量最好月份的实际 ε1 为 0.025Hz, 与得克萨斯电网相比,在频率控制的效果上,还有较大的差距。 三、 自动发电控制是保证系统频率质量的重要技术手段 10 传统的频率调节方法是依靠调度员指令或指定的调频厂的调节来保持频率的质量,但随 着电力系统规模的不断扩展,负荷的变化速率不断提高,以华东电网为例,在正常情况下, 负荷波动的最高速率达到 600Mw/分钟,在这种快速的负荷变化情况下,依靠传统的频率调 节方法, 要将电网频率始终控制在规定的范围内已是相当困难了。 华东电网传统上以新安江 水电厂作为第一调频厂,该厂共有九台机组,总容量为 730Mw,虽然从理论上这些机组都 可以在一分钟内从空载加到满出力, 但即使是在该厂的发电容量全部用来调频的话, 在电厂 值班员人工的逐台机组调节控制下, 机组的出力变化还是不可能跟上 600Mw/分钟的负荷波 动的;更何况该电厂还要承担完成电量的任务。 负荷除了有瞬间波动以外,在一天中还会有较大幅度的变化,在华东电网中,一小时的 负荷变化最高达到 4000Mw。这需要改变大量发电机组的出力,才能得到发电有功功率和负 荷之间的平衡。 尽管各级电网调度所根据负荷预计对管辖范围内的发电厂安排了发电计划曲 线,而且随着负荷预计时段的细化(从 24 点到 96 点) ,发电计划曲线更接近实际负荷变化 的情况。但是,负荷预计本身一般存在着 1~2%的偏差,在华东电网中,2002 年全网最高统 调负荷达到 51255Mw,这就意味着在正常情况下负荷预计可能存在 500~1000Mw 的偏差; 同时,发电厂在执行发电计划曲线时,存在着未按照规定时间加减出力的情况,图 1-2-5 表 示了某发电厂的某日发电曲线, 从图中可以看出, 该厂发电出力曲线上升的时间比计划曲线 分钟即意味着可能有 2000Mw 负荷的偏差。 电网中意外故障的发生, 也会打破发电有功功率和负荷之间的平衡。 随着电力系统的发 展,电网中单个设备故障带来的发电功率损失越来越大,在华东电网中,目前单台发电机的 最大容量为 700Mw,在不久的将来,将会出现 900~1000Mw 的发电机组;单个电厂的全厂 装机容量最大已达 3000Mw, 全厂装机容量 4000Mw 的电厂也已在建设中; 在输变电设备中, 葛沪直流单极最大输送功率为 600Mw,双极最大输送功率为 1200Mw;而于 2002 年底投入 运行的龙政直流单极最大输送功率为 1500Mw,双极最大输送功率为 3000Mw。这些设备的 故障, 都会造成发电有功功率和负荷之间的严重偏差, 而靠人工调整发电出力则需要较长的 时间,才能达到新的平衡。 针对这些问题,出路只有一个,即采用自动发电控制(AGC)的技术手段,对电力系统 中的大部分发电机组,根据其本身的调节性能及在电网中的地位,分类进行控制,自动地维 持电力系统中发供电功率的平衡,从而保证电力系统频率的质量。 11 第三节 自动发电控制(AGC)与电力系统经济运行 一、 电力系统有功功率的经济分配 电力系统的经济运行, 即在满足安全和质量的前提下使供电成本最低, 是电力系统追求 的又一运行目标。 由于电力系统是由分布在广阔地域上各种类型的发电厂 (发电厂中又有着 不同类型的发电机组) ,以及将其与负荷连接起来的电网组成的。在一个电力系统中,各种 发电机组使用着不同的一次能源,这些一次能源的价格(市场价和运输价)不同,发电机组 使用一次能源的效率不同,各发电厂供给负载所引起的网络损耗也不同,因此,要实现电力 系统的经济运行,就需要同时考虑两个问题: 1. 如何在所有的发电机组间合理地分配有功负荷, 使所消 耗的一次能源总价格最低; 2. 如何在发电厂间合理地分配有功负荷, 使所输送的电力 在电网中的损耗最小。 在进行有功功率的经济分配时, 除考虑上述两个要求外, 还须考虑电网输送容量的约束, 以及环保、 水库调度、 国家能源政策等因素, 在互联电力系统中还须考虑向其它电力系统购、 售电的经济性,因而是一个非常复杂的运行问题。 电力系统的有功功率经济分配有两种计算方法: 1. 离线的经济调度 所谓离线的经济调度,就是根据预先收集整理的发电机组、电网的各种参数资料,以及 对负荷的预测, 计算未来几天(主要是次日)的开停机计划、以及规定时间间隔(如每小时) 各运行发电机组的发电计划和联络线交换计划。 