电力系统控制及调度自动化第四章

1、第四章 电力系统频率控制 第一节电力系统频率控制的意义和基本方法一、频率控制的必要性一、频率控制的必要性 始终保持电力系统频率在允许的很小范围内波动，是电力系统运行控制的最基本目标，也是电网调度自动化系统 的最重要任务。 电力系统正常运行时，频率应保持在500.2Hz的范围内。当采用现代自动调频装置时，误差可以不超过0.050.15Hz。 如果频率长期低于其允许值，对用户、发电厂及电力系统本身都极为有害。第四章 电力系统频率控制 第一节电力系统频率控制的意义和基本方法二、频率控制的基本方法二、频率控制的基本方法 在稳态情况下，电力系统的频率是一个全系统一致的运行参数。对系统中的每一台发电机而言

2、，其频率f与转速n都有如下的关系： 式中：p发电机极对数（一般汽轮发电机p=1，水轮发电机则多达2042对极）；n发电机组转速，单位为转/分（一般汽轮发电机是3000转/分）。 显然，要求系统频率稳定，也就是要求系统中所有发电机的转速都保持稳定。频率控制的方法也就是保持发电机组转速稳定的控制方法。60pnf 第四章 电力系统频率控制 第一节电力系统频率控制的意义和基本方法 要保持系统中各发电机组转速稳定不变，就必须使发电机组输出的电功率(即所分担的电力负荷)和输入的原动功率(汽轮机由进汽量决定，水轮机由进水量决定)相平衡。 保持动态平衡的唯一方法，使发电机组的原动功率(对应着发电机组的实际出力

3、)紧紧跟踪系统负荷的变化而变化。 因此，频率控制的问题，实质上就是对系统中所有发电机有功出力的控制和调节问题。 第四章 电力系统频率控制 第二节 电力系统的频率特性一、负荷的频率静态特性一、负荷的频率静态特性 电力系统中不同种类的负荷，对频率变化的敏感程度是不一样的，大体上可分成三类： 第一类负荷吸收的有功功率基本不受频率变化影响，如照明、电热等； 第二类负荷所吸收的有功近似地与频率成正比，如球磨机、压缩机、机床等； 第三类负荷所吸收的有功与频率的高次方成比例，包括各种风机、高压水泵等。 系统实际负荷是上述各类负荷的组合，常称为综合负荷。 5一般可表示为：230123()nlLNneeeeff

4、ffPaaaaaPffff有功负荷是和频率相关的，即)(fFPL有功负荷随频率而改变的特性叫做负荷的功率功率- -频率特频率特性性，是负荷的静态频率特性，静态频率特性，也称作负荷的调节效应负荷的调节效应。负荷的综合功率-频率特性是非线性曲线，第四章 电力系统频率控制 第二节 电力系统的频率特性 从图可见，系统频率下降后，综合负荷所吸收的有功功率也会“自动地”下降一些，这种效应将有助于系统频率的恢复。因为正是由于系统中有功功率供少需多，才导致系统频率下降。当系统负荷突然增大时，由于机械惯性的影响，发电机组的出力调节不能及时跟踪上，频率便有所下降，这时负荷所吸收的有功功率“自动”减少一些，显然等于

5、是帮了发电机的忙。 这种现象称为负荷的频率调节效应。第四章 电力系统频率控制 第二节 电力系统的频率特性LLPKf*LLPKf 在频率变化范围为4550Hz时，综合负荷的静态频率特性接近直线。该直线斜率当用标幺值表示时(功率以系统总负荷为基准值)： 称负荷的单位调节功率，表示综合负荷吸收的有功随频率下降而减少的量。负荷的单位调节功率是不能人为整定的。 是无量纲常数。一般情况下 (13) ，它表明系统频率变化1时，有功负荷变化的百分数约为1%3%。LK*LK第四章 电力系统频率控制 第二节 电力系统的频率特性二二、发电机组发电机组的频率特性的频率特性 每台发电机组都装有调速器，其转速(频率)随其

6、有功出力变化的关系曲线，称为发电机组的功率频率特性，或称静态调节特性，见图： 为发电机组(或归并成一台等值发电机后的电力系统)的调节特性。稳态运行时，发电机组的静态调节特性近似一条稍许向下倾斜的直线。 为综合负荷的调节特性，两条曲线相交的A点，即为稳态工作点，所对应的有功功率为 频率为 GPLP11()LGPPPP 此时1f第四章 电力系统频率控制 第二节 电力系统的频率特性二二、发电机组发电机组的频率特性的频率特性 当系统负荷增加使频率下降到 时，发电机组在调速器的调节下，有功出力自动增加到 ，此时新的运行点为B点。由于 ，显然这是一种有差调节。所以图42中向下倾斜的调节特性又称为有差调节特

7、性。调节特性曲线斜率称为发电机组的调差系数，记为： 2P2f21ffGfP GfP 负号表示功率增量与频率增量符号相反10发电机组调差系数主要决定于调速器调速器的静态调节特性，它与机组间有功功率的分配密切相关。*1GGPfK 对汽轮发电机组 或 ；)%64(*R256 .16*KG对水轮发电机组 或 。)%42(*R5025*KG在计算功率与频率的关系时，常常采用调差系数的倒数KG*发电机的功率-频率特性系数，或单位调节功率单位调节功率。一般发电机的调差系数或单位调节功率可以人为整定，一般为下列数值：1GGPfK 采用标幺制：第四章 电力系统频率控制 第二节 电力系统的频率特性三三、电力系统电

