机组调频（通用7篇）
机组调频 篇1
1 引言
风电功率波动影响电力系统频率稳定[1]。随着风电容量增加,除了保证在故障时风电机组及电网安全[2,3,4],也有必要使风电机组储备有功备用容量,协助电网频率调整[5]。
变速风电机组( 双馈式和直驱式) 的调频技术包括模拟惯量控制、下垂控制和协调控制[6]。模拟惯量控制在频率变化时释放 /储存转子动能,以降低频率偏移和最低频率点[7],下垂控制依据频率变化调整风电机组有功出力。两者均模拟了同步机组频率响应特性[8],但前者只能提供暂态频率支持,对稳态频率偏移无贡献。后者可调用机组有功备用容量,支持电网一次甚至二次调频[9],对减小频率稳态下降有积极贡献。文献[10]提出的控制方案能有效施行,但非常依靠桨距角调节,机械磨损较大。文献[11]划分出不同风速模式,在低风速下使用超速控制,中风速下协同使用桨距角和超速控制,高风速时单独使用桨距角控制,有利于降低机械磨损,因此较为实用。
风电系统频率控制方案设计的前提,是定量分析风电机组调频能力。文献[12]应用平均系统频率模型,推导了多机系统中风电采用模拟惯量和阻尼控制时频率最低点的解析表达,分析了虚拟惯量和阻尼系数对频率最低值的提升作用。文献[13]使风电机组在参与调频时输出一个暂时性的恒定功率增量,并量化分析了此功率增量对应的等效惯性时间常数。文献[14]给出了风电机组使用惯量控制时,在调频过程中有功增量与调频可持续时间的对应关系。风电机组通过减载运行参与频率调整时,对减小系统频率偏移有着重要的贡献,而现有文献中未见相关定量分析的报道,因此有必要进一步探讨。
本文针对基于超速和变桨控制的风电调频策略,以有无风电调频两种情况下的稳态频率偏移之差为切入点,在风电有功备用容量的约束下,量化风电对于减小稳态频率偏移的贡献。进一步分析风电有效参与调频与电网负荷变化量的关系,确定风电能够提供最大频率支撑能力时对应的电网负荷临界变化量。
2 超速和变桨的控制策略
2. 1 风机的减载运行
下垂控制需要有功备用[15],即风电机组需减载运行。如图1所示,当以恒定百分比减载时,风电机组沿曲线DEC运行[9]。与之相对应,在最大功率追踪( MPPT) 方式下,沿曲线BAC运行。
沿DE段运行时,风电机组仅依靠转子超速就能实现设定减载水平,桨距角保持在最小值( 0°) ,且此时E点对应的风速为vlm。在EA1段,由于转速已达上限,无法实现预期减载水平,需要依靠桨距角控制( 如图2所示) 进一步限制功率[11]。当运行在A1点时对应风速为vmh,这时最优转速恰好为转速上限。运行在A1C段时,转子超速已无法实现减载,只能依靠桨距角实现恒定减载。
图2中 ωt和 ωref为风机转速及其参考值,β 和βref为桨距角及其参考值,kp和ki为PI控制参数,Ts为伺服时间常数,s为拉普拉斯算子。
2. 2 各风速段下的调频控制策略
变速风电机组根据有功参考值Pref,通过电力电子变流器快速增发有功,在利用有功备用的同时释放转子动能,有助于扰动后电网频率恢复。
当电网频率变化 Δf时,风电机组可以通过下垂控制增发有功 ΔP,得到有功参考值Pref为:
式中,Rw为下垂系数; Pdel为减载运行时的有功出力; kdel表示减载水平; Popt为相应风速下的最优捕获风功率。
文献[11]提出,针对不同风速段,可采用相应的控制策略:
( 1) 低风速段( vw≤vlm) : 电网频率下降时,可由Pref计算出对应的参考转速 ωref,控制转子减速增大捕获风能。
( 2) 中风速段( vlm≤vw≤vmh) : 桨距角与超速控制同时起作用,因此参考转速可按式( 2) 获得[11]:
式中,ωopt为相应风速下最优转速; ωmax为转速上限。
( 3) 高风速段( vw≥vmh) : 由于转速达到上限ωmax,仅能依靠桨距角调节有功输出。此时转速参考值 ωref保持为 ωmax不变。
3 用于频率分析的电网机组模型
如图3所示,平均系统频率模型将发电机组的有功出力通过等值转子运动方程联系在一起。H∑为同步机组的惯性时间常数总和; D表征负荷频率恢复特性; ΔPm为同步发电机组的增发有功出力;ΔPwf为风电机组增发有功出力; ΔPL为有功负荷变化量; Kw为容量折算系数。
火电机组的原动机调速系统如图4所示[12],Rm为下垂系数; Tg、Tch分别为各自一阶惯性环节的时间常数; ΔG为蒸汽阀门位置; Tr为再热时间常数;Fhp为功率系数,越小则调速动作越慢。
4 风电对于减小稳态频率偏移的贡献分析
减载运行风电机组参与系统调频时,其对电网频率稳定性的贡献取决于机组有功备用容量。该备用容量与风机捕获风能大小、可用风电容量、减载水平等有关。当系统遭受不同程度的频率冲击时,风电对于电网频率的提升作用不同。
设系统中出现大小为 ΔPL的有功缺额,由图3可得频率恢复稳态时,有:
式中,火电机组的有功出力增量 ΔPm为:
风电机组的增发有功 ΔPwf与其最大有功备用余量有关,有如下关系:
当 ΔPwf处于风电机组有功备用余量可调用的范围内,这时风电机组能够有效地参与调频; 否则释放全部有功备用后,不再继续参与频率调整,无法阻止频率继续跌落。
定义风电机组能够有效应对的最大稳态频率偏移量为| Δf |max,则:
式中,风速vw下的最大捕获风功率标幺值Popt( vw)可进一步表达为:
式中,系数k0可以写成以下形式:
式中,ρ 为空气密度; A为风轮叶片扫过的面积; PN为风电机组额定功率; Cpmax为最大风能捕获系数。于是| Δf |max可以由式( 6) ~ 式( 8) 表达为:
值得说明的是,由于最大功率跟踪曲线的转速恒定区域对应的风速区间很窄,因此在式( 9) 对频率变化的估计中忽略了这一部分的影响。由式( 9)可知,| Δf|max与风机的减载水平kdel和选取的下垂系数Rw有关,当风机可捕获的最大功率小于额定功率PN时还与风速vw有关。
由于负荷增加 ΔPL导致系统出现的稳态频率偏移量大小记为| Δf1| ,而风电不参与调频时,相应频率偏移记为| Δf0| 。定义两者之差为
| Δf10|反映了风电调频对于电网稳态频率的提升作用。下面给出| Δf1|和| Δf0|的具体表达形式。当| Δf1| ≤ | Δf |max时,由式( 3) ~ 式( 5) 得到:
当| Δf1| > | Δf |max时,得到:
对于| Δf0|则有:
由式( 11) ~ 式( 13) 可以得到 ΔPL与 Δf的关系如图5所示,其中slope为斜率。对应| Δf |max,存在临界负荷变化量 ΔPL0,使得当 ΔPL≤ΔPL0时,| Δf10|随着 ΔPL的增大而增大,说明风电调频对于系统稳态频率的提升更加明显; 而当 ΔPL> ΔPL0时,| Δf10|为一定值,与 ΔPL的大小无关,说明风电调频对于频率提升的作用已经饱和。
由式( 6) 和式( 11) 可得 ΔPL0的表达式为:
风电调频对于电网稳态频率的最大提升为:
( 15)
式( 15) 进一步化简为:
综合式( 14) 、式( 16) 来看,与火电机组具有充足旋转备用不同,风电机组有功备用容量有限,这成为制约其一次调频能力的主要因素,但现有文献缺少该方面的定量分析。式( 14) 给出了电网负荷增量与风电调频能力之间的关联,即当风电机组运行状态( 如减载水平kdel、风能大小) 和控制参数( 如下垂系数Rw) 确定时,超出临界负荷变化量将会使用全部的风电有功备用。式( 16) 进一步说明,评估风电调频效果不是直接考察稳态频率偏移的绝对值,而是应关注于风电参与调频带来的最大频率提升值,后者更具一般意义。
5 算例分析
5. 1 量化风电对一次调频的贡献
给定风电机组下垂系数Rw为0. 05,风电容量比例Kw为0. 4,即可算出不同风速下 ΔPL0和| Δf10|max,结果如表1所示。本文5. 2节将以表1中计算出的临界负荷变化量为参考,设置合适的负荷变化量进行仿真分析。
5. 2 不同风速下风电调频效果分析
以下给出动态仿真结果,以验证第4节稳态调频算法的正确性。设风电机组稳态运行,在t = 0. 5s时刻负荷突然增大,变化量为 ΔPL= 0. 05pu( 中低风速段) 或0. 10pu( 高风速段) 。
( 1) 低风速
取vw= 6m / s,图6( a) 给出风电调频效果,风电参与调频更加明显地提升电网( Fhp= 0. 3) 频率最低点。
图6( b) 反映了调频过程中风电机组输向电网有功和捕获风功率的变化。由于低风速下风电机组捕获的风能较小,因此在相同的减载水平下拥有更少的有功备用。当系统频率降低时,风机转子需要依靠电磁转矩和机械转矩之间较小的转矩不平衡量来驱使转速降低,整个过程近似一阶惯性响应,没有超调但是需要较长的时间过渡到新的稳定运行点。从表1可以看出,风电机组有效参与调频时对应的临界负荷变化量为0. 023pu,小于仿真中的0. 05pu,因此机组使用了全部的减载有功备用,使稳态频率偏移提升了0. 015Hz。
( 2) 中风速
取vw= 9m / s,如图7( a) 和图7( b) 所示,与低风速时相比,在相同负荷变化量下稳态频率偏移提升了0. 03Hz左右,同时风机还留有部分备用可以进
一步参加二次调频。
图7( c) 和图7( d) 分别表现了转子转速和桨距角的变化情况。当系统频率降低时,希望通过立即降低转速和桨距角来最大程度地释放风电机组的有功备用,而从转速控制( 式( 2) ) 和变桨控制( 图2)来看,参考转速降低导致桨距角PI控制器产生一个正值的输入信号,导致桨距角参考值增大。因此桨距角首先会增大,与期望的动作方向相反,这样延长了过渡所需要的时间,桨距角和转子转速在经历了超调后逐渐恢复稳定。
( 3) 高风速
取vw= 15m / s,结果如图8所示,此时风电参与调频使电网能够应对更大的有功不平衡量。如图8( a) 所示,在负荷增加0. 10 pu时稳态频率偏移提升0. 07Hz左右。对调速相对较慢的电网,频率最低点提升达240m Hz,且在调频过程中风电机组暂时性地使用了全部的有功备用,如图8( b) 所示。
图8( c) 和图8( d) 反映了转子转速和桨距角的变化情况。对比发现,当变桨响应时间从0. 5s增大至1. 5s,其他参数保持不变时,动态过程出现振荡,但是如果桨距角PI参数设置得当,相对充足的有功备用能够通过快速变桨控制被迅速地释放出来,因而动态过程仍比中低风速下要快很多。
6 结论
本文研究了减载运行风电机组通过超速和变桨控制参与电网一次调频的特性,量化其调频能力和
调频效果,得到以下结论:
( 1) 相对于直接考察风电参与调频时电网的稳态频率偏移,有无风电调频两种情况下的稳态频率偏移之差更能反映风电对于频率调整的贡献。
( 2) 考虑风电实际具有的有功备用容量大小,风电只能在一定范围内有效参与调频。当电网负荷达到某一临界变化量时,风电能提供最大程度的有效频率支撑作用。
( 3) 在风电参与调频过程中,高风速下仅依靠桨距角调节有功出力,风机能很快过渡到新的稳态运行点; 中风速下由于同时控制转速和桨距角,动态过渡过程较长; 低风速下作用在风机转子上的转矩不平衡量很小,因此也需要较长时间过渡到新的平
衡点。
附录:
( 1) 风力机数据: 额定容量PN= 2MW; 空气密度 ρ = 1. 225kg /m3; 风轮半径为39. 8m; 风轮基准转速为1. 6978 rad /s; 惯性时间 常数为2s; Cpmax=0. 48。
( 2) 桨距角控制数据: 桨距角变化率范围为± 5° / s; 桨距角启动范围为0 ~ 27°; 伺服时间常数为0. 5s; PI控制参数为kp= 100,ki= 40 / s。
( 3) 火电机组数据: 额定容量为5MW; 原动机调速系统中时间常数Tg= 0. 1s,Tch= 0. 25s,Tr= 5s;功率系数Fhp= 1; 下垂系数Rm= 0. 05; 惯性时间常数3s。
( 4) 其他: 系统基准容量( 与火电机组额定容量相同) 为5MW; 负荷频率恢复特性系数D = 0. 8; 风电机组的功率转换系数Kw= 2MW /5MW = 0. 4; 下垂系数Rw= 0. 05。
关于汽轮发电机组一次调频分析 篇2
随着近几年来我国实施的西电东送、全国联网战略方针, 具有大容量和高参数的发电机组和输电技术的不断发展和深入, 以及不断增长的用电量和电网承受较大瞬态负荷的冲击概率, 促使我国电能和电网的质量和稳定性都遭受到了很大程度的影响。为了让电网的安全经济运行得到保障, 让电能的质量和电网频率的控制水平都能够得到有效提升, 让其因为不断变化的电网负荷而引发的频率波动能够得到快速解除, 就必须将一次调频功能运用到电网发电机组中。
1 一次调频的要求
1.1 稳定性要求
将一次调频功能进行投入的基础就在于要具有稳定性。如果在运作一次调频的过程中, 会对发电机组的安全稳定运行造成不利影响, 则就会让一次调频功能对电网的作品遭受减弱, 甚至不但不会起到帮助, 还会危害到电网的运行, 促使电网事故扩大[1]。因此, 只有将相应的条件创造出来, 并确保其可以让发电机组运用一次调频后的稳定性得到保障, 通常情况下, 实现这种目标的的方法主要是对一次调频高低负荷进行限制设定、对动作负荷进行限幅、调整速度变动率等。
1.2 快速性要求
一次调频功能的主要特点就是具有快速性。其主要是指偏移后电网频率负荷变化的响应和稳定时间, 通常情况下响应时间应该在三秒以上, 稳定时间应该在一分钟以上。结合汽轮机负荷和锅炉之间, 前者具有较快的响应时间, 后者具有较慢的响应时间的特点来看, 可以对汽轮机调节负荷这种方法进行运用。
1.3 持续性要求
所谓持续性主要是指一次调频在运行后, 应该尽可能的保持住发电机组所贡献的负荷, 保证长时间下不会发生回调促使调频被削弱现象的发生。因为一次调频想要实现快速响应需要借助于锅炉蓄热, 当其运作时间过于长的时候, 锅炉所蓄的热能就会不断消耗掉, 从而也就会让机前压力调节品质逐渐的降低, 进而对所贡献负荷造成严重影响[2]。因此, 只有在其响应的同时让锅炉也发生响应, 才能对燃烧做到快速调整。
1.4 有效性要求
所谓有效性指的是一次调频运作的负荷幅度必须要达到对应的频差理论运作值。一次调频如果正处于开环控制的时候, 和它的调频能力, 也就是运作负荷存在联系的主要是阀门流量特性和机前压力, 其主要是比例有差调节, 通常情况下很难达到理论值上, 所以就需要对负荷的给定值进行改变, 借助于PID调节来让无差调节得以实现。