计算目标是在满足安全和质量的条件下, 每 个时间间隔电力系统的总运行成本(或费用)最低。 2. 在线的经济调度 由于离线的经济调度是基于较长时间(天)的预测数据进行计算的,其预测结果不可能 完全准确;且其安排的发电计划时间间隔也较长,一般为 15 分钟到一小时,不能较精确地 反映负荷变化的实际情况;同时,电力系统的运行工况是瞬息万变的,发电机组的有功出力 也会因种种原因偏离所安排的发电计划。因此,离线经济调度所作出的经济分配,在实际运 行中就变得不那么经济了, 需要不断地根据当前电力系统的实际运行工况, 以及对下一个时 间间隔(5~15 分钟)负荷的预测,对发电机组的有功功率进行重新分配,以改善电力系统 运行的经济性。因而在线经济调度是对离线经济调度的补充和完善。 二、 自动发电控制是实现有功功率在线经济分配的必备条件 有功功率的在线经济分配一般采用等微增率的原则, 其计算所得的结果, 正好与调度员 人工控制的习惯相反。在调度员人工控制方式下,调度员无力监视系统中众多的中、小的负 荷,只能通过控制少量大机组的出力来进行调节;而根据经济分配的原则,那些经济性较高 的大型发电机组大部分时间应该满负荷或接近满负荷运行, 而主要由经济性较差的中、 小机 组改变负荷,承担调节任务。实际上,要保持电力系统真正的经济运行,需要对调整所有机 组的负荷,另外,在线 分钟对机组出力进行一次调整,这些要求都 是人工控制无法办到的,特别是在大型电力系统中,更难办到。因此,在线经济调度必须依 靠自动控制的手段,而自动发电控制(AGC)为在线经济调度的实现提供了良好的条件。 12 在现代的能量管理系统中,自动发电控制(AGC)软件包中一般都包含两部分主要功 能:负荷频率控制(LFC)和经济调度(ED) 。 LFC 最基本的任务是通过控制发电机组的有功功率,使系统频率保持在额定值,或按 计划值来维持区域间的联络线交换功率。LFC 对发电机组的控制量一般由经济调节分量和 区域控制偏差(ACE)调节分量两种分量组成,其中 ACE 调节分量根据频率偏差和联络线 功率偏差计算得到;而经济调节分量则是由 ED 给出的。 ED 的任务是根据给定的负荷水平,安排最经济的发电调度。它最终的计算结果是一组 发电机组的经济基点值 (即机组通常的基本出力) 和一组经济分配系数, 并将其传送给 LFC, 作控制机组出力用。 由于 ED 的计算需考虑发电机组和电网的诸多因素,计算量大,因此,不可能与 LFC 的计算(每 4~8 秒计算一次)同步进行,一般每 5~10 分钟计算一次。发电机组在 LFC 的控 制下,有时会偏离经济运行点,而 ED 的计算结果可以使偏离经济运行点的机组重新纳入经 济运行的轨道。 第四节 自动发电控制(AGC)与电力系统安全稳定运行 一、 自动发电控制与电力系统的频率稳定性 电力系统的频率稳定问题是指,当系统频率下降时,发电设备的效率会降低、或产生功 能异常;为了保护发电设备不受损害,当系统频率下降到一定程度时需要将发电机组解列, 这样会造成发电功率下降,使频率进一步下降,如此恶性循环,最终造成系统频率崩溃。 电力系统频率稳定的破坏是一个很快的过程, 一般在几十秒内完成, 自动发电控制是无 法拯救的。但是,正如本章第二节、二.“电力系统频率指标和控制要求”中指出的,频率 控制的正常范围,对电力系统发生故障时是否会越出相应故障状态的频率允许范围影响很 大。 以 2003 年 1 月 3 日华东电网发生的一次故障为例, 该日 10:25 合肥第二发电厂一台 350Mw 的发电机组跳闸, 故障发生后, 频率最低降到 49.56Hz, 频率恢复花费了 7 分钟。 一台 350Mw 的发电机故障引起了如此的频率偏差, 这在华东电网近几年运行情况中是罕见的, 究其原因, 是该日发电功率比较紧缺,发生故障前系统频率已降至 49.82Hz。可以设想,如果那时发生 的是 600Mw 机组故障,则系统频率完全可能越出国际标准规定的± 0.5Hz 的频率容限。由此 可见,时时刻刻保持发用电的平衡,维持系统频率在规定值的重要性。 