8、力系统的频率特性的频率特性 电力系统包括许多发电机组和不同种类的负荷，电力系统的频率特性即由发电机组的频率特性和负荷的频率特性组合而成。 如果用 表示全电力系统的单位调节功率，则有如下关系： 如果用标么值表示（以系统总负荷为统一基准值）：SK12()SGGGnLKKKKK*1*2*()SGGG nLKKKKK第四章 电力系统频率控制 第二节 电力系统的频率特性三三、电力系统电力系统的频率特性的频率特性 电力系统的单位调节功率表示：当系统负荷增加(减少)时，在各机组调速器及负荷本身频率调节效应的共同作用下，系统频率最终下降(增加)的程度。 如果某台发电机组已经满载，它的调速器将受到负荷限制器的限

9、制，因而不能再参加增功率的一次调整（可参加减功率的一次调整）。这时系统的等值单位调节功率中，就不应再包括这台机组的 (或者认为此时该机组 =0)。GKGK第四章 电力系统频率控制 第三节电力系统电力系统的频率的频率调整调整一一、系统频率的一次调整 电力系统中所有发电机组都装有调速器。当系统负荷变动导致频率变化时，调速器能够感知发电机转速(频率)的变化，自动地调节进汽阀门(或导水叶)开度，改变发电机的有功功率，力求与系统负荷重新平衡。这是一种完全自动化的过程。 设图4-2中系统的负荷突然增加，综合负荷的频率特性相应抬高。这时的稳态工作点移至B点。第四章 电力系统频率控制 第三节电力系统电力系统的

10、频率的频率调整调整一一、系统频率的一次调整 电力系统中所有发电机组都装有调速器。当系统负荷变动导致频率变化时，调速器能够感知发电机转速(频率)的变化，自动地调节进汽阀门(或导水叶)开度，改变发电机的有功功率，力求与系统负荷重新平衡。这是一种完全自动化的过程。 设图4-2中系统的负荷突然增加，综合负荷的频率特性相应抬高。这时的稳态工作点移至B点。 有差调节21ff第四章 电力系统频率控制 第三节电力系统电力系统的频率的频率调整调整一一、系统频率的一次调整 设系统负荷有功功率总增量为 ，系统最终频率变化为 ，则各发电组有功出力的增量分别为：Pf第四章 电力系统频率控制 第三节电力系统电力系统的频率

11、的频率调整调整一一、系统频率的一次调整 经过一次调整达到新的稳态时，系统的频率下降到(50 )Hz，而各机组出力增量的总和应等于负荷总增量 ，即fP第四章 电力系统频率控制 第三节电力系统电力系统的频率的频率调整调整一一、系统频率的一次调整 此时各发电组有功功率增量为：第四章 电力系统频率控制 第三节电力系统电力系统的频率的频率调整调整一一、系统频率的一次调整 可见，在各机组调速器作用下，一次调整的结果产生了频率偏差。其大小与系统负荷变化量 成正比。同时，各机组出力的变化量 也与系统总负荷变化量 成正比，而与机组自身的调差系数 成反比。已经说过机组的调差系数是可以人为整定的，所以可以用改变机组

12、调差系数的方法，来改变发电机组承担系统负荷变化量的份额。PiP*P第四章 电力系统频率控制 第三节电力系统电力系统的频率的频率调整调整一一、系统频率的一次调整 用调差系数的倒数单位调节功率 计算发电机有功功率变化量，更方便一些。计算公式变为GK第四章 电力系统频率控制 第三节电力系统电力系统的频率的频率调整调整一一、系统频率的一次调整 中小电力系统常用此种有差调节方法，举例如下：【例4-1】某电力系统中，占总容量1/2的机组已满负荷；占总容量30%的火电厂有10%的备用容量，其单位调节功率为16.6；占总容量20%的水电厂有25%的备用容量，其单位调节功率为25；系统负荷的单位调节功率为1.5

13、(标幺值，以系统总负荷为基准)。第四章 电力系统频率控制 第三节电力系统电力系统的频率的频率调整调整【解】（1）计算系统单位调节功率 ，设总容量1000MWSK第四章 电力系统频率控制 第三节电力系统电力系统的频率的频率调整调整第四章 电力系统频率控制 第三节电力系统电力系统的频率的频率调整调整 可见，10000MW的系统，负荷突增460MW，频率已下降到正常范围下限，这是发电机组增功率和负荷频率调节效应的结果，一次调整对小幅，短周期负荷波动很有效，大幅波动就要进行二次调节。第四章 电力系统频率控制 二、系统频率的二次调整第四章 电力系统频率控制 三、系统频率的三次调整 所谓系统频率的三次调节

14、，是指各发电厂执行系统调度预先下达的发电计划，定时调控发电机有功出力(包括机组启停)，或在非预计的负荷变化经一次调整和二次调整积累到一定程度时，重新按经济调度原则分配各发电厂的有功功率。第四章 电力系统频率控制 四、发电机组调速器的基本原理 调速器是根据发电机的转速或者频率的变化，自动控制调节汽轮机汽门开度或水轮机导水叶开度，从而自动调节进入原动机的动力元素(蒸汽或水量)的数量，实现对发电机有功出力进行控制的自动装置。调速器分为机械液压调速器和电气液压调速器两大类型。图4-3是机械液压型调速器的示意图，可以用来说明和理解一切类型调速器的基本工作原理。第四章 电力系统频率控制 三、系统频率的三次