2 汽轮发电机组一次调频具体分析
据相关电网事故调查显示, 虽然一次调频运用之后的确能够使电网频率偏离得到有效缓解, 但是同样也具有一些不利影响。由于一些机组盲区、速度变动率没有做到合理设置以及调门运作的速率遭受到一定的限制等其他情况, 从而致使一次调频响应速度较为缓慢、运作负荷幅度存在严重不足、回调甚至停止运作等[3]。一些机组在进行一次调频运作时, DCS、DEH两侧没能有效同步, 造成这种现象的主要原因是由于DCS和DEH两侧所取用的频差存在差异, 从而致使前者频差信号宜取自后者, 且还能让信号精度得到保证。
对于机组盲区电网设置应该标准定为 ±2 转/ 每分钟, 但是这个数值只是在电网频率调整的正常范围内, 所以也就促使机组一次调频的动作过于频繁, 从而致使油电机组出现漏油的现象。当某个供热机组缺乏工业抽汽调节组态时, 如果进行一次调频运作, 就会造成机组热和电负荷耦合振荡现象的发生, 从而促使有功功率低频振荡现象出现在机组中, 进而促使机组的安全稳定运行受到严重的影响。
循环流化床机组所采取的方法大都是协调机跟锅炉, 在这种方法下, 锅炉的调功和机调压, 在进行一次调频之后, 机前压力波动就会让调门的回调速度得到提升, 从而使得压力得以维持住, 形成动作负荷回调。当机组滑压运行或者高负荷主汽压出现偏低现象的时候, 会让调门发生较大的开度并超过拐点, 此时倘若一次调频动作被电网频率降低, 虽然调门是在开展状态下, 但是流量存在较小的变化, 因此依然很难上升到理论动作值上, 从而也就促使一次调频的作用遭受到一定程度的削弱。
此外, 在一些机组上还发现, 但有功功率低频振荡出现在电网上的时候, 一次调频很有可能会促使机组负荷振荡故障更加的严重, 振荡形势出现恶化, 而且还会让调节系统控制油流量发生较大程度的波动现象发生, 从而让大幅度摆动的EH油泵电流和油管振动的现象发生。虽然想要让一次调频存在的功能问题得到有效解决并不是很难办到, 但是, 通常情况下一次调频的主要作用是服务于电网, 它对机组本身却并没有什么有益之处, 因此想要电厂花费大量的资金和资源去解决一次调频所存在的问题就显得很难实现, 特别是在当下电厂和电网已经分开的局势下, 就更难办到。因此, 这就需要相关部门及早的将相关的管理措施和奖惩机制给建立起来, 并做到严格的落实贯彻, 借此来让机网协调能够加强。
3 总结
综上所述, 虽然并入到电网中的机组容量和型式都存在着很大差异, 调节系统也存在一定程度的差别, 但是只要合理的运用好一次调频, 是可以在机组安全稳定运行的基础上让自身的作用得到充分发挥, 对电网频率的波动做到快速响应。因此, 不管是解决负荷冲击上, 还是在电能质量的提高和稳定运行上, 都是有着非常重要的作用和意义。
参考文献
[1]徐衍会, 王珍珍, 翁洪杰.一次调频试验引发低频振荡实例及机理分析[J].电力系统自动化, 2013 (23) :119-124.
[2]文立斌.基于电网稳定计算的汽轮机调节系统参数仿真研究[J].广西电力, 2013 (04) :5-8.
循环流化床机组一次调频优化方案 篇3
一次调频是电网内运行机组的调整器,通过调节汽机高压调门,自动改变汽轮机进汽,利用机组蓄热快速响应电网频率的变化,使发电机输出功率与电网负荷变化平衡来维持电网频率[1]。
根据《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》、《南方区域发电厂并网运行管理实施细则》有关规定,统计一次调频评价记录的判断条件为:电网频率过动作死区(0.033Hz)及持续时间超规定过动作延时(10s),中间的频率峰值超过评价门槛(0.05Hz)。其考核不合格的标准为:以一分钟为一个时段,当系统频率超出一次调频死区期间,若实际出力变化量与系统频率偏差数值的正负号相同(高频增出力或低频减出力)或一次调频实际动作的积分电量/理论动作积分电量的比值小于规定值(35%)统计为不合格时段。
1 原机组一次调频形式以及不足
某电厂有两台135MW循环流化床机组,DCS控制系统采用新华公司的XDPS系统,DEH采用艾默生公司的OVATION系统。一次调频功能是通过DEH侧一次调频回路与CCS侧一次调频回路共同作用下实现的。DEH一次调频控制根据汽机实际转速与3000r/min偏差通过一次调频函数f(x)转换为阀门指令,直接改变调节汽门开度,使负荷快速响应。CCS侧一次调频回路将频差信号转换为负荷指令的偏差,叠加到汽机实际负荷指令上,调节机组出力[2]。
优化前,该机组一次调频控制不够完善,调频控制受各种因素影响,经常出现DCS侧与DEH侧一次调频不协调,反调情况时有发生,严重影响调节品质。
实际出力变化量与系统频率偏差数值的正负号相同(高频增出力或低频减出力)或一次调频实际动作的积分电量与理论动作积分电量的比值小于规定值(35%),调频动作不合格次数偏多,合格率低于99.9%。据1~4月一次调频考核统计,5号机组考核电量为305.6755 MWh,6号机组考核电量为184.1778MWh。同时,频率波动也影响到电网的稳定运行,对整个电网的安全带来不利影响。
2 优化方案
机组参与电网一次调频的程度取决于汽机调节系统速度变化率(调节系数)和不灵敏度(频差死区)。速度变化率反映了机组一次调频的能力,频差死区则反映了系统一次调频作用的起始点。
考虑到DEH侧一次调频的动作迅速,但是调节品质较差,对机组稳定运行影响较大;而DCS侧一次调频对机组波动幅度影响较小,但对频率偏差响应较慢。所以,将DEH与DCS同时投用,实现一次调频又快又稳。因此,在原来的基础上,在DCS上增加了三条逻辑,一次调频逻辑组态如图1所示。
2.1 加入CCS闭锁功能
(1)增加CCS的闭锁功能。原逻辑设计中没有考虑这种情况,会引起DCS侧调门动作方向与DEH侧一次调频方向相反,因此在DCS汽机主控处增加闭锁65秒功能。在一次调频动作引起减负荷过程中,DEH侧将使调门关,同时调频指令发出,作用到闭锁增,DCS汽机主控接受闭锁增指令,汽机主控输出只能减少,也就是说调门只能关,增负荷时与此情况类似[3]。
(2)安全性考虑。在闭锁逻辑的基础上,增加汽机主控切手动,解除闭锁,运行员可手动增减负荷。若无此功能,当机组出现故障,运行人员将汽机主控切手动控制要求快速减负荷,而此时一次调频发出增负荷指令,同时闭锁降也在执行,运行人员手动根本无法操作,引起无法控制的后果,严重威胁电网的安全运行。因此,增加汽机主控切手动,解除闭锁逻辑,运行员手动增减负荷使控制系统设计更加完善,满足要求。
逻辑中各个参数值,均是根据中调的要求,在静态及热态试验中调整,使其满足一次调频负荷变化的要求又不影响机组稳定运行,试验合格后确定最终参数。
2.2 改变调节速率增加非线性补偿
频差—负荷曲线采用分段设置,对分段参数进行微调。在转速3002~3003r/min、2997~2998r/min频率段,不等率按1.33%来设置,以增大机组的一次调频量,提高信噪比;在转速3003~3006r/min、2994~2997r/min频率段,不等率按6.67%来设置;在转速3006~3015r/min、2985~2994r/min频率段,不等率按2.73%来设置。为了提高机组的一次调频量,一次调频在超出调频死区后1r/min内,不等率为1.33%,调频作用比较强,其目的是为了提高小幅度频率波动时的调频量,提高“信噪比”,超出调频死区后2r/min后,不等率立即增大到6.67%,防止调频量过大,造成系统不稳定。
