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电力系统频率及有功功率调节—频率调节的必要性并列运行的每一台发电机组的转速与系统频率的关系为：式中P—发电机组转子极对数n—发电机组的转数（r/min）f—电力系统频率（Hz）60pnf任一时刻，发供电需保持平衡，电力系统频率需保持一致，电力系统频率偏差反映了发电与负荷间的不平衡，发电与负荷的变动，都将导致系统频率偏差频率偏差对用户设备、发电厂设备、经济效益都将产生影响为了满足用户设备、发电厂设备和电力系统正常运行的需要，必须根据各个电力系统的特点，进行系统频率调节，保证系统频率质量50.0Hz49.850.2发电用电电力系统频率及有功功率调节—发电机组调速系统简介当发电机组的原动机功率与输出功率不平衡时，必然引起发电机转速的变化。为了控制发电机的转速，发电机组均安装有调速系统。根据测量环节的工作原理，调速系统分为机械式和电气液压式两大类。机械式调速系统在早期的发电机组上安装（图左）。在机械式调速系统中，转速测量元件由离心飞摆、弹簧和套筒组成，它与原动机转轴相联接，能直接反映原动机转速的变化。当原动机有某一恒定转速时，作用在飞摆上的离心力、重力和弹簧力在飞摆处于某一位置时达到平衡。当负荷增加时，发电机的有功功率输出也随之增加，原动机的转速降低，使飞摆的离心力减小。在重力和弹簧力的作用下，飞摆靠拢到新的位置才能使各力重新达到平衡。飞摆的运动，使套筒的位置下降，通过杠杆的作用，增大了调节汽门（或导水翼）的开度，增加进汽（水）量，使原动机的输入功率增加，转速开始回升。如此反复动作，直至在阻尼作用下，在一个新的位置达到平衡。电气液压式调速系统：电气液压式调速系统的结构见图左。在电气液压式调速系统中，转速测量元件由齿轮和脉冲传感器（或电压互感器）、频率变送器等组成。当发电机转速下降时，频率变送器的输出也下降，经信号整形和放大后，启动阀控，增大调节汽门（或导水翼）的开度，增加进汽（水）量，以达到调整原动机的输入功率，调节发电机转速的目的。电力系统频率及有功功率调节—引起频率变化负荷的种类•变化周期在10以内、变化幅值较小的负荷分量（一般低于负荷峰值的1%）•各个独立负荷随即变化的集中表现•变化速率快（每分钟负荷峰值的5%左右），负荷变化改变方向的次数最多（每小时可达百次）第一种变化•变化周期10s到数分钟之间的负荷分量•电炉、压延机械、电力机车等•变化幅值较小（平均变化幅为负荷峰值的2.5%左右）；变化速率较快（每分钟变化负荷峰值的1%—2.5%），负荷改变方向的次数较多（每小时二三十次之间）第二种变化•变化缓慢的持续变化负荷•各行各业的作息制度、居民的生活方式、天气的变化等•负荷变化的幅值大（往往在负荷峰值的40%以上）；变化速度较小，负荷改变方向的次数少（一昼夜改变方向的次数在十几次到数十次之间）第三种变化电力系统频率及有功功率调节—频率调节的分类•一次调频负荷的第一种变化•二次调频负荷的第二种变化•三次调频负荷的第三种变化电力系统频率变化发电机转速发生变化是否超过转速死区否是调速器不动作调速器动作改变原动机阀门位置，调整原动机功率系统频率下降，阀门开度增大，增加原动机功率系统频率上升，阀门开度减少，减少原动机功率电力系统频率变化发电机组频率调节器、协调控制系统移动发电机组频率特性曲线改变机组有功功率与负荷变化相平衡频率恢复调节系统频率发电机组有功功率经济分配。对实际负荷变化作出反应；根据预计的负荷变化，对发电机组有功功率作出安排。电力系统频率及有功功率调节—一、二次调频的区别电力系统的频率特性发电机组的功率—频率特性与负荷的功率—频率特性曲线的交点就是电力系统频率的稳定运行点。a点：（fe，PL），系统初始的稳定运行点。b点：负荷增加ΔPL，负荷静态频率特性变为PL1，无调速器，频率稳定值下降到f3，取用功率仍然为原来的PL值。