15、调整第四章 电力系统频率控制 五、主调频厂和基荷厂在频率调整中的作用 在电力系统中，调频任务须在各发电厂中进行分工，实行分级调整。一般将发电厂分为三种：即主调频厂、辅助调频厂和非调频厂(也称基荷厂)。主调频厂负责全系统的频率调整，一般由一个发电厂担任；辅助调频厂是当系统频率超过了某一规定的偏移范围后，协助主调频厂参加调频工作，通常由少数几个发电厂担任；而非调频厂只按调度预先下达的负荷曲线(日发电计划)运行，不主动参加调频。第四章 电力系统频率控制 五、主调频厂和基荷厂在频率调整中的作用 非调频厂（基荷厂）承担的基本负荷，是由系统调度员按照经济调度的原则预先计算确定的。当系统负荷突然增加，系统频

16、率下降，基荷厂也由于调速器的调节而自动增加了出力。 由于一次调整改变了基荷厂原来的经济运行方式，系统运行的经济性必然下降。故需把基荷厂增加的负荷平稳地转移给调频厂。第四章 电力系统频率控制 五、主调频厂和基荷厂在频率调整中的作用 主调频厂调节发电机组的调频器(即抬高D点)，增加其输出功率，提高系统频率。基荷厂输出功率因系统频率提高而自动减小，通过调频厂的二次调频，基荷厂在一次调频时增发的功率又全部转移给了主调频厂。从这个过程中可以看到，由于基荷厂的有差调节特性，在调频开头阶段自动分担了一些负荷的增量，使频率的波动大大缓和了，然后在二次调频中又平稳地转移给主调频厂，起到了很好的缓冲作用。第四章

17、电力系统频率控制 五、主调频厂和基荷厂在频率调整中的作用 担任系统主调频厂需要具备以下条件： （1）具有足够的调频容量和调整范围； （2）能比较迅速地调整输出功率； （3）调整输出功率时符合安全及经济运行原则； （4）输出功率大幅度变化时与系统的联络线不会过载或失去稳定。 在水火电厂并存的电力系统中，一般是选择大容量水电厂担任主调频厂 在洪水季节，为了不使水库弃水(泄洪)。应让水电厂连续满发，这时主调频厂则选择中温中压火电厂。 基荷厂应当由原子能发电厂、大型煤矿坑口火电厂等类型发电厂担任。第四章 电力系统频率控制 第四节 电力系统电力系统的的自动调自动调频频方法方法 手动调频方式已不能满足日益

18、扩大的电力系统对频率稳定性的要求，现代的电力系统都普遍装备了自动调频装置。自动调频不仅反应快，频率波动幅度小，还可以同时顾及到其它方面的要求。 如保持两个地区之间联络线功率交换为定值，实现有功负荷的经济分配，配合系统的安全分析和安全校正等自动化功能等 第四章 电力系统频率控制 第四节 电力系统电力系统的的自动调自动调频频方法方法 自动调频是一个闭环反馈控制系统，在原理上由两大部分组成。(1)机组控制器 用来控制调速器，使机组在额定频率下发出设定的出力。 (2)负荷分配器 根据系统频率和与相邻系统交换功率偏差，按一定的准则，算出各机组的设定出力。图4-4所示为自动调频系统的示意图。 第四章 电力

19、系统频率控制 第四节 电力系统电力系统的的自动调自动调频频方法方法第四章 电力系统频率控制 第四节 电力系统电力系统的的自动调自动调频频方法方法 图中两台调频机组的实际输出功率，电力系统(一)与电力系统(二)之间联络线的交换功率，都通过远动通道传到调度中心，加上就地测得的系统频率偏差 ，由计算机按一定的分配准则，计算出各调频机组的设定输出功率 、 ，经远动通道传到调频机组的执行机构， 执行机构把这个设定值与机组反馈回来的实际输出功率做比较，其差值经放大环节放大后去控制调频器的伺服马达，改变调节特性，直到每一发电机组的实际输出功率都等于分配来的设定值为止。f2SP1SP第四章 电力系统频率控制

20、第四节 电力系统电力系统的的自动调自动调频频方法方法 第四章 电力系统频率控制 第四节 电力系统电力系统的的自动调自动调频频方法方法自动调频的几种方法一、虚有差调节法一、虚有差调节法 在系统中的每一台调频机组上，都装有反映系统频率和有功功率的调节器，各调频机组任何时刻都必须满足以下方程式：第四章 电力系统频率控制 第四节 电力系统电力系统的的自动调自动调频频方法方法一、虚有差调节法一、虚有差调节法 第四章 电力系统频率控制 第四节 电力系统电力系统的的自动调自动调频频方法方法一、虚有差调节法一、虚有差调节法 这说明尽管在调节过程中频率是有差的，但调节过程结束后频率仍是无差的，所以称为虚有差法，

21、调节过程结束时各调频机组的出力为：第四章 电力系统频率控制 第四节 电力系统电力系统的的自动调自动调频频方法方法一、虚有差调节法一、虚有差调节法调节过程结束时各调频机组的出力为： 这表明是按给定的功率分配系数分配负荷的。当出现新的计划外负荷增量时，在开始瞬间会产生频率变化，于是调频方程式被破坏，这时机组调节器便会调整发电机出力，最终使 ，在一个新的数值上重新满足了调频方程式：第四章 电力系统频率控制 第四节 电力系统电力系统的的自动调自动调频频方法方法一、虚有差调节法一、虚有差调节法这种调频方法的特点是：（1）调整过程中所有调频机组同时动作，调频速度较快。（2）调频结束时 ，调频机组间按给定比

22、例分配功率。（3）系统中的非调频机组，仅参加一次调整，其发电输出功率最后又都回到原值。（4）假如其中一台调频机组功率受到限制，或者是由于测量上的误差，则导致：第四章 电力系统频率控制 第四节 电力系统电力系统的的自动调自动调频频方法方法一、虚有差调节法一、虚有差调节法 为了补救（4）所述缺点，可以使其中一台调频机组按无差特性调节（假设1号机组），这样就能保证调节结束时 ，此时调频方程式为： 第四章 电力系统频率控制 第四节 电力系统电力系统的的自动调自动调频频方法方法 实现虚有差调节法（下图）需在调度中心设中央功率分配器，在调度中心和各调频厂之间要有双向远动通道第四章 电力系统频率控制 第四节