虽然随着电力系统规模的不断扩大,对抵御相同故障的能力越来越强,但是,正如第二 节中指出的,随着单个设备、单个电厂容量的扩大,设备故障可能影响的功率也越来越大。 在这种情况下,如何保证在单机、直流单极故障条件下频率不低于 49.50Hz,如何使得在单 个电厂全厂、直流双极故障条件下频率不低于 49.00Hz,是非常重要的问题。其中一个非常 重要的措施就是要充分发挥 AGC 的作用,始终将系统频率控制在标准频率附近。 二、 自动发电控制与联络线潮流控制 在电力系统中, 可以根据电气联系的强弱划分为若干个区域, 区域之间由一些传输总容 量远小于各区域装机容量的联络线连接起来。 在这样的电力系统中, 如果联络线的输送功率 超越了稳定极限,当电力系统遭遇干扰时,就会失去稳定,造成大面积停电,从而带来不可 13 估量的损失。因此,有效控制流经区域间联络线上的功率,是保证电力系统安全稳定运行的 关键。而自动发电控制(AGC)是控制联络线功率的有效手段。 在 AGC 分区控制的模式中,互联电力系统划分成若干个控制区,而控制区之间的联络 线一般都是电气上联系薄弱的联络线。AGC 的主要控制目标就是控制联络线输送功率不偏 离计划值,从而为整个系统的安全稳定运行创造了条件。 在各个控制区内部, 也会存在电气上联系薄弱的联络线, 由于这些联络线处在控制区的 内部,联络线功率不会作为 AGC 的控制目标来执行,但是,当 AGC 与网络分析软件中的 “安全约束调度 (SCD) ” 相结合, SCD 可以将校正联络线功率越限的控制策略传送给 AGC, 通过调整发电机组出力,达到消除联络线功率越限的目的。 综上所述,自动发电控制并不是直接消除电力系统稳定问题的工具,但是,自动发电控 制使电力系统始终处于正常的状态运行,可以为预防稳定问题的产生作出贡献。 第五节 自动发电控制(AGC)与电力市场运营 一、 自动发电控制对电力市场运营环境的作用 近几年,随着经济全球化的发展,以发、输、配企业重组和电力、电量竞争交易为主要 特征的电力行业市场化进程在世界各国迅速展开。 但是, 电力市场的开展需要有良好的环境, 就像一般商品的交易需要环境良好的商场一样,一个安全、优质、经济运行的电力系统是进 行电力、电量交易的重要条件。正如本章以前几节所述,自动发电控制对电力系统的安全、 优质、 经济运行发挥着重要的作用, 因而自动发电控制是保证电力市场正常开展的重要工具 之一。 1, 电力市场需要稳定、可靠的运营环境,自动发电控制是保证发、用电平衡,维持系 统频率在规定值的有效手段,对保证电力系统可靠性发挥着重要的作用。 2, 电力市场运营的目标之一就是要利用市场机制优化资源配置, 降低用户电价, 为用 户带来经济利益。 自动发电控制是实现在线经济调度的必备条件, 在线经济调度可通过优化 发电调度,降低发电费用;同时,在北美标准电力市场的设计中,带安全约束的在线经济调 度(SCED)是实时电力市场运营的主要工具。因而,自动发电控制是电力市场运营的重要 技术手段。 3, 在电力市场中,联络线电力、电量交易是互联电力系统常用的交易形式,交易各方 都必须严格遵守合同, 按交易量控制好联络线功率, 而自动发电控制正是控制联络线功率的 有效手段。历史的经验告诉我们,没有自动发电控制的技术手段,依靠人工调节是很难控制 好联络线 年的运行统计为例,在人工调节联络线功率的情况下, 三省一市全年平均联络线功率控制月合格率仅为 23.22%,其中最高的联络线功率控制月合 格率也只有 35.69%(详见表 1-5-1) 。1998 年以后,华东电网各省、市广泛采用了自动发电 控制技术,联络线功率控制合格率逐步提高,近年来,省、市联络线功率控制月合格率已达 到 90%以上。由此可见,自动发电控制是开展联络线电力、电量交易的重要技术保证。 