c点：调速器一次调节，增加机组的输入功率PT。频率稳定在f2。d点：调频器二次调节，移动发电机组频率特性曲线，增加机组的输入功率PT，频率稳定在fe。一次调频二次调频特点调节由原动机的调速系统实施，对系统频率响应快（10—30s之间）；利用机组蓄热，作用时间短暂（0.5—2min不等）；有差调节，不能实现无差调节。受能量转换过程的时间限制，响应时间比以此调节要慢（1—2min）；常使发电机组偏离经济运行点；无差调节。作用自动平衡电力系统第一种负荷分量；调节作用的衰减性和调整的有差性，不能单独依靠它来调节系统频率；异常情况下的负荷突变，可以起到某种缓冲作用。能有效调整分钟级和更长周期的负荷波动；不能替代一次调频，与一次调频若在时间上配合好，对系统发生较大扰动时快速恢复系统频率相当重要；偏离经济运行点的问题，需要三次调频来解决。一次调频—性能指标、考核指标一次调频性能指标含义具体数值（南方电网为例）速度不等率δδ=(nmax-nmin)/n0×100%（nmax、nmin机组空负荷、满负荷对应的速度，n0为机组额定转速，r/min）火电机组转速不等率不高于5％；水电机组转速不等率(永态转差率)不高于4％调频死区为了防止在电网频差小范围变化时汽机调门不必要的动作而设置的频差火电机组不大于±0.034赫兹(±2转／分)；水电机组不大于±0.034赫兹调频负荷范围1）额定负荷200兆瓦及以下的火电机组，限制幅度不小于机组额定负荷的±10％；2）额定负荷200兆瓦—500兆瓦的火电机组，限制幅度不小于机组额定负荷的±8％；3）额定负荷500兆瓦及以上的火电机组，限制幅度不小于机组额定负荷的±6％；4）水电机组参与一次调频的负荷变化幅度不加以限制。响应滞后时间网频率变化达到一次调频动作值到机组负荷开始变化所需的时间应小于或等于3秒一次调频考核指标含义具体数值（南方电网为例）机组一次调频月投入率一次调频功能投入时间与并网运行时间的百分比统计为一次调频投入率机组一次调频月投入率不低于90％。每低于90%一个百分点（含不足一个百分点），当月机组发电量的0.1％计为考核电量一次调频合格率一次调频合格点或合格时段的时间总和与一次调频功能投入时间的百分比统计为一次调频合格率一次调频合格率以100%为基准，当月合格率每降低0.1个百分点，按当月机组发电量的0.1%作为考核电量（当月一次调频考核电量最大不超过当月机组发电量的0.5%）一次调频—火电机组对一次调频的迅速反应整个波动过程仅持续28秒，分别从低限和高限两次超出一次调频动作死区，极大的考验了机组一次调频性能。广东电网中红海湾、柘林厂、铜鼓厂等机组的动作曲线很好的跟踪了这样的频率变化过程，在极短时间能够内做到低频增加负荷，高频时减负荷。典型动作曲线如红海湾厂#2机与柘林厂#2机的一次调频曲线。这两台机组在系统频率低于49.967Hz后，约5-6秒内，出力均增加约8MW；在系统频率回升达到50.06Hz这一过程，两台机组出力在7-8秒内回调约13-14MW。一次调频动作实例（广东电网）：一次调频—发电机组一次调频的管理华中电网六省（市）电力调度机构本省（市）直调机组的一次调频运行统计报表及分析报告。每月十日报送网调全网所有参加考核机组一次调频运行考核报告汇总报表汇总报表，计算当月应预付金额、应返回金额和应奖罚金额每月15日前三公”调度信息披露网站上披露每月19日前提交国家电力监管委员会华中监管局（以下简称华中电监局）每月25日前审批，审批后，考核效果生效一次调频参与者、职责说明图。参考：《华中电网发电机组一次调频运行考核管理办法（试行）》,本办法自2006年7月1日起试行。参与者主要有：发电机组、省调、网调、电监会发电机组包括华中电力调度（交易）中心（以下简称网调）以及湖北、河南、湖南、江西、四川和重庆电力调度机构（以下简称六省（市）调）直调机组。