23、 电力系统电力系统的的自动调自动调频频方法方法二二、积积差调节法差调节法 频率积差调节法又称为同步时间法，是根据系统频率偏差的累积值进行调节的。先假定系统中只有一台调频机组，频率积差调节法的工作方程为： 第四章 电力系统频率控制 第四节 电力系统电力系统的的自动调自动调频频方法方法二二、积积差调节法差调节法 频率积差调节法又称为同步时间法，是根据系统频率偏差的累积值进行调节的。先假定系统中只有一台调频机组，频率积差调节法的工作方程为： 第四章 电力系统频率控制 第四节 电力系统电力系统的的自动调自动调频频方法方法二二、积积差调节法差调节法 频率积差调节法过程如下图： 调频机组开始持续地增大输出

24、功率。这一过程直到 时刻为止(因 时刻频率已恢复正常)。2t2t第四章 电力系统频率控制 第四节 电力系统电力系统的的自动调自动调频频方法方法二二、积积差调节法差调节法 在 时段，调频机组增加的出力已与计划外的负荷增量相等，系统以额定频率稳定运行，所以： 23tt 时刻后，负荷又减少了，使得：3t第四章 电力系统频率控制 第四节 电力系统电力系统的的自动调自动调频频方法方法二二、积积差调节法差调节法 调频机组出力开始减少。直到 时刻，调频机组功率增量又与计划外负荷变化相平衡，频率又恢复到了额定值 ，调频过程又一次结束了。此时功率增量保持为 图中阴影部分表示了系统的功率缺额或功率盈余情形。 4t

25、0f 2GP当系统中有多台调频机组时。其工作方程为：第四章 电力系统频率控制 第四节 电力系统电力系统的的自动调自动调频频方法方法二二、积积差调节法差调节法 相加各机组工作方程，并认为各机组的 都是相同的，且 等于系统总的计划外负荷 ，则有： f dtGiPLP各机组： 上式表明，当调节结束时，各调频机组发电出力增量是按一定的比例自动地分担了系统总的计划外负荷，使系统有功功率重新平衡，实现了无差调节。第四章 电力系统频率控制 第四节 电力系统电力系统的的自动调自动调频频方法方法二二、积积差调节法差调节法 积差调节法的缺点，是积差信号滞后于系统频率的瞬时变化，调整过程缓慢。为此，增加频率瞬时偏差

26、的信息。修改后的工作方程式变为： 由上式得：第四章 电力系统频率控制 第四节 电力系统电力系统的的自动调自动调频频方法方法二二、积积差调节法差调节法 当出现计划外负荷时，产生了频差 ，上式右端第一项与 成正比，频差越大，相应 也越大，这就加速了调节过程。在调节结束时， ，即：fGiP0f f各机组相加得：所以有：各调频机组按一定比例自动地分担了系统总的计划外负荷。 第四章 电力系统频率控制 第四节 电力系统电力系统的的自动调自动调频频方法方法二二、积积差调节法差调节法 电力系统实现频率积差调节有两种方式：一种是集中调频方式，即在调度中心装设一套高精度的标准频率发生器，将其与系统频率比较后产生频

27、率积差信号 ，通过远动通道将此信号送到各调频电厂，各调频电厂再根据其运行方式分配给各调频机组。这种方式的优点是各调频电厂的信号完全一致，但需要较多的运动通道。 k f dt集中调频方式示意图：第四章 电力系统频率控制 第四节 电力系统电力系统的的自动调自动调频频方法方法二二、积积差调节法差调节法 另一种是分散调频方式，每个调频厂各装设有一套频率积差信号发生器，各厂就地产生 信号，这样就不需要远动通道了。但是，各厂由于各自产生的标准频率信号不可能完全一致，总存在误差，因而尽管系统频率各厂都一样，但 却不完全相同，因而 信号不能完全一致，这样，各厂就不可能同时结束调整工作。而只要还有一个调频机组仍

28、在调节其输出功率，系统没有达到平衡，导致其它各调频机组也要作出响应并再进行调节，结果就会造成无休止地调节下去，这显然是十分有害的。如何保证各厂的信号完全一致，是分散调频方式一个比较因难的问题。 k f dt k f dtf第四章 电力系统频率控制 第四节 电力系统电力系统的的自动调自动调频频方法方法三三、联合电网的分区调频和分区控制误差、联合电网的分区调频和分区控制误差(ACE) 目前我国的大区电网都包括了几个省级电网，实行联合电网，统一调度，省为实体的调度管理体制。省级电网都承担了分区调频工作。分区调频的目标是区内负荷的计划外增量要由本区内的调频机组承担。在调节过程中，联合电网中所有发电机组

29、都起了短时的支援作用，但调节过程结束后，本区域与外区域的联络线交换功率应保持在原来协议规定的计划值上，尽量避免非协议范围内的功率在联络线上流通，造成电力市场的计价困难。第四章 电力系统频率控制 第四节 电力系统电力系统的的自动调自动调频频方法方法三三、联合电网的分区调频和分区控制误差、联合电网的分区调频和分区控制误差(ACE)所示为大区电网与各省网间联络线频率偏差控制方案示意图。TBC为(Tie-Line Frequency Bias Control)的简称。第四章 电力系统频率控制 第四节 电力系统电力系统的的自动调自动调频频方法方法三三、联合电网的分区调频和分区控制误差、联合电网的分区调频