表 1-5-1 1月 上海 江苏 15.93 16.37 1995 年华东电网省、市联络线功率控制月合格率统计(%) 3月 21.99 19.78 2月 22.03 19.74 4月 25.04 22.11 5月 28.00 21.00 6月 27.84 23.32 7月 23.31 17.89 8月 18.33 11.78 9月 21.46 13.03 10 月 25.98 21.56 11 月 24.60 24.33 12 月 16.43 18.05 年平均 22.58 19.08 14 浙江 安徽 24.80 25.78 21.71 27.07 18.41 32.34 25.41 25.97 26.86 24.47 27.41 32.32 24.53 31.62 24.40 16.45 20.80 18.83 25.09 35.69 22.99 31.23 21.18 21.66 23.55 26.95 一. 自动发电控制在辅助服务市场中的作用 在电力市场环境中, 自动发电控制的商业表现形式为提供调节服务和负荷跟踪服务, 虽 然负荷跟踪服务可以用人工控制的方法来实现, 但采用自动发电控制下跟踪负荷曲线的方法 提供服务能得到远比人工控制更好的效果。 调节服务和负荷跟踪服务是辅助服务市场中交易 的重要商品,辅助服务是为保证电力系统安全,支撑电力、电量供应和功率输送的基础性服 务, 在电力行业重组之前, 辅助服务是作为捆绑的电力产品, 由垂直组合的电力企业提供的。 电力行业重组以后,尽管许多电力产品(如电量、备用容量、调节服务和负荷跟踪服务等) 都是由同一个设备(发电机组)提供的,但由于各种产品的服务目的、服务对象不同,成为 电力市场中不同的交易商品。调节服务和负荷跟踪服务是为平衡发、用电,保证频率质量和 控制联络线功率服务的, 它的服务对象不是某一个特定的用户, 而是为电力市场的全体用户 服务的,不与特定的电力、电量交易直接发生关系,必须与电力、电量交易互相分离,单独 进行交易。由于调节服务和负荷跟踪服务可以由不同的发电机组提供,为了降低服务成本, 应该通过竞争的方法来选择服务的提供者。 调节服务和负荷跟踪服务在电力 市场交易中占有一定的份额,根据美 国联邦能源协调委员会( FERC )对 12 个电力系统的统计, 所有的辅助服 务的费用平均占全部发、输电费用的 9.8%,其中调节服务和负荷跟踪服务 的费用平均占全部辅助服务费用的 9.1%, 即占全部发、 输电费用的 0.9%, 合 0.04 美分/kWh。图 1-5-1 表示了各 种辅助服务的费用占全部辅助服务 费用的百分比。根据统计,1996 年美 国全国的电力用户为调节服务和负 荷跟踪服务所付出的费用大约为 10 亿美元。 二、 自动发电控制技术在市场环境中不断提高和完善 在电力市场的环境中, 调节服务和负荷跟踪服务作为一种竞争性的商品进行交易, 为了 降低生产成本,必然对其技术的表现形式——自动发电控制提出更高的要求。 1,系统控制策略的改进 在传统的运行条件下, 自动发电控制的费用与电能的费用捆绑在一起, 系统控制者往往 仅考虑控制的性能,而对控制的成本则较少顾及。对不同的控制区,由于所拥有的发电资源 不同,对自动发电控制所付出的成本相差较大。在电力市场环境下,控制成本成为系统控制 者考虑的重要因素,那些原本控制成本较高的控制区必然要寻求改变控制策略。在北美,不 少原本较小的控制区纷纷寻求联合,组成规模较大的控制区,实行统一的控制,以便在较大 的区域范围内优化资源配置,降低控制的费用。 2,控制技术手段的改进 随着控制区的扩大, 由控制区的控制中心直接对所有提供服务的机组进行控制已越来越 困难,实行分层控制的区域越来越多;为了在更大的范围内实现资源的优化配置,向其它控 15 制区购买服务的现象也越来越普遍。 因此, 数据通信技术在自动发电控制中得到了广泛的应 用。 3,对控制技术条件的验证和性能评价的技术日臻完善 在市场环境中,自动发电控制既然作为商品来提供,其有关的技术条件(主要是调节范 围和调节速率)必须经过权威机构事先的验证,并且还要定期地进行验证;其控制的性能要 由运行控制机构评价,作为服务费用结算的依据。在传统的控制方式中,控制性能评价主要 是针对控制区的,而在电力市场中,控制性能评价则发展为针对服务提供者(发电厂或发电 商) ,这是一大进步。 总之, 自动发电控制技术是电力市场的重要支持工具, 而电力市场也为自动发电控制技 术的应用创造了良好的条件。 有理由相信, 自动发电控制技术在市场环境中将得到更大的发 展。 