调整速率的核心:频差信号发出引起负荷变化过程中,快速响应负荷变化,在频差接近正常值时,通过改变回调速率,尽量延长调整时间,减少反调或者调整不足状况的发生。
增加一次调频非线性动态补偿,解决电网频率快速来回波动,负荷反调严重的问题。在频差超过死区后,加强DCS侧的调频功能。在DCS侧,频差产生的负荷指令叠加到汽机实际负荷指令上,经过PID运算才输出去改变汽机主控指令,调节的迟缓性影响到调频的实际作用。在DCS侧增加一次调频非线性动态补偿,确保在一次调频动作的前60秒内,有足够的调频量输出,满足一次调频动作期间的积分电量计算。
2.3 优化汽机主控闭锁功能
中调对135MW机组一次调频考核规定如下:90MW以下减负荷,135MW以上加负荷免于考核,因此增加以下逻辑。
在闭锁逻辑的基础上,频差引起负荷变化的同时,对当时负荷进行判断。
(1)若频差引起负荷改变过程中,在负荷高于135MW时,加负荷时解除汽机主控闭锁功能,减负荷时投入闭锁增;(2)若频差引起负荷改变过程中,在负荷低于90MW时减负荷解除汽机主控闭锁功能,加负荷时投入闭锁减。
3 优化成果
为了更有效地说明优化后运行情况,下面将优化前和优化后的有关数据进行对比分析。
3.1 优化前一次调频考核情况
该厂5号、6号机组的一次调频控制在“两个细则”考核下,合格率低于99.9%,被考核的电量较多。具体可参见表1和表2
根据1~3月一次调频考核统计,5号机组考核电量为305.6755 MWh,6号机组考核电量为184.1MWh,对该厂的经济效益带来较大影响。同时一次调频控制功能不完善,设置不合理等因素导致调节时负荷频繁波动,为机组的安全稳定运行埋下了隐患,也不利于维护整个电网的稳定。
3.2 优化后一次调频考核情况
该厂5号、6号机组的一次调频经过不断优化后,合格率明显提高。具体可参见表3和表4。
综合2012年4月份前后一次调频考核信息,1~3月5号机组一次调频错误动作总次数为72次,6号机组一次调频错误总次数为44次,其中一次调频动作合格率最低为99.559%。按细则规定“一次调频合格率以100%为基准,当月合格率每降低0.1个百分点(不含0.1个百分点),当月机组发电量的0.05%计为考核电量。”调频动作合格率99.559%,比标准低了将近0.4个百分点,该次考核电量达到当月发电量的0.2%。4~10月5号机组一次调频错误动作总次数为15次,6号机组为13次,一次调频动作合格率均在99.9%以上,满足了细则考核标准要求,考核电量为零,一次调频控制功能优化取得到显著效果。
4 结语
通过对一次调频控制策略进行优化,一次调频动作合格率均保持在99.9%以上,一次调频被考核电量为零,保证了该厂的经济效益;增加的一次调频闭锁功能逻辑,在一次调频动作期间,抑制了CCS侧的反调现象,确了机组安全稳定运行;通过优化机组一次调频动作的快速性和准确性都得到了显著改进,从而维护了电网周波的稳定。从一次调频功能优化后的调节情况来看,只要能够根据机组的实际情况正确合理地修改控制策略,DCS和DEH系统就能够共同完成一次调频功能,而不会对控制系统的稳定性造成影响。该系统的成功优化,为同类型的循环流化床机组及控制系统的一次调频系统优化提供了一种最优化的可行模式。
摘要：根据某电厂5号、6号机组实际发电情况,一次调频合格率偏低,提出了通过调整DEH内部频差,增加CCS闭锁功能逻辑在一次调频引起负荷变化过程中改变回调速率,延长调整时间等措施优化调频,避免发生调节量不足甚至反调等状况,满足了中调对机组一次调频的要求,提高了一次调频合格率,确保了一次调频长期、稳定的投入。
关键词：回调速率,频差,优化控制,一次调频
参考文献
[1]吕剑虹,王建武,范菁.电站热工控制仿真支撑系统[J].中国电力,2001,34(6):50～53.
[2]肖大雏.控制设备及系统[M].北京:中国电力出版社,2006
机组调频 篇4
1 双馈感应风机的最大风能捕获和工作状态分析
与同步发电机类似地, 双馈感应风电机也可以写出相应的磁链、电压、功率以及电磁转矩方程 (在dq旋转坐标系下) 。与传统同步机不同的是, 双馈电机带有由全控器件构成的背靠背双PWM型变流器, 该变流器一侧连于发电机转子侧, 另一侧连于电网, 称为转子侧和网侧变流器。对DFIG, 可以通过矢量定向的手段, 分别进行转子侧和电网侧矢量控制, 在转子侧换流器矢量控制基础上再引入电压前馈补偿, 实现对风电机组有功和无功功率的解耦, 达到最大风能捕获的控制目标。最大风能捕获曲线图1 所示。
变速恒频风力发电机组, 通过变流器控制来实现电气控制部分, 桨距角控制来实现机械控制部分[5], 输出的风功率与风速v, 转子角速度 ωr, 桨距角 β 均有关系。根据风速和转子转速的不同, 风电机组的运行工作曲线致可以分为四个区间, 风电机输出功率的参考功率P*opt可大致由以下分段函数来表示[6]:
P*opt是最大风能捕获时风力机捕获的机械功率;Kopt为最大功率跟踪曲线比例系数;ω0为DFIG的切入转速对应的角速度;ω1为DFIG进入转速恒定区的初始转速对应的电角速度;ωmax为DFIG转速限值对应的电角速度;Pmax为DFIG输出有功功率限值;R为风机叶片半径;ωt叶片转动的角速度;CP为风机的风能利用系数;λopt为最佳叶尖速比;β 风机叶片桨距;V为风速。
一般情况下, 在 λopt为8~9 时, 风能利用系数可以达到最大值Cpmax即最佳风能利用系数, 约为0.59 左右。
P*opt的分段函数表明, 在时, 也就是DFIG转子转速小于切入转速时, 无论风速是多少, 双馈风机发出的功率都很小, 此阶段成为起动阶段, 此阶段的功率主要受转子转速的影响和制约;在时, 也就是转子转速增加到切入转速以后时, 风电机组工作在最大功率跟踪区保持最大风能捕获, 随着风速的变化, 风力机转速也不断改变以跟踪最大功率点轨迹, 此时风速和转速共同影响着输出的风电功率;随着风速增大以及转子转速的增加, 在时, 风力机进入转速恒定区, 此时转速变化范围很小, 即ω1和ωmax值很接近, 输出的风功率主要受到风速的影响;随着风速和转子转速进一步增加, 在时, 即转子转速超过了风力机转速限值时, 进入恒功率区, 该区域内风电机组引入变桨距调节, 减少捕获的风能, 维持风力机的转速和输出功率在限值之下。
在DFIG实现最大功率跟踪的过程中, 转子侧换流器的矢量控制仅根据风电机组转子转速变化来调节输出的有功功率。因此, 当电网中出现扰动时, 风电机组依然遵循基本的矢量控制指令对电网提供有功, 不能对系统有功变化做出动态响应, 也不能对系统提供惯性支持[7]。
2 双馈风机虚拟惯性控制法调频的现状