30、和分区控制误差(ACE) 分区调频不同于分散调频。分区调频方程式必须能够判断出当时的负荷增量是否发生在本区范围之内，如判断超出范围，则本区调频机组可以“不予理睬”。在各省的调度中心，调频系统是按系统频差 和与外区联络线上的功率偏差信号 进行调节的，其方程式为。fTP第四章 电力系统频率控制 第四节 电力系统电力系统的的自动调自动调频频方法方法三三、联合电网的分区调频和分区控制误差、联合电网的分区调频和分区控制误差(ACE) 当调节结束时， =0， 已被积分成某一常数，各调频机组输出功率不再变化， 也回到零(即联络线功率恢复设定值)。这时区域控制误差也应回零：fGPTP 分区调频的过程就是调节本

31、区域内调频机组出力使本区域 ACE 数值不断减小最终减少到零的过程。第四章 电力系统频率控制 第四节 电力系统电力系统的的自动调自动调频频方法方法三三、联合电网的分区调频和分区控制误差、联合电网的分区调频和分区控制误差(ACE) 则：当处于稳态运行时系统联络线功率保持恒定：第四章 电力系统频率控制 第四节 电力系统电力系统的的自动调自动调频频方法方法三三、联合电网的分区调频和分区控制误差、联合电网的分区调频和分区控制误差(ACE) 第四章 电力系统频率控制 第四节 电力系统电力系统的的自动调自动调频频方法方法三三、联合电网的分区调频和分区控制误差、联合电网的分区调频和分区控制误差(ACE) 第

32、四章 电力系统频率控制 第四节 电力系统电力系统的的自动调自动调频频方法方法三三、联合电网的分区调频和分区控制误差、联合电网的分区调频和分区控制误差(ACE) 第四章 电力系统频率控制 第四节 电力系统电力系统的的自动调自动调频频方法方法三三、联合电网的分区调频和分区控制误差、联合电网的分区调频和分区控制误差(ACE)3)B系统经联络线支援A系统：也可按下式算出：(2)两系统都按区域控制误差进行二次频率调整，即有： 65.254.5769.82 ()MW()8560.08269.82 ()TBGBLBPKKfMW第四章 电力系统频率控制 第四节 电力系统电力系统的的自动调自动调频频方法方法三三

33、、联合电网的分区调频和分区控制误差、联合电网的分区调频和分区控制误差(ACE) 设二次调节过程中的某一瞬问，A系统调频机组已经增发功率 ，而B系统内调频机组“袖手旁观” ，此时有：150GAPMW0G BP 可见在调频过程中系统频差、“区域控制误差” 和联络线支援功率均在逐渐减小。当二次调整结束，系统频率恢复为额定值。第四章 电力系统频率控制 第五节 编制日发电计划和频率稳定的关系一一、系统负荷变化规律和日发电计划的计划 电力系统负荷瞬息万变，但通过分析，可以看出负荷的变化还是有规律的。从图4-10可以看出，实际的负荷曲线可看作三种分量的合成：第一种是变化幅度很小但频率很高的随机分量负荷，变化

34、周期10s以下。第二种为变化幅度较大的脉动变化负荷，其变化周期一般在10s到3min的范围内。第三种是变化很缓慢的但幅度很大的持续变化负荷。第四章 电力系统频率控制 第五节 编制日发电计划和频率稳定的关系一一、系统负荷变化规律和日发电计划的计划 第一种负荷变化引起的频率偏移微小，可由发电机组的调速器自动予以调整，这就是频率的一次调整； 第二种负荷变化引起的频率波动较大，仅靠调速器的作用往往不能将频率偏移限制在容许范围之内，这时必须由调频器参与调整，这就是频率的二次调整；通常所说的调频主要是指这种二次调整。 第三种负荷的变化可以由调度中心预先估计出来，称为负荷预测；根据预测的负荷变化，预先安排好

35、系统中各发电机组的日发电计划，各发电机组按计划运行，这样就大体上可以跟踪第三种电力系统负荷变化，保持系统频率的基本稳定。第四章 电力系统频率控制 第五节 编制日发电计划和频率稳定的关系一一、系统负荷变化规律和日发电计划的计划 图4-11显示了这情况。图中实线(折线)是系统的计划有功负荷曲线。调度中心每天都要编制下一天24小时的预计负荷曲线，然后按经济运行的原则落实到每个发电厂。系统中的非调频厂就是按照调度中心预先下达的日发电计划运行的。图中虚线则是实际记录的系统负荷曲线，可以看出，虚线的大体趋势与实线是完全相符的，这说明预测的负荷变化规律比较准确。第四章 电力系统频率控制 第五节 编制日发电计

36、划和频率稳定的关系二二、编制日发电计划与备用容量的关系 编制日发电计划涉及备用容量问题。相关概念：(1)总装机容量。系统全部发电机容量之和称为总装机容量。(2)可发容量。处于完好状态，可随时按调度命令开机的机组最大可能出力之和。(3)备用容量。可发容量大于系统负荷的部分，称为系统备用容量。备用容量均以热备用和冷备用两种形式存在。 1)热备用容量。运转中所有发电机组的最大可能出力之和大于系统当时总负荷的余额部分，称热备用容量，也叫旋转备用容量。 2)冷备用容量。处于停机状态，但可随时听候调度命令启动的发电机组的最大可能出力之和，称为系统冷备用容量。第四章 电力系统频率控制 第五节 编制日发电计划