第二章 电力系统自动发电控制(AGC)概述 第一节 电力系统的负荷变化和频率波动 一、 电力系统频率波动的原因 电力系统频率波动的直接原因是发电机输入功率和输出功率(负荷)之间的不平衡,众 所周知,电力系统频率是同步发电机转速的函数: ?= RMP?p / 120 (2.1.1) 式中:RMP 是发电机的转速,单位是(转/每分钟) 。 p 是发电机的极数。 120 是将分钟转换为秒、极数转换为极对的转换系数。 对于一般的火力发电机, 极数为 2, 额定转速为 3000 转/每分钟, 因此额定频率为 50Hz。 为了便于分析,电力系统频率又可以用同步发电机角速度的函数来表示: ? = ω / 2π (2.1.2) 发电机的转子运动方程为: MT–Me = Δ M = J?dω /dt (2.1.3) 式中:MT 为原动机的转矩。 Me 为发电机输出的电磁转矩(即负载) 。 J 为发电机的转动惯量。 dω /dt 为发电机的角加速度。 由于功率与转矩之间存在直接的转换关系(P = ωM) ,公式 2.1.3 经规格化处理和拉 氏变换后,可得传递函数: PT – Pe = 2HsΔ ω (2.1.4) 式中:PT 为原动机功率。 Pe 为发电机的电磁功率。 H 为发电机的惯性常数。 发电机转子运动传递函数的方框图如图 2-1 所示: 16 PT + – Pe 图 2-1 1 2Hs Δω 发电机转子运动传递函数方框图 由此可知,当原动机功率和发电机电磁功率之间产生不平衡时,必然引起发电机转速 的变化,即引起电力系统频率的变化。尽管原动机功率 PT 不是恒定不变的,但它主要取决 于本台发电机的原动机和调速器的特性,因而是相对容易控制的因素;而发电机电磁功率 Pe 的变化则不仅与本台发电机的电磁特性有关,更取决于电力系统的负荷特性、以及其它发 电机的运行工况,是难以控制的因素,是引起电力系统频率波动的主要原因。 二、电力系统负荷变化的规律 由于电力系统负荷变化是引起电力系统频率波动的主要原因, 因此, 研究电力系统负荷 变化的规律是进行频率控制的首要任务。对于各类负荷的变化规律需要研究的问题有: 1. 负荷变化的幅值(Mw) (与适应该类负荷变化所需的发电容量有关) 。 2. 负荷变化率(Mw/分钟) (与适应该类负荷变化所需的发电容量升降速率有关) 。 3. 负荷变化改变方向的次数(与为适应该类负荷变化而实施的控制,所引起的效率下 降、维护成本提高而增加的成本有关) 。 负荷变化规律可分为正常情况下的负荷变化规律,和异常情况下的负荷变化规律两种。 (一) 正常情况下的负荷变化规律 通过对正常情况下系统实际负荷变化曲线 细线所示)的分解,电力系统的负荷 是由三种不同变化规律的负荷分量组成的: 17 1 图 2-2 电力系统的负荷变化曲线 第一种负荷分量是变化周期在 10 秒以内、 变化幅度较小的负荷分量。 某系统的 10 秒钟负荷 波动的情况如图 2-2 中 1 所示,这种快速的负荷波动是各个独立负荷随机变化的集中表现。 这类负荷的变化规律是: 负荷变化的幅值小,变化幅值一般低于负荷峰值的 1%。 负荷变化率大,变化速率可达每分钟变化负荷峰值的 5%以上。 负荷变化改变方向的次数多,每小时改变方向的次数可达数百次。 第二种负荷分量是变化周期在 10 秒到数分钟之间的负荷分量。其变化如图 2-2 中 2 所示, 属于这类负荷的主要有电炉、压延机械、电气机车等。这类负荷的变化规律是: 负荷变化的幅值较小,平均变化幅值为负荷峰值的 2.5%左右。 负荷变化率较大,平均变化速率为每分钟变化负荷峰值的 1%~2.5%左右。 负荷变化改变方向的次数较多,每小时改变方向的次数在二、三十次之间。 (3)第三种负荷分量是变化缓慢的持续变动负荷。其变化情况如图 2-2 中 3 所示,引起这 类负荷变化的原因主要是各行业的作息制度、人民的生活方式规律、天气的变化等。这类负 荷的变化规律是: 负荷变化的幅值大,一昼夜负荷变化的幅值(即电力系统的峰谷差)往往在负荷峰值的 40% 18 以上。 1) 负荷变化率较小,平均变化速率为每分钟变化负荷峰值的 0.5%左右。 2) 负荷变化改变方向的次数少,一昼夜负荷变化改变方向的次数在十几次到数十次 之间。 