针对上述情况, 国内外学者纷纷展开了对双馈风机组虚拟惯性控制的研究, 利用转子转速可调范围大的特点, 充分挖掘风机组潜在的旋转动能, 使其可以在系统频率出现波动时参与频率调节。目前的双馈风机虚拟惯性控制方法主要分为两种, 一种是将系统频率的变化量直接引入风力力发电机转子运动方程中, 产生一附加的有功功率参考值, 使实际的电磁功率追踪经控制后新的参考功率, 不断调整双馈风机有功出力, 直接参与系统频率调整;另一种是将系统频率变化量引入为最大功率跟踪曲线比例系数中, 对此系数进行优化, 这样就可以保证在最大功率追踪的同时使得DFIG参与系统频率调节, 即基于功率跟踪优化的双馈风机虚拟惯性控制, 以下分别对两种方法的原理做以分析。
2.1 双馈风机传统的虚拟惯性控制原理[8.9]
发电机的转子动能:
j是机械转动惯量, ωr是转子角速度。当 ωr发生变化时, 可以释放或者吸收转子动能。风电机可变化的功率即频率变化时风机释放动能:
发电机惯性时间常数:
将式 (7) 代入式 (6) 后两边同时除以Sn标幺值化:
因频率由转子转速决定, 因而用频率变化率代替转速变化率:
采用虚拟惯性控制后, 引入产生附加参考功率:
可以看出, 在系统频率发生变化时, 双馈感应风机电磁功率的参考值随之发生变化, 附加的电磁功率来自于转子吸收或者释放的动能。在次控制策略下, 系统频率变化时刻影响着DFIG功率输出, 使得双馈风机可以参与到电网频率的动态调节中来。实践证明k1取30 左右, k2取0.1 时, 调节效果较好。
2.2 基于功率跟踪优化的双馈风机虚拟惯性控制[10]
基于功率跟踪优化的DFIG虚拟惯性控制是在系统频率发生变化时, 力图在短时期内优化最大功率跟踪曲线, 将系统的频率变化引入比例系数中, 使得双馈风机运行在经过虚拟惯性控制以后的曲线上, 在频率变化不断修正恢复到正常范围内时, 再回到原最大功率跟踪曲线的一种方法。修正方法如下:
Kopt1是优化后的最大功率跟踪曲线系数;ωro是转速调节前风机初始角速度;λ 是转速调节系数;f是系统实时频率;fn是系统额定频率。其中:
为了功率跟踪曲线工作的稳定性, 对Kopt1要实行限幅。可以看出, 在系统频率降低时, f小于fn, ωro加上一个负数值变小, Kopt1变大, 风电机组运行在使得电磁功率瞬间增大, 提供有功支持, 此时风电机发出电磁功率大于风力机捕获机械功率, 转子开始减速, 释放动能。随着转子转速的降低, 输出的电磁功率缓慢降低直至恢复初始的功率跟踪曲线。当系统频率升高时与上述过程相反。由此看出, 该方法也可以对系统频率变化起到动态支持作用。
结束语
本文提到的两种双馈风机虚拟惯性控制方法均可以起到对系统频率变化提供动态支持的作用, 但无论哪种方法, 由于虚拟惯量控制并不能改变原动机的输入功率, 因此只能提供短期功率支撑。除此之外, 还应注意的是, 如果惯性控制参数较大, 可能对系统内功率振荡衰减特性产生明显的影响。因而该控制方法应注意尽量避免对交流电网的振荡产生负阻尼作用, 解决方式一般是将该调频方法与超速控制调频法和阻尼控制调频法结合起来起到完善与优化的作用。
摘要：随着风力发电的大规模迅速发展, 风电机组的运行状态对电力系统稳定运行带来的影响引起越来越多的关注。目前我国多采用双馈反应发电机组 (doubly fedinduction generator, DFIG) , 机组运行时由于其换流器结构的存在, 使得转子转速与电网频率解耦, 对电力系统的惯性贡献很小[1]。因此, 挖掘其“隐藏”惯量, 使其在系统频率变化时作出响应成为解决风电调频的关键。双馈风电机组的虚拟惯性调频方法应运而生, 本文对目前该种调频法的提出过程做以研究;原理做以总结;方法做以分类;结果做以分析。
关键词：双馈风机,功率跟踪,惯性控制,调频
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机组调频 篇5
关键词：协调控制,AGC,一次调频,方法
0前言
本人有幸被省调派遣到某省某电厂对该电厂进行系统调试, 参与了该厂的66万机组的全程调试工作, 为此写下调试管理过程中的一点心得体会。根据该省电网两个办法规定AGC机组的调节速率由电网调度机构能量管理系统 (EMS) 测定, 调节速率必须达到1.5%额定容量/每分钟, 达不到要求的运行机组按每超过0.1%额定容量/每分钟每天考核100元;AGC的调节精度由电网EMS系统, 日平均调节精度必须达到0.5%额定容量, 达不到要求的运行机组按每超过0.1%额定容量每天考核300元。一次调频要求:45秒平均调节速率必须达到2%额定容量, 达不到要求的运行机组每超过0.1%额定容量/每分钟每天考核100元。按照此要求计算每月的考核费用是笔不小的开支。
1提高AGC和一次调频性能的方法
针对如此严格的指标考核要求, 热控专业人员集思广益, 共同研究改善AGC和一次调频性能参数, 不断提高该厂机组AGC和一次调频性能使其满足电网的要求。
1.1校准AGC负荷指令和负荷反馈信号, 提高调节精度
要提高机组的负荷调节速率, 其首要前提是要确保机组接收的负荷指令与电网调度指令的一致, 否则, 再高的调节速率也于事无补。因此我们的第一步工作便是校准AGC负荷指令信号, 具体在如下两个方面落实。
在AGC系统中, 先由电网调度EMS系统通过微波送至电厂侧远动RTU, 再由RTU通过硬接线送至机组DCS系统, 期间传送距离远、环节多, 同时信号经过模拟量及数字量的转换, 极易引起指令信号的偏差, 我们仔细检查了RTU与DCS系统之间的传输电缆, 确保电缆屏蔽的可靠性;在AGC闭环联调试验前, 先进行AGC离线调试, 即在电网调度EMS系统与电厂侧远动RTU、AGC接口装置及DCS系统之间进行AGC信号调试, 确保各系统之间的指令信号快速、准确、可靠。这样的调整, 特别是调度负荷指令, 由电网调度EMS主机发出的机组期望出力指令值, 即“调度负荷指令”, 使两者之间的偏差不大于1MW, 且为线性关系。AGC调节精度有了一定的提高。
该省电力调度自动化处提出为适应两个细则和颁发的新版发电企业考核办法, 电厂应保证机组实际出力偏差 (电厂DCS中的实际出力与省调EMS中实际出力的差值) 和AGC负荷指令偏差 (电厂DCS中的AGC负荷指令与省调EMS中的AGC负荷指令的差值) 的差值绝对值不超过1MW, 机组AGC调节上限及下限的偏差绝对值不超过2MW, 机组AGC调节速率偏差的绝对值不超过0.1%额定出力/MIN。结合对其他电厂的调研情况, 该厂DCS中的发电机有功是由继保的三个功率变送器输出的4-20m A信号进行三取中得到的, 而调度EMS系统中的发电机有功是由交流采样装置得出的数据直接上传得到的, 此发电机有功功率数据不同源, 就造成电厂DCS和调度EMS中的发电机有功数值存在偏差, 影响AGC的性能。通过继保专业和热工专业人员经过认真讨论, 本着保证设备安全稳定运行和对现有自动化系统、DCS系统改动最少的原则, 确定了技术方案。利用机组检修机会将热工DCS中经过三取中得出的发电机有功数据通过AO卡件输出至NCS系统, 由远动系统将此数值上传至省调EMS, NCS交流采样得出的发电机有功数值不再上传调度, 在NCS后台中保留。同时将热工与远动系统之间的进行精度校验。解决发电机有功同源并对热工与继保远东系统传递的8个模拟量通道数据全部进行通道精度校准。