37、和频率稳定的关系二二、编制日发电计划与备用容量的关系 编制日发电计划时，要在预计的日负荷曲线(已计及网损和厂用电)基础上，再考虑适当数量的热备用容量，热备用容量的作用就是承担频率调整任务，及时抵偿由于随机事件引起的功率缺额，所以旋转备用容量也就是系统的调频容量。 热备用容量一般取系统最大负荷的810%为宜， 冷备用容量的作用一部分也用作事故备用，另外还需满足检修备用和国民经济增长对电力的需要。第四章 电力系统频率控制 第五节 编制日发电计划和频率稳定的关系三三、编制日发电计划与开机顺序的关系 冷备用机组当负荷逐步增加的时候，有个合理的开机顺序问题，在编制日发电计划时必须予以考虑。 “强迫功率”

38、和“最小技术负荷”两个概念。为了其它方面而不是电力系统的要求，发电机组必须发出的有功功率称为强迫功率；发电机组的允许最低输出功率称为最小技术负荷，当低于这个输出功率时，发电机组就不能保持稳定运行。第四章 电力系统频率控制 第五节 编制日发电计划和频率稳定的关系三三、编制日发电计划与开机顺序的关系（一）（一）各类发电厂的技术特点 1、水电厂的技术特点 2、火电厂的技术特点 3、核电厂的技术特点第四章 电力系统频率控制（二）优先开机顺序（二）优先开机顺序 从上述各发电厂运行特点即可看出，各类发电厂的开机顺序应如图4-12所示。第四章 电力系统频率控制 第五节 编制日发电计划和频率稳定的关系四四、发

39、电计划程序的各个模块 发电计划是EMS中的核心应用软件。它向AGC提供各机组基点功率值，对电力系统经济调度起着关键作用。 发电计划也称火电系统经济调度(EDC)，即在已知系统负荷、水电计划、检修计划、交换计划、机组组合、机组经济特性、网络损失特性、备用监视计划以及运行限制等条件下，按照等耗量微增率准则，编制火电机组发电计划，使整个系统的发电费用最低。第四章 电力系统频率控制 第五节 编制日发电计划和频率稳定的关系四四、发电计划程序的各个模块 发电计划除负荷预测、开机组合等内容外，还应包含以下模块：1、水火电协调计划模块2、检修计划模块3、交换计划模块 区域之间电量交换计划可以通过以下的三种不同

40、的方式进行协调 (1)自协调方式 (2)电力交易市场模式 (3)协商调度模式第四章 电力系统频率控制 第六节 正常运行中的自动发电控制(AGC/EDC) 电力系统负荷预测总会有误差，系统的有功计划功率和系统的实际负荷总是存在一定的差距。自动发电控制(AGC/EDC)就是通过监测电厂有功功率和系统负荷之间的差值，自动地调控调频机组的有功功率，以满足用户不断变化的电力需要，达到有功的发供平衡，从而保持系统频率稳定，并且使整个系统处于经济的运行状态。在联合电力系统中，AGC/EDC是以区域系统为单位进行的，是电力调度自动化系统中最重要的闭环控制功能。 第四章 电力系统频率控制 第六节 正常运行中的自

41、动发电控制(AGC/EDC) 电力系统负荷预测总会有误差，系统的有功计划功率和系统的实际负荷总是存在一定的差距。自动发电控制(AGC/EDC)就是通过监测电厂有功功率和系统负荷之间的差值，自动地调控调频机组的有功功率，以满足用户不断变化的电力需要，达到有功的发供平衡，从而保持系统频率稳定，并且使整个系统处于经济的运行状态。在联合电力系统中，AGC/EDC是以区域系统为单位进行的，是电力调度自动化系统中最重要的闭环控制功能。 第四章 电力系统频率控制 第六节 正常运行中的自动发电控制(AGC/EDC)一、自动发电控制(AGC/EDC)的基本控制目标(1)调整全电网发电功率与全电网有功负荷平衡；(

42、2)调整电网频率偏差到零，保持电网频率为额定值；(3)在各控制区域内分配全网发电功率，使区域间联络线潮流与计划值相等；(4)在本区域发电厂之间分配发电功率，使区域运行成本最小；(5)在EMS系统框架内，AGC是实时最优潮流与安全约束经济调度的执行环节。第四章 电力系统频率控制 第六节 正常运行中的自动发电控制(AGC/EDC) 系统发电输出功率跟踪系统负荷变化并保持频率稳定的努力，可以看作是由四项互相衔接的控制作用完成的，可用图4-13加以说明。图中纵坐标表示负荷波动的幅值，横坐标表示负荷波动的周期。第四章 电力系统频率控制 第六节 正常运行中的自动发电控制(AGC/EDC)二、 (AGC/E

43、DC)的控制过程 AGC/EDC的主要功能是维持系统频率和系统区域间交换功率的稳定。可以通过电力系统调度中心的通信系统获取各发电机发出功率、各联络线传输功率以及系统频率的信息，并向各个发电厂(或发电机组)发布相应的控制信号。当系统出现频率偏差或交换功率偏差时，就可以通过测量和计算，确定区域控制误差ACE，从而获得系统所需的功率增减总值。 再将该功率增减总值分配给区域中各调频电厂和调频机组。采用“等耗量微增率准则”来分配各个机组应承担的功率增减值，这就是实时经济调度的计算内容。第四章 电力系统频率控制 第六节 正常运行中的自动发电控制(AGC/EDC)二、 (AGC/EDC)的控制过程(1)区域