鉴于大多数发电机是一个计划时段按一个功率设定值运行, 不可能全部精确跟踪第三种 负荷曲线,因此,第三种负荷分量又可根据发电机运行的实际情况,分解为基本负荷(第四 种负荷分量)和爬坡负荷(第五种负荷分量) ,如图 2-3 所示。 (4) 基本负荷(第四种负荷分量)的变化规律是: 1) 在一昼夜内负荷变化的幅值与第三种负荷分量相同,但在一个计划时段内(24 点 计划即为 1 小时,96 点计划即为 15 分钟)保持不变。 2) 在两个计划时段之间以承担基本负荷的发电机能达到的爬坡速率变化。 3) 一昼夜负荷变化改变方向的次数不大于计划时段数。 (5) 爬坡负荷(第五种负荷分量)的变化规律是: 1) 负荷变化的幅值为每个计划时段最高与最低负荷之差。 2) 负荷变化率,在每个计划时段内与第三种负荷分量相同;在两个计划时段之间则 与第四种负荷分量的爬坡速率有关。 3) 在每个计划时段内,负荷变化方向基本是单调的。 (二) 异常情况下的负荷变化规律 电力系统负荷的异常变化是指因故障引起的发电机组跳闸、 失去与相邻电力系统的交换 功率、 失去大量用电负荷等突发性的原动机功率和发电机电磁功率之间的不平衡事件, 其中 最常见的事件是发电机组跳闸。电力系统异常情况下负荷变化的规律是: (1) 负荷变化的幅值大,在仅考虑单一故障情况下,最大的变化幅值为最大的单个电 源的容量。 (2) 负荷变化率大,整个变化过程在瞬间完成。 (3) 负荷变化是单方向,不会自行改变方向。 19 第二节 电力系统频率控制的基本概念 通过对电力系统各种负荷分量变化规律的分析, 有利于采取不同的措施, 来控制原动机 功率和发电机电磁功率之间的不平衡,达到控制系统频率的目的。 一、 频率的一次调节 电力系统频率的一次调节是指利用系统固有的负荷频率特性, 以及发电机的调速器的作 用,来阻止系统频率偏离标准的调节方式。 (一) 频率一次调节的基本原理 (1) 电力系统负荷的频率一次调节作用 当电力系统中原动机功率或负荷功率发生变化时, 必然引起电力系统频率的变化, 此时, 存储在系统负荷的电磁场和旋转质量(如电动机、照明镇流器等)中的能量会发生变化,以 阻止系统频率的变化,即当系统频率下降时,系统负荷会减少;当系统频率上升时,系统负 荷会增加。这称为系统负荷的惯性作用,它用负荷的频率调节效应系数(又称系统负荷阻尼 常数)D 来表示: D = Δ P/Δ ? (Mw/Hz) (2.2.1) 系统负荷阻尼常数 D 常用标么值来表示,其典型值为 1~2。D=2 意味着 1%的频率变化会 引起系统负荷 2%的变化。 (2)发电机的频率一次调节作用 当电力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,以求改善原动机功率或负荷功率的不平衡状况,即当系统频率下降时,发电 机的蒸汽阀门或进水阀门的开度就会增大,增加原动机的功率;当系统频率上升时,发电机 的蒸汽阀门或进水阀门的开度就会减小, 减少原动机的功率。 发电机调速器的这种特性称为 机组的调差特性,它用调差率 R 来表示: R = [(No–N)/ NR] ? 100% (2.2.2) 式中:No 表示无载静态转速(主阀在无载位置) N 表示满载静态转速(主阀全开) NR 表示额定转速 调差率 R 的实际涵义是,如 R=5%,则系统频率变化 5%,将引起主阀位置变化 100%。 (3)具有频率一次调节作用的电力系统模型 电力系统综合的一次调节特性是系统内所有发电机和负荷的一次调节特性之总和, 具有 一次调节作用的电力系统模型如图 2-4 所示: 1 R Pe PREF + 调速器和 原动机 PT + - 1 2Hs+D Δω 20 图 2-4 具有一次调节作用的电力系统传递函数方框图 从图 2-4 可以看出, 由于具有一次调节作用的电力系统中存在发电机的转速 (即系统频 率)的负反馈调整环节,将起到稳定系统频率的作用。 (二)频率一次调节的特点 (1)一次调节对系统频率变化的响应快,根据 IEEE 的统计,电力系统综合的一次调节特 性时间常数一般在 10 秒左右。 (2) 由于发电机的一次调节仅作用于原动机的阀门位置,而未作用于火力发电机组的燃 烧系统。