1.2规范运行人员参数调节, 提高负荷变化率设定值
以前原该厂运行人员AGC调节速率设定值一班为6MW, 按照机组额定容量为660MW, 要达到1.5%额定容量/每分钟的要求, 理论负荷设定变化率应达到10MW/每分钟, 由于AGC指令要经过速率限制后才输入到机主控, 且控制系统存在延迟, 6MW的设定速率远远达不到要求, 建议运行人员将实际设定置大于10MW/每分钟, 经过努力, 从源头上保证了1.5%额定容量/每分钟的要求。
1.3对调节系统参数进行优化和试验, 提高汽机的响应速率
减少AGC指令在协调控制系统负荷指令处理回路中的延迟时间。AGC指令在进入协调控制系统负荷指令处理回路经负荷高低限幅, 负荷变化率限制和指令增减闭锁经过一段延时作为协调控制系统负荷控制指令进入汽机主控和锅炉主控逻辑来协调汽机和锅炉响应外界负荷的变化, 通过减小AGC指令在负荷指令处理回路的延迟时间, 在经过负荷高低限幅, 负荷变化率限制和增减闭锁后直接进入汽机和锅炉主控逻辑, 提高了汽机和锅炉的响应时间;放宽限制汽机调门动作的压力波动允许值。机组在响应外界AGC指令变化时会造成机前压力的波动, 当机前压力与设定值偏差大于一定值时就会限制汽机调门动作来稳定汽压, 由于限制汽机调门动作对机组AGC性能产生很多的影响, 降低了机组的AGC性能。现将此压力偏差值由1MPa放大到1.5MPa。同时对汽机主控前馈作用也进行了适当的加强。
1.4降低压力参数偏差, 提高燃料响应速度
机组正常运行中, 协调控制系统工作在炉跟机方式下, 汽机主控收到负荷变化指令后迅速调节汽机调门开度, 引起蒸汽流量变化, 从而使机组负荷接近目标负荷;同时汽机调门的动作会导致机前压力的偏离, 此时利用锅炉的蓄能及燃料的变化来控制压力。该厂采用北重厂生产的正压直吹式中速磨, 从煤量指令变化到实际入炉煤量变化有1.5分钟左右的迟延, 而燃煤在炉膛燃烧产生热量引起主汽压力变化又有迟延, 如负荷调节速率设定值较高, 汽机进行负荷调节时往往会引起机前压力偏差大, 发出闭锁信号闭锁负荷调节, 从而影响负荷的调节速率。因此, 在DCS协调控制系统中, 从提高燃料的响应速度入手, 来实现高负荷调节速率下压力的稳定。具体举措如下:修改燃料调节器, 优化调节器的前馈及调节参数, 加强锅炉的动态前馈作用, 由于锅炉发热量的改变有较大的迟延和惯性, 为了提高机组负荷响应速率, 通过适当加强锅炉指令的动态前馈, 改善机组AGC的调节性能;校准热量信号, 提高燃料主调节器输出的准确性;优化磨煤机一次风量控制, 提高入炉煤量响应速度。
1.5调整汽机调门重叠度曲线, 消除负荷不灵敏区
在炉跟机协调控制方式下, CCS汽机主控作为负荷控制器, 将负荷指令和实际负荷进行比较后, 输出汽机指令送至DEH系统来控制调门开度。该厂的DEH系统在正常运行中, 投运顺序阀控制, 最终调门输出在末级伺服卡内实现闭环控制, 所以DEH系统也可被看作协调控制系统中的一个调节机构, CCS输出的汽机指令就是调门指令。在机组变负荷运行中, 发现在升负荷时经过500MW负荷时, 机组变负荷速率会降低, 经过此段后负荷又能正常上升 (降负荷亦然) 。经观察, 在此负荷段, CCS汽机指令从69%加至73%, #1~#2高调门由80%至全开且波动较大, 而#3调门略有开度, 据此, 判断汽机调门的重叠度不好。此时因主汽通流增加量有限, 导致负荷上升缓慢且容易产生波动。针对上述情况, 联系电科院对3号机机组进行了高调门流量特性试验, 根据试验测量数据, 绘制了调门开度与流量的特性关系曲线, 并在兼顾经济型和调节特性的基础上, 给出了调门重叠度。经过这个调整, 消除了此负荷段的不灵敏区, 提高了AGC整体的负荷调节相应速率。
1.6积极探索先进控制理念, 实现一次调频DEH与协调联合调整
机组调频 篇6
目前, 抑制电网频率的重要措施是一次调频和自动发电控制AGC (Automatic Generation Control) 下达的二次调频, 一次调频是指当外界负荷发生变化时, 机组调速系统根据频率偏差迅速做出响应, 自动地控制机组有功功率, 保持电网有功功率的平衡和频率的稳定;AGC下达的二次调频是通过修改有功给定来控制发电机有功出力, 从而从宏观上跟踪电力系统负荷变化、维持电网频率等于额定值, 在电网频率恢复过程中, 二次调频正确动作释放一次调频备用以实现频率无差调节。一次调频与AGC下达的二次调频对电网频率的控制是一个协调互补的关系, 电网频率在系统正常运行时始终处于波动状态, 机组一次调频不断动作, 同时电站AGC下达指令频繁, 一次调频与AGC配合将直接影响机组稳定运行, 因此需要对二者的协调性进行优化, 确保二者正常发挥功能, 文中通过对景洪水电站机组一次调频与AGC运行现状分析, 结合规程对一次调频与AGC协联关系要求, 给出能够较好解决水电站一次调频与AGC配合问题的建议。
2 机组与调速系统概述
某水电站安装有5台单机容量350 MW机组, 总装机容量1 750 MW, 以500 k V及220 k V电压等级接入云南电网, 在系统中担负基荷、调频、调峰及事故备用等任务。调速系统电气部分采用Micro Net Plus硬件平台, 机械液压系统电液转换元件采用德国博士公司生产的比例伺服阀, 主配压阀具有频率控制、功率控制、开度控制、快速同步、暂态补偿、适应式变参数、坡度式加负荷、在线自诊断及处理等功能。机组空载运行时, 调速器按照频率控制模式工作, 频率人工死区Ef=0, 给定值为电网频率, 机组频率跟踪电网频率;并网后自动设定在开度控制模式工作, 频率给定值fc=50 Hz, Ef大小由电网调度确定, 当电网 (机组) 频率与频率给定值频率偏差超过频率死区后, 调速系统根据这个偏差信号变换为与永态转差系数bp成反比的机组频差调节功率ΔP完成一次调频任务。AGC下达的二次调频采用开关量增减脉冲信号来修改调速器的给定值, AGC计算根据功率偏差生成增减脉冲, 脉冲宽度取决于功率偏差的大小, 功率偏差为正则发出增脉冲, 功率偏差为负则发出减脉冲。在调速器内部有一个给定值积分器, 保持当前的给定值, 增脉冲使给定值增大, 减脉冲使给定值减小, 景洪水电站机组对应的AGC功率控制系统模型如图1所示。
图1中Ts为开度积分时间常数、Kd为爬坡式加负荷前馈增益、Th为坡式加负荷时间常数、Kp为比例增益、KD为微分增益、T1v为微分时间常数、KI为积分增益, bp为永态转差系数。
3 一次调频与AGC运行现状
水电站AGC与一次调频配合方式为全厂无AGC指令分配时, 一次调频动作引起的负荷偏差叠加到全厂负荷给定值, 给定负荷分配于每台机组, 如果单机负荷与实际负荷反馈差值40 s内未超出在功率死区, 判断有功调节到位, 单机有功调节退出, 否则继续下发功增/功减脉冲。单机给定负荷与当前负荷差值三分钟内仍未进入功率死区, 则判功率调节超时, 单机有功调节退出;全厂有AGC指令分配时, 一次调频动作则屏蔽AGC指令, 一次调频优先。