管理规定的制定：根据《电力监管条例》和《关于印发发电厂并网运行管理意见的通知》（电监市场[2003]23号）等有关法规和规章，制定本办法。AGC调节—基本概念定义：电力系统频率和有功功率自动控制系统称为自动发电控制（AGC为AutomationGeneratorControl缩写)。通常指的是电网调度中心直接通过机组DCS控制系统实现自动增、减机组目标负荷指令的功能。是目前机组的一种基本功能。是实现二次调频的手段。目标：维持电网频率在允许误差范围之内。控制互联电网净交换功率按计划值运行。控制互联电网交换电能量在计划限值之内。在满足电网安全约束条件、电网频率和对外净交换功率计划的前提下，协调参与遥调的发电厂（机组）的出力按最优经济分配原则运行，使电网获得最大的效益。AGC调节区域划分：死区（dead）置区域总调节功率为零，即分配给所有AGC机组的调节功率为零。正常调节区（normal）不考虑AGC机组目标出力的方向，直接下发机组的目标出力。次紧急调节区（assistantemergency）也称紧急辅助调节区，进行调节功率的允许测试。在给机组下发控制命令时，要对调节功率是否允许这一命令的下发进行测试。如果机组目标出力的方向与调节功率的方向不一致，暂不下发。紧急调节区（emergency）执行紧急控制策略：所有AGC机组，不考虑机组经济性出力分配原则，只要能够承担调节功率，都以当前实际出力为基本功率，并按实际响应速度的比例承担区域总调节功率。死区正常调节区次紧急调节区紧急调节区0PDPAPEPR(MW)AGC调节—AGC控制过程AGC是一种高层控制技术手段，其建立基础：以计算机为核心的数据采集与监控系统（SCADA）发电机组协调控制系统（CCS）高可靠信息传输系统基础通过遥测输入环节、计算机处理环节和遥控输出环节构成电力生产过程的远程闭环控制系统。涉及到调度中心计算机系统、通道、RTU、厂站计算机、调功装置和电力系统等。自动发电控制（AGC）主站系统，又称能量管理系统（EMS），是一个功能复杂的计算机系统（其中包括SCADA）。电厂数据采集与监控SCADA自动发电控制AGC其他量测量机组量测量控制命令控制命令实时量测量实时网络分析灵敏度机组计划实时量测量AGC控制过程：首先，AGC从SCADA获取电网实时量测数据，并进进行必要的处理。然后，根据实时量测数据和当时的各种计划值,在考虑机组各项约束的同时计算出对机组的控制命令。最后，通过SCADA将控制命令送到各电厂的控制器PLC(PlantController),由PLC调节机组的有功出力。对于调度端来说，PLC是AGC的一个控制对象；对于电厂端来说，PLC是一个物理的控制装置。AGC调节—考核参数（南方电网）包含范围火电机组：单机容量200MW（新建100MW）及以上容量;水电、蓄能机组：单机容量50MW及以上.调节范围最低稳燃负荷至100%机组额定有功出力;300MW及以下容量机组AGC调节范围：大于等于40%机组额定有功出力;300MW以上容量机组AGC调节范围：大于等于50%机组额定有功出力.调节速率1.5％—2％额定容量/minAGC响应延迟时间90s评价参数AGC投运率：AGC运行总点数/运行周期总点数AGC合格率：AGC合格点数/AGC运行总点数AGC平均差额率：AGC总差额量/AGC运行不合格点数考核电量上网电量*（1-合格率）*0.1%（以15分钟为一统计点及一结算点，如机组的三个参数均满足时，合格率为100%，其中一个不满足，合格率减33%）AGC补偿AGC容量补偿AGC容量补偿=AGC容量月服务供应量*R（每个时段容量服务供应量=每个时段调度征用的AGC调节容量*调度时段长度；AGC容量月服务供应量=AGC投运率*每个时段容量服务供应量）AGC电量补偿AGC电量补偿=AGC实际调节电量*R