44、跟踪控制，提供发电“经济基点功率”Pi(2)区域调节控制(二次调整)，努力将区域控制误差(ACE)调到零，这是AGC的核心功能。 (3)机组控制是机组基本控制回路 第四章 电力系统频率控制 第六节 正常运行中的自动发电控制(AGC/EDC)三、 AGC与其他应用软件的关系 AGC程序是EMS的有机组成部分。需要在其它应用软件的支持下工作。第四章 电力系统频率控制 第六节 正常运行中的自动发电控制(AGC/EDC)四、实现AGC的控制方式 AGC的控制模式一般有如下6种：(一)定频控制方式 采用定频控制方式时可以保持系统频率不变，即 =0，该方式适合于独立的电力系统，也适合作为联合电力系统的主系

45、统。其区域控制误差为： (二)定交换功率控制方式 采用定交换功率控制方式能保持联络线交换功率的恒定，可用于联合电力系统中的小容量系统，这时另外的主系统则应采用定频控制，以维持整个联合电力系统频率稳定。其区域控制误差为：第四章 电力系统频率控制 第六节 正常运行中的自动发电控制(AGC/EDC)四、实现AGC的控制方式 AGC的控制模式一般有如下6种：(三)定频定交换功率控制方式 要同时检测系统频差f和联络线功率偏差PT，判断负荷变化发生的区域，即由该区内的调频机组做出相应的响应，平衡负荷的变动。其区域控制误差为： (四)自动修正时差控制方式自动修正时差控制方式是在定频定交换功率控制方式的基础上

46、，又增加了对时间偏差的修正功能。其区域控制误差为：第四章 电力系统频率控制 第六节 正常运行中的自动发电控制(AGC/EDC)四、实现AGC的控制方式 AGC的控制模式一般有如下6种：(五)自动修正交换电能差控制方式自动修正交换电能差控制方式也是在定频定交换功率控制方式的基础上，扩充了对联络线交换电能差的修正功能。 。其区域控制误差为：(六)自动修正时差及交换电能差控制方式自动修正时差及交换电能差控制方式是上述五种控制方式的全面综合。其区域控制误差为：第四章 电力系统频率控制 第六节 正常运行中的自动发电控制(AGC/EDC)五、加入经济负荷分配功能的AGC控制方法 自动调频与自动经济调度密切

47、相连。现以从前面讲过的积差调频法为例，说明自动调频与经济调度的结合： 积差调频法的调频方程式为：调节结束时： 这种按固定比例分配计划外负荷的方法不是最经济的。为此可把上述调频方程式改为：第四章 电力系统频率控制 第六节 正常运行中的自动发电控制(AGC/EDC)五、加入经济负荷分配功能的AGC控制方法 自动调频与自动经济调度密切相连。现以从前面讲过的积差调频法为例，说明自动调频与经济调度的结合： 积差调频法的调频方程式为：调节结束时： 这种按固定比例分配计划外负荷的方法不是最经济的。为此可把上述调频方程式改为：第四章 电力系统频率控制 第六节 正常运行中的自动发电控制(AGC/EDC)五、加入

48、经济负荷分配功能的AGC控制方法 假设有两个调频电厂按此调频方程式调频(在不考虑网损的情况下)，各自的调频方程式为：f（t1）=0第四章 电力系统频率控制 第六节 正常运行中的自动发电控制(AGC/EDC)五、加入经济负荷分配功能的AGC控制方法 第四章 电力系统频率控制 第六节 正常运行中的自动发电控制(AGC/EDC)五、加入经济负荷分配功能的AGC控制方法 实际的实时经济调度要考虑的因素很多，如网损的影响也要计入等。实时经济调度不仅要计算各电厂耗量(费用)微增率，而且要计算系统的耗量(费用)微增率。这时要将上述调频方程式改写为:第四章 电力系统频率控制 第六节 正常运行中的自动发电控制(

49、AGC/EDC)五、加入经济负荷分配功能的AGC控制方法 为了加强对频率瞬时偏差的响应，在调频方程式中还可加入与频率瞬时偏差信号成正比的调频功率分量 ，其中 是功率转换常数， 是负荷分配系数。这样调频机组的应发功率 就包括了三部分：iPKfPKGiPi第四章 电力系统频率控制 第六节 正常运行中的自动发电控制(AGC/EDC)六、AGC/EDC的程序模块 调度中心与调频厂间设有双向通道，调频机组的实发功率通过上行通道传到调度中心。在调度中心的计算机中进行一系列计算，然后把各调频机组应发功率通过下行通道传送到各调频机组调节器。机组调节器根据传来的设定功率进行调整。只要实发功率不等于设定值，调节过

50、程就继续进行。这种控制方式是当地闭环控制:第四章 电力系统频率控制 第六节 正常运行中的自动发电控制(AGC/EDC)六、AGC/EDC的程序模块 电网调度自动化系统的计算机是如何实现自动发电控制和实时经济调度的。对各模块说明如下： (1)计算各调频电厂的网损微增率 (每30min到60min计算一次)各调频电厂的网损微增率: 其中 是全系统的总有功网损。 (2) 计算系统微增率 (每5min一次)， ，为系统微增率转换系数。每3s采样一次频差 ，连续进行积分即可得到 ，每5min为一累计积分周期。 (3)计算各调频电厂的耗量微增率 和基点经济功率 (每5min一次)，其中 ，然后查bP曲线，

51、求各电厂基点经济功率 和该点的曲线斜率 ，由 可求出负荷分配系数 ( )，这些计算体现了按等微增率分配负荷。/iLGiPP LPKfdtKfibbiP(1)iib biPidid/iiidd第四章 电力系统频率控制 第六节 正常运行中的自动发电控制(AGC/EDC)六、AGC/EDC的程序模块 (4)计算稳态调频功率 (每5min一次),从确定新的基点经济功率时刻开始，每3秒钟采样一次频差的值，由 直到5min后下一次新的基点功率确定时为止(5)计算瞬态调频功率 按频差采样周期，每3s循环计算一次，(6)计算各电厂(机组)应发功率PGi (每3s计算一次) ,根据上式求得各机组应发功率，即通过