该水电站一次调频积分电量不达标, 对5号机组重新进行一次调频与AGC配合试验, 发现AGC负荷指令下达, 一次调频同时动作时, 当一次调频动作时, 如此时AGC有负荷指令下达, 则一次调频暂时屏蔽AGC指令, 但调速器的导叶给定跟随AGC负荷指令在调速器内进行积累, 在短时间内达到100%, 当一次调频退出或者稳定后, 这个积累量会一次性变为实际给定值, 导致导叶全开, 如图2。由于当时试验水头较低, 负荷最高至310 MW, 有幸避免机组过负荷事故, 试验结果说明全厂有AGC指令分配时, 一次调频与AGC配合存在严重缺陷。
为查明一次调频与AGC配合缺陷的缘由, 对4号机组再次进行一次调频与AGC试验, 试验情况如下:
3.1 全厂AGC退出时一次调频试验
水电站机组的一次调频参数设置:频率死区设定为Δf=0.05 Hz、Kp=3、KI=2、KD=0、bp=4%, 无限幅, 全厂AGC退出时一次调频试验结果如图3, 从图3中看出, 在施加0.2 Hz的频率扰动下, 根据Δy=Δf×bp, 导叶开度变化7.5%, 且无AGC功增、功减脉冲信号下达, 一次调频动作正确。
3.2 全厂AGC投入时一次调频试验
AGC投入时一次调频试验如图4、图5:
为防止调速器大幅开导叶, 图4试验解除了AGC到调速器功增、功减脉冲信号。
从4号机组一次调频与AGC试验得出:
1) 全厂AGC投入且无负荷指令下发时, 一次调频动作引起的负荷偏差将使全厂负荷发生变化, 此时全厂有功调节是退出状态, 不会抵消一次调频产生的负荷偏差, 一次调频动作正常, AGC与一次调频不会发生冲突;
2) 全厂AGC有负荷指令下发时, AGC负荷分配值与实际反馈差值40 s内未超出在功率死区, 判断有功调节到位, 单机有功调节退出, 差值三分钟内仍未进入功率死区, 则判功率调节超时, 单机有功调节退出;
3) 全厂AGC投入且有负荷指令下发或机组实发值与全厂AGC负荷分配值不一致时, 此时一次调频动作, AGC下发的负荷调节脉冲累积于调速器导叶给定, 在AGC没有调节指令或一次调频结束后, 调速器把累积的给定值一次性全部开出, 机组负荷大范围变化, 如图4、图5中, 第一次一次调频动作产生的负荷差值叠加于全厂AGC负荷给定值, 全厂AGC对每台机组负荷进行重新分配, 而单机实际负荷反馈与AGC负荷给定值差值40 s内仍未超出功率死区, 此时次一次调频动作, 全厂分配给单机的负荷将超过功率死区增减脉冲将持续下发且累计于调速器内, 从而解释了2012年底5号机组一次调频试验。
4 坡度式加负荷对AGC的影响
景洪水电站机组调速器具有坡度式加负荷功能如图6, 它操作PID反馈加速控制对导叶开度变化的响应, 在AGC负荷指令变化时, 反馈信号提供到PID控制的积分器上。坡度式加负荷在机组频率不稳定时, 自动退出, 当频率稳定时, 重新投入。在导叶开度坡度式加负荷期间, PID控制仍响应于实际机组反馈。坡度式加负荷投入前后仿真对比如图6, 其中Ts=3、Kd=0.8、Th=0.5、Kp=3、KI=2、KD=0、T1v=0.2、bp=4%。
从图6可以看出坡度式加负荷引入调速器后, 以牺牲机组稳定性, 贡献于系统稳定性, 景洪水电站调速器各项试验满足《云南电网发电机组一次调频管理规定》, 调节性能较好, 调节时间能够满足规定需要, 不建议投入使用。
5 改进建议
现在很多水电厂的调速机构不能实现一次调频和二次调频的共同叠加。所以在二者的配合上, 应该满足以下条件:
机组在执行AGC调节任务时不应该受到一次调频功能的干扰;一次调频在AGC调节间断时期应该正常响应;一次调频在动作过程中如果有新的AGC调节命令, 应该立即执行AGC调节命令;机组的一次调频动作引起的全厂总功率的偏差应该不能被监控系统重新调整回去。
根据以上要求, 对水电站一次调频与AGC协联关系给出如下改进建议:
1) 监控系统采取在全厂无AGC指令分配时, 不得屏蔽机组一次调频功能。当频率在一次调频死区之内时, 若AGC指令有变化, 监控系统可以短暂闭锁发电机组一次调频功能, 完成二次调频过程。
2) 当频率超过一次调频死区时, 监控系统不得屏蔽AGC指令, 若发电机组一次调频动作响应方向与AGC指令同时动作时, 监控系统可以短暂闭锁发电机组一次调频功能, 或着采取AGC指令与一次调频指令直接叠加的方式, 完成二次调频过程。
3) 坡度式加负荷功能影响机组稳定运行, 不建议投入使用。
6 结束语
随着云南电网大容量水电机组所占比例不断提高, 参与一次调频的大容量机组越来越多, 对保持电网频率稳定的作用也越来越重要, 本文提出了某水电站目前AGC指令与一次调频配合存在的问题, 并提出了优化方案;对坡度式加负荷功能对机组稳定运行影响进行仿真对比, 给出了投用建议, 这对其它水电站优化AGC与一次调频功能协调关系, 发挥水电机组一次调频与AGC各自的最大作用有参考意义。
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机组调频 篇7
针对水电机组一次调频考核的准确性，国内已有一些相关研究。文献[1]分析指出机组侧和电网侧测频不一致、有功信号上送延迟等因素会导致机组一次调频合格率下降，文献[2]讨论了速度不等率、调频幅度、调频死区的设置对一次调频的重要影响，文献[3]分析了机组一次调频短时间频繁动作、数据传输延时、频率测量误差对考核结果的影响并提出了相应措施。本文希望通过对枫树坝机组一次调频性能和被考核申述材料的分析，查找造成该厂机组一次调频被误考核的原因，并提出针对性的解决措施。
1 一次调频相关规定
1.1 性能要求
水电机组的一次调频性能与调速器固有转速死区、人工频率死区、永态转差系数、比例增益、积分增益、微分增益（或暂态转差系数、缓冲时间常数、加速度时间常数）等参数大小密切相关[4,5,6,7]。固有频率死区的大小反映了调速器机械部件的状况，是涉及调速器自身性能的一个重要参数。由固有、人工频率死区构成的一次调频动作死区，控制着一次调频功能的投退，影响着一次调频动作后的响应深度。永态转差系数决定了一次调频动作后的机组功率调节幅度，影响着机组的一次调频能力。比例、积分和微分增益则影响着一次调频的响应品质，达到同样调节品质的参数组合可以不一样。
因此，为了规范水电机组一次调频的参数设置及响应特性，《规定》要求如下。
(1）调速器转速死区小于0.04%;
(2）一次调频死区不大于±0.05Hz;
(3）永态转差率不大于4%;
(4）响应品质需满足：一次调频响应滞后时间小于等于3s[8]；一次调频动作后的15s内，机组出力实际调节量应达到理论最大值的60%以上；一次调频动作后的60s内，机组出力与响应目标偏差的平均值应在理论计算的调节幅度的±8%内。
此外，有些水电机组存在一次调频与AGC控制矛盾的问题[9,10]，因此《规定》中还要求水电机组的一次调频功能不得与AGC功能相互冲突。
1.2 考核办法
《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》中将辅助服务分为基本和有偿两类，其中基本辅助服务是发电机组必须提供的，一次调频属于这一类。发电机组义务提供的一次调频需符合《规定》要求，否则会被考核。南网总调依据“两个细则”颁布的《南方电网电厂辅助考核技术支持系统考核细则算法规范》中制定了详细的一次调频考核办法。