当阀门开度增大时,是锅炉中的蓄热暂时改变了原动机的功率,由于燃烧系统中的 化学能量没有发生变化,随着蓄热量的减少,原动机的功率又会回到原来的水平。因而,火 力发电机组一次调节的作用时间是短暂的。不同类型的火力发电机组,由于蓄热量的不同, 一次调节的作用时间为 0.5 到 2 分钟不等。 (3) 发电机的一次调节采用的调整方法是有差特性法,其优点是所有机组的调整只与一 个参变量有关(即与系统频率有关) ,机组之间互相影响小。但是,它不能实现对系统频率 的无差调整。 (三) 频率一次调节在频率控制中的作用 根据电力系统频率一次调节的特点可知,一次调节在频率控制中的作用是: (1) 自动平衡第一种负荷分量,即那些快速的、幅值较小的负荷随机波动。 (2) 对异常情况下的负荷突变,起缓冲作用。 图 2-5 显示了北美西部互联电力系统在一台 1040Mw 发电机跳闸时,在一次调节的作用 下,系统频率变化的情况。 (四) 频率一次调节与其它频率调节方式的关系 频率一次调节是控制系统频率的一种重要方式,但由于它的作用衰减性和调整的有差 性,不能单独依靠一次调节来控制系统频率。要实现频率的无差调整,必须依靠频率的二次 调节。 图 2-5 北美西部互联电力系统 1040Mw 发电机跳闸时频率变化曲线 二、 频率的二次调节(AGC) (一) 电力系统频率二次调节的基本概念 21 由于发电机组一次调节实行的是频率有差调节,因此,早期的频率二次调节,是通过控 制调速系统的同步电机,改变发电机组的调差特性曲线的位置,实现频率的无差调整。但未 实现对火力发电机组的燃烧系统的控制, 为使原动机的功率与负荷功率保持平衡, 需要依靠 人工调整原动机功率的基准值,达到改变原动机功率的目的。随着科学技术的进步,火力发 电机组普遍采用了协调控制系统, 由自动控制来代替人工进行此类操作。 在现代化的电力系 统中,各控制区则采用集中的计算机控制。这就是电力系统频率的二次调节,即自动发电控 制(AGC) 。具有频率二次调节作用的电力系统的模型如图 2-6 所示。 B 1 R PT ― + 集中的 AGC 算法 电厂 AGC 控 制和同步器 ― + 调速器和 原动机 1 + ― 2Hs+D Δω Δ PT 图 2-6 频率二次调节模型框图 Pe (二) 频率二次调节的特点 (1) 频率的二次调节(不论是分散的,还是集中的调整方式),采用的调整方式对系统频 率是无差的。 (2) 在协调控制的火力发电机组中,由于受能量转换过程的时间限制,频率二次调节对 系统负荷变化的响应比一次调节慢得多,它的响应时间一般需要 1~2 分钟。 (3) 频率的二次调节对机组功率往往采用比例分配,使发电机组偏离经济运行点。 (三) 频率二次调节在频率控制中的作用 (1) 根据电力系统频率二次调节的这些特点可知, 由于二次调节的响应时间较慢, 因而 不能调整那些快速的负荷随机波动,但它能有效地调整分钟级及更长周期的负荷波动。 (2) 频率二次调节的另一主要作用是实现频率的无差调整。 (四) 频率二次调节与其它频率调节方式的关系 1. 由于响应时间的不同, 频率二次调节不能代替频率一次调节的作用; 而频率二次调 节的作用开始发挥的时间,与频率一次调节的作用开始逐步失去的时间基本相当,因此,两 者在时间上配合好,对系统发生较大扰动时快速恢复系统频率相当重要(见图 2-7) 。 2. 频率二次调节带来的使发电机组偏离经济运行点的问题, 需由频率的三次调节 (负 荷经济分配)来解决;同时,集中的计算机控制也为频率的三次调节提供了有效的闭环控制 手段。 22 三、频率的三次调节(负荷经济分配) (一) 电力系统频率三次调节的基本概念 电力系统频率三次调节的任务是经济、 高效地实施功率和负荷的平衡。 频率三次调节要 解决的问题是: 1. 以最低的开、停机成本(费用)安排机组组合,以适应日负荷的大幅度变化。 2. 在机组之间经济地分配负荷,使得发电成本(费用)最低。在地域广阔的电力系统 中,需考虑发电成本(发电费用)和网损(输电费用)之和最低。 3. 为预防电力系统故障时对负荷的影响,在机组之间合理地分配备用容量。 4. 在互联电力系统中,通过调整控制区之间的交换功率,在控制区之间经济地分配负 荷。 (二) 频率三次调节的特点 1. 频率三次调节与频率一、二次调节不同,不仅要对实际负荷的变化作出反应,更主 要的是要根据预计的负荷变化,对发电功率作出安排。 2. 频率三次调节不仅要解决功率和负荷的平衡问题, 还要考虑成本或费用的问题, 需 控制的参变量更多,需要的数据更多,算法也更复杂,因此其执行周期不可能很短。 (三) 频率三次调节在频率控制中的作用 频率三次调节主要是针对一天中变化缓慢的持续变动负荷安排发电计划(即调峰) ;以 及在负荷或发电功率偏离经济运行点时, 对负荷重新进行经济分配。 其在频率控制中的作用 主要是提高控制的经济性。但是,发电计划的优劣对频率二次调节的品质有重大的影响,如 果发电计划与实际负荷的偏差越大,则二次调节所需的调节容量越大,承担的压力越重。因 此,应尽可能提高三次调节的精确度。 四、发电机组的类型及其在频率控制中的作用 (一) 影响发电机组参与 AGC 运行的因素 自动发电控制的执行依赖于发电机组对其控制指令的响应, 而发电机组的响应特性与许 多因素有关,如: 1. 发电机组的类型。如:蒸汽发电机组、燃汽轮机、核电机组、水电机组。 2. 发电机组类型的细分。如:汽包炉还是直流炉的蒸汽发电机组、沸水堆还是压水堆 的核电机组、单循环还是联合循环的燃汽轮机、低水头还是高水头的水电机组。 3. 发电机组的控制类型。如:汽机跟随、锅炉跟随、协调控制;再如:滑压控制、定 压控制。 23 4. 发电机组的运行点。如:阀门的位置、磨煤机的启停等。 (二) 各类发电机组的响应特性 1. 蒸汽发电机组: 大多数汽包炉的蒸汽发电机组采用汽机跟随或锅炉跟随的控制方式, 锅炉跟随控制方式 的这类发电机组一般能 30%的变化范围内,以每分钟 3%的速率响应 AGC 指令。 直流炉的蒸汽发电机组一般都采用协调控制方式,它能协调控制燃料、汽温、汽压、阀 门位置的变化, 以免对机组部件产生不希望有的应力。 这类发电机组能在 10 分钟内改变 20% 的发电功率。 2. 核电机组: 沸水堆核电机组在它们可调的范围内,能以每分钟 3%的速率响应 AGC 指令;而较大范 围地改变发电功率则需通过调整反应堆核内的控制棒来实现。 压水堆核电机组调整发电功率需调整反应堆核内的控制棒, 而较大范围地改变发电功率 则需通过改变初循环中硼酸浓度来实现。 在一些核电比例较高的电力系统中(如法国) ,核电机组也参与 AGC 运行,但由于不论 发电功率怎么变化,核燃料的使用期限是不变的。因此,从经济的角度讲,核电机组应保持 满功率发电。 3. 燃汽轮机: 单循环的燃汽轮机具有较高的响应速率,根据 IEEE 的统计资料,单循环燃汽轮机最大 瞬间响应平均为容量的 52%,其后续响应速率平均为每秒 0.8%,但由于其发电成本较高,一 般用来带尖峰负荷,或用作紧急事故备用,较少参与 AGC 运行。 联合循环燃汽轮机的发电成本低于单循环机组, 它排出的气体用于产生蒸汽来驱动汽轮 机,联合循环燃汽轮机的响应速率低于单循环机组,常参与 AGC 运行。 4. 水电机组: 水电机组的发电功率变化范围大,响应速率高,根据 IEEE 的统计资料,绝大部分的水 电机组的响应速率在每秒 1~2%之间,但为减小长水管中水锤的损害,高水头的水电机组应 适当降低响应速率。 (三) 各类发电机组在频率控制中的作用 根据对各类发电机组响应特性的分析,在不考虑经济因素的情况下,可以得出结论: 1. 水电机组和燃汽轮机的发电功率变化范围大,响应速率高,且易于改变调节方向, 宜参与对变化周期在 10 秒到数分钟之间的负荷分量的调节。 2. 蒸汽发电机组和核电机组的响应速率低, 且不易改变调节方向, 宜参与跟踪变化缓 慢的持续变动负荷。 第三节 电力系统自动发电控制(AGC)系统构成概述 一、 自动发电控制(AGC)系统总体结构 24 电力系统自动发电控制(AGC)系统由主站控制系统、信息传输系统、和电厂控制系统 等组成,其总体结构见图 2-8。 二、 自动发电控制(AGC)主站系统 自动发电控制(AGC)主站系。


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