52、下行通道传送到各调频电厂。 biiPd0Tiidd KfdtiPKfGibiiiPPPdKf 第四章 电力系统频率控制 第六节 正常运行中的自动发电控制(AGC/EDC)七、AGC机组的运行控制方式(一)发电机组的几种运行方式1.停机方式2.备用方式3.手动方式4.调度员直接遥控方式5.带基荷方式6.带基荷和调频方式第四章 电力系统频率控制 第六节 正常运行中的自动发电控制(AGC/EDC)七、AGC机组的运行控制方式(二)机组控制模式及EDC程序的调度计算机组控制模式为AGC，表示机组在线受AGC控制(而ON表示机组在线但不受AGC控制)。机组控制模式为AGC，有几种子模式(AGC subm

53、odes)： MBPR机组由AGC控制到手动整定的基点值。它只参加ACE调节，不参加经济调节。 AUTE机组由AGC控制到经济基点值。它只参加经济调节，而不参加ACE调节。 AUTR机组在AGC控制下参加ACE调节，但不参加经济调节。 AUTO机组由AGC控制到经济基点值。它既参加经济调节，又参加ACE调节。第四章 电力系统频率控制 第六节 正常运行中的自动发电控制(AGC/EDC)七、AGC机组的运行控制方式(二)机组控制模式及EDC程序的调度计算每次EDC程序运行时，都分两路进行调度计算： 第一路：EDC只计算AGC子模式为AUTE和AUTO的机组的经济基点值。MBPR机组的基点值由手动整

54、定，而所有其他机组的基点值都取其实际功率值。第一路EDC中计算出来的基点值和经济分配系数都是提供给LFC(负荷频率控制)用的。 第二路：EDC计算在ON控制模式和AGC其它子模式下，机组的经济基点值。其他控制模式和TEST实验子模式下的机组，则采用实际功率作为基点值。第二路EDC计算的目的，仅是为了显示或作进一步的研究，而不供LFC使用。第四章 电力系统频率控制 第六节 正常运行中的自动发电控制(AGC/EDC)七、AGC机组的运行控制方式(三)AGC的控制区段 AGC分四个控制区段来表示ACE的严重程度：死区段(Dead band)、命令区段(Command)、允许区段(Permissive

55、)和紧急区段(Emergency)。每个控制区段都有正、负两个方向，但不一定要对称。在不同的控制区段内，AGC将根据子模式来确定哪些机组参加ACE调节，哪些机组参加经济调节，哪些机组两者都参加。但随着ACE严重程度的加大，参加ACE调节的机组会越多，而参加经济调节的则会越少。第四章 电力系统频率控制 第六节 正常运行中的自动发电控制(AGC/EDC)七、AGC机组的运行控制方式(四)机组各种运行方式的转换 除停机方式外，其余各种运行方式的机组，均可由调度员发令或经过键盘操作，在线修改其运行方式，使其转入AGC调频方式。(五)AGC报警 很多情况AGC都将发出报警，情势严重时还会令AGC挂起。第

56、四章 电力系统频率控制 第六节 正常运行中的自动发电控制(AGC/EDC)八、评价八、评价AGC系统性能的几个指标系统性能的几个指标 为了对各种AGC的实际方案进行比较。便于对AGC系统进行调试和运行监视，有必要建立评价AGC系统性能的定量指标。这些指标可以有下列几种： (1)每10min间隔内ACE至少应过零点一次； (2)每10min间隔内ACE的均值不得大于预定极限值； (3)系统受扰动，ACE大于或等于预定极限三倍时，ACE仍能在10min内返回零值； (4)在上述受扰情况下，AGC相应的控制动作能够在1min之内采取。第四章 电力系统频率控制 第六节 正常运行中的自动发电控制(AGC

57、/EDC)九、AGC软件包的结构和功能AGC软件包的组成模块及各模块功能如下：(一)人机会话模块(二)数据通信处理模块(三)AGC计算模块 (四)AGC性能指标监视模块 (五)制表打印模块十、工程实例第四章 电力系统频率控制第七节 电力系统故障时的频率异常控制 频率异常是指在电力系统突发事故时，由于系统有功平衡被严重破坏而引起的频率大幅度剧烈变化。发生这类频率异常时，一般的调频手段(如AGC)已不能抑制，必需采用特殊的控制频率异常的自动装置。系统有功平衡突遭破坏的直接原因有：(1)两个地区之间重载联络线故障跳开，使两侧有功有盈有亏，严重失衡。(2)系统内有大负荷突然投入，使系统有功功率严重不足

58、。(3)系统内有大机组突然故障退出运行，而旋转备用不足。(4)系统内有大机组突然投入。第四章 电力系统频率控制第七节 电力系统故障时的频率异常控制一、电网频率异常对发电厂和大型机组的严重危害二、常规频率异常控制装置分类第四章 电力系统频率控制第七节 电力系统故障时的频率异常控制三、低频控制措施（一）低频自动减负荷装置第四章 电力系统频率控制第七节 电力系统故障时的频率异常控制三、低频控制措施（二）其它低频控制措施1、低频降低电压装置2、低频自起动发电机装置3、低频调相改发电装置4、低频抽水改发电装置四、限制频率异常升高的控制措施 （一）高频切机装置 （二）高频减输出功率装置第四章 电力系统频率控制第七节 电力系统故障时的频率异常控制五、电力系统频率异常的新型