当电网频率超出机组一次调频死区的持续时间超过15s且期间电网最大频率偏差超过0.065 Hz时，电网调度部门会记录一次调频的开始和结束时间以及期间的频率变化过程，依此计算理论动作电量与根据电厂上送的机组出力变化过程计算的实际动作电量比较，判断一次调频是否合格。实际动作电量达到理论值50%的，认为一次调频性能合格。
实际动作电量：
理论动作电量：
式中：ΔAct为一次调频实际动作电量；PSt为持续时间内的每秒有功值，PST为积分开始时刻的有功值；ΔTheory为一次调频理论动作电量；ΔP为一次调频理论调节幅度；Δfsq为期间电网频率值（机频）与跨机组动作死区频率的差值，5%为机组转速不等率（即速度变动率ep);p为机组额定容量；t2为积分开始时刻（为频率过死区时间加上延时6s),t调节为积分开始后的一次调频持续时间（超过1min的以1min计）。
当一次调频开始至结束时间内，机组出力已升至额定容量或下降至最低稳定值，或者有未投一次调频信号，或是正在执行AGC指令，导致一次调频不合格的免考。
2 机组的一次调频性能
枫树坝1、2号机组的一次调频叠加在调速器开度闭环调节中，当系统频差超过一次调频动作死区后，作为被控制量的主接行程的变化量是确定的，即导叶开度调节量是确定值，而机组出力调节量由开度调节量和运行水头等因素决定，非确定值。因此，该机组的一次调频响应指标应以开度响应特性进行评价。
表1是根据枫树坝电厂一次调频测试报告提取的两台机一次调频性能参数及动态响应特性。对照《规定》，该厂两台机组的一次调频性能是符合要求的。那为何还会出现被错误考核的情况呢？
3 一次调频被误考核原因
为了弄清该厂机组一次调频被误考核的原因，深入分析了电厂向中调提出的一次调频被误考核的申述材料，得出了一次调频的实现方式、电量积分起始时刻延时以及自动考核系统无免考条件设置是造成该厂机组一次调频被误考核的重要原因。
3.1 一次调频实现方式的影响
申述材料的统计表明，该厂机组多数一次调频误考核发生在机组低水头运行的情况下，这主要是受该机组一次调频实现方式的影响。
该厂机组的一次调频是通过在调速器开度闭环调节中叠加频差控制实现的，一次调频动作后被控制量主接行程的变化量与频差存在确定的对应关系。由于水电机组出力的变化相对导叶开度的变化呈现非线性关系，即同样的开度变化在不同水头和不同开度下引起的出力变化不一致，水头越低、开度越小则出力变化越小，所以该厂机组一次调频动作后的出力变化与频差无对应关系。
但是，一次调频考核方法中的理论动作电量计算式（2）默认了机组理论功率变化值与频率偏差存在一个线性关系，是一个基于功率调节模式的计算公式。利用该公式，假设机组初始开度一样，同样的一次调频频率扰动在高水头下得到的理论动作电量与低水头下的一致。由式（1）计算的低水头下的实际动作电量却要比高水头下的小，使得低水头下实际动作电量占理论值的百分比较高水头要低，从而导致低水头下的一次调频易被误考核。
3.2 电量积分起始时刻延时的影响
假设网频阶跃且超过机组的一次调频动作死区，依据公式（1）和（2）得到的不同起始时刻t2和t2′的理论与实际动作电量的计算结果如图1所示。理论动作电量等于一次调频理论调节幅度ΔP与持续时间t调节的乘积，不受积分起始时刻的影响。然而，实际动作电量却与积分起始时刻密切相关，因为机组实际出力逐渐趋近目标值，不同积分起始时刻的机组出力不同，积分起始时刻相对一次调频动作时刻的延时越久，对应的机组出力越接近稳定值，计算得到的实际动作电量越小。所以，积分起始时刻延迟会降低实际动作电量占理论值的百分比。
很多申述材料显示，中调记录的一次调频动作时间晚于枫树坝电厂的一次调频实际动作时间大概45s，即调度依据电厂上送的机组出力计算实际动作电量的起始时刻相对一次调频动作时刻延时约45s（不含动作电量积分的6s延时）。该延时已大于表1所列的一次调频负荷稳定时间，造成积分起始时刻的机组出力已经是调节目标值，所以计算得到的实际动作电量很小，一次调频自然会被误考核。
例如，2012年10月4日，该厂1号机的一次调频17h36min 17s动作，持续超过了约7min，理论动作电量应为0.004MW·h。但是，因调度记录的一次调频开始时间为17h37min 11s，较电厂晚约1min，造成积分所得实际动作电量很小，仅为0.000 9MW·h，从而造成电厂一次调频被误考核。
3.3 考核系统无自动免考设置的影响
一次调频考核方法中已经明确免考条件，但是设在调度的一次调频考核系统无自动免考设置，造成电厂符合免考条件的一次调频未动作被误考核的情况，这也是该厂一次调频申述中常见的情况之一。
例如，2013年5月26日16时42分04秒，电网频率下降并过一次调频动作死区，持续了约7min，当时该厂1号机组投一次调频并网运行，且机组负荷已达当时水头下的最大出力，导叶开度为98%，已达开限位置，因此无法响应开导叶增加机组出力的一次调频指令。
对照一次调频考核方法，该厂类似的一次调频未动作，符合免考条件，但是因为考核系统无法自动识别机组的状态，仅仅依据实际动作电量与理论值的对比，从而会做出错误的考核，增加电厂不必要的免考申述，若遇电厂未及时申述，则会造成电厂因考核而被扣减电量，影响电厂效益。
4 结语
枫树坝电厂机组的一次调频通过在调速器开度闭环控制中叠加频差控制实现，以被控制量———主接行程考核的响应品质符合《规定》要求，且响应迅速。但是，一次调频的这种实现方式、考核过程中的积分起始时刻延时以及考核系统的免考设置等，影响了考核的精度，甚至导致错误的考核。
采用新的理论动作电量计算方法或是改变机组一次调频的实现方式，匹配考核中理论与实际动作电量的计算，可避免该厂这种一次调频实现方式导致的机组低水头一次调频易被考核问题。同步调度和电厂的测频时钟或是以电厂记录的一次调频动作时刻为准，可避免因实际动作电量的积分初始时刻相对一次调频动作时刻的长延时而造成的一次调频误考核。考核系统增加免考设置，采集自动免考所需的信号，自动识别符合免考条件的未达标一次调频，能够避免符合免考条件一次调频的重复申述。
很多其他水电厂机组的一次调频实现方式与枫树坝一样，因此该厂一次调频被考核的原因可以作为其他厂遇到类似问题的借鉴。前述解决措施中，能够与实际匹配的新的理论动作电量计算方法还需进一步深入研究，其他则较易实施且有经验可循。
摘要：针对枫树坝电厂机组一次调频投入后频繁被误考核的情况,根据一次调频管理规定和考核办法,分析了机组的一次调频测试报告以及电厂的一次调频被误考核申述材料,发现了该厂机组在调速器开度闭环控制中加入一次调频使得理论动作电量的计算不符合实际,造成机组低水头下一次调频易被误考核;实际动作电量积分起始时刻相对一次调频启动时刻的延时会降低其占理论值的百分比,当调度记录的一次调频启动时间滞后电厂实际且超出稳定时间时电厂会被误考核;该厂的一次调频考核系统无自动免考设置,致使频繁发生机组符合免考条件的一次调频未动作被考核且需人工申述的情况,最后给出了避免错误考核的针对性措施建议。
关键词：水电机组,调速器,一次调频,考核,原因
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