水轮机控制工程第九章

1 第九章第九章 电网负荷频率控制（电网负荷频率控制（LFC） 在水轮机数字式（微机）电液调速器出现以前，水轮机调速器的主要作用是根据偏离机 组频率（转速）额定值的偏差，调节水轮机导叶和桨叶机构，维持机组水力功率与电力功率 平衡，从而使机组频率（转速）保持在额定频率（转速）附近的允许范围之内，这时的水轮 机调速器主要是一个机组频率（转速）调节器。 现代水电厂和电力系统的发展，对水轮机调速器的性能及功能提出了新的和更严格的 要求。与数字式（微机）电液调速器发展、完善和广泛应用的同时，水电厂自动发电控制系 统（AGC） 、电网能量管理系统（EMS）也已日趋成熟并进入了实用化的阶段；现代电力系 统中，区域电网容量迅速加大，区域电网间联网并要求进行交换功率控制；大中型和多数小 型水轮发电机组的主要运行方式是并入大的区域电网运行， 在这种运行方式下， 电网的负荷 频率控制（LFC，Load Frequency Control）是通过电网 AGC 系统和电厂 AGC 系统，来控制 水电机组的水轮机调速器及火电机组的调速系统来实现的，调速器（系统）实际上是机组的 功率控制器。因而，现代水轮机调速器承担的任务已不能仅仅用“水轮机调节”来描述，它 除了完成水轮发电机组频率（转速）调节任务之外，还可以具有电网一次调频、二次调频和 区域电网间交换功率控制（TBC，Tie-Line Bias Control）等附加的控制功能。因此，IEC 关 于水轮机调速器的技术规范导则（IEC61362（1998） ）和试验（IEC60308（CDV） ）都是用 “水轮机控制系统”加以命名；我国的水轮机调速器与油压装置的国家标准（技术条件和试 验验收规程） 正在修订， 也将把主题词 “水轮机调速器与油压装置” 改为 “水轮机控制系统” 。 这一章中， 结合华中科技大学与福建电力有限公司共同开展的 “福建电网控制区域的频 率偏差系数动态特性及调频协调性研究” 科研课题所取得的初步成果， 基于水轮机调速器的 静态和动态特性，分析与电网负荷频率控制（TBC）有关的电网一次调频、二次调频、自动 发电控制和区域电网交换功率 ACE 控制等问题，提供初步的仿真和试验结果。 第一节第一节电网负荷频率控制与水轮机调速器电网负荷频率控制与水轮机调速器 15 一、机组负荷频率控制机组负荷频率控制 机组负荷频率控制（LFC）框图见图 101。图中：TBC 是区域电网联络线交换功率控 制、AGC 是自动发电控制系统。机组调速系统有两个信号输入端： “频率（转速）输入端” （频率给定 c F和机组频率或电网频率 n F）和“机组目标功率输入端” （功率给定 c P和机组 功率 g P） 。 2 TBCTBCAGCAGC 机组调速系统机组调速系统 机机 组组 频率（转速）输入频率（转速）输入 机组目标功率输入机组目标功率输入 频率（转速）频率（转速） 机组功率机组功率 图 101 机组负荷频率控制（LFC）框图 1.电网一次调频和二次调频作用电网一次调频和二次调频作用 通过水轮发电机组和火力发电机组调速系统的负荷/频率特性对电网的功率和频率的控 制， 通常称之为电网一次调频。 它主要是由发电机组调速系统的静态特性 F=f(P)及其 PID 动 态调节特性来实现的；区域电网交换功率控制（TBC）和电网自动发电控制（AGC） ，是从 电网的宏观控制上、 经济运行及电网交换功率控制等因素上， 向有关机组调速系统下达相应 的机组目标（计划）功率值 c P，从而产生电网范围内的功率/频率控制（LFC） ，称之为二次 调频。 机组调速系统一次/二次调频功能框图见图 102。 电网的一次调频是针对偏离了系统额定频率（50HZ）的频率偏差,按永态转差系数 p e （调差系数）对机组进行功率控制。它是将电网（机组）频率（转速）信号送入机组调速系 统的“频率（转速）输入”端口，频率（转速）给定值与其比较形成频率（转速）偏差，调 速系统根据这个偏差信号而进行调节实现的，它将频差F变换为与 p e成反比的机组频差 调节功率 f P。由于机组调速系统都有设定的永态转差系数 p e（调差系数） ，它决定了这是 一个有差调节， 因而由各机组调速系统共同完成的一次调频， 不可能完全弥补电网的功率差 值，从而也不可能使电网频率恢复到额定频率（50HZ）附近的一个允许范围内。 为了进行电网负荷频率控制（LFC） ，使电网的功率差值得以弥补，从而使电网频率得 以恢复，则必须采用电网的二次调频。其主要作用是：控制参加电网负荷频率控制的机组的 目标功率值 Pc；根据电网功率差值和频率偏差，计算出机组的新的目标功率值，送至机组 调速系统的“目标功率输入”端口，使机组调速系统实现对新目标功率值的调节。当二次调 频作用使电网实现了新的功率平衡、 电网频率恢复到正常值时， 机组调速系统实际上是在新 的目标功率值 Pc确定的静态工作点运行。 频率(转速) 信 号 Fg F F f P 频率死区 频率(转速) 设定值 fc 机组目标功率+ Pc T P 机组实际功率 c P P PID 调节 机 组 频率(转速) 功率 NT 3 图 102 机组调速系统一次/二次调频功能框图 2.机组调速系统的一次调频静态关系式机组调速系统的一次调频静态关系式 图 103 以静态特性的形式表示了机组调速系统的一次/二次调频特性。（图中未考虑电 网负荷频率特性（负荷频率自调节系数） ） ： 图 103 机组调速系统的一次/二次调频特性（图中 N 改 P） 1).机组原始工况 静特性曲线 1c P上A点： 机组目标功率： 1c P； 机组实际功率： 1 P； 机组频率： 1 f； 调速系统调差系数（速度变动率） ： p e； 电网发生功率缺额，折算到讨论的机组： 功率缺额： 13 PP ； 2).一次调频作用： 电网功率缺额，引起电网频率降低，如果不进行调节，则按静特性曲线 1c P，频率应 降至 1 f ，各机组根据频率偏差进行一次调频， 讨论的机组增发了功率 12 PPPf，电 网频率为 2 f（静特性曲线 1c P上B点） 。即讨论的机组与电网其它机组一起进行了一次调 4 频，但电网频率为 2 f，不可能恢复到扰动前的 1 f。 3).二次调频作用： 若电网二次调频将讨论的机组的目标功率由 1c P修正为 2c P， 则机组调速系统静特性由 特性曲线 1c P变为特性曲线 2c P。最后的调节结果为特性曲线 2c P上C点： 机组目标功率： 2c P； 机组实际功率： 3 P； 机组频率： 1 f； 调速系统调差系数（速度变动率） ： p e；电网的功率缺额得以补偿，系统频率也恢复到 扰动前的数值 1 f。 综上所述，电网在负荷扰动后，电网频率产生相对于频率（转速）给定的偏差，各机 组的调速系统根据频率偏差f和（功率）调差系数 p e进行一次调频，在较快的时间（8 15）内弥补了系统部分功率差值；在一次调频的基础上，电网自动发电控制（AGC，二 次调频） ，修正相关机组的目标功率值 c P，通过调速系统的 PID 调节（静态主要依靠积分调 节 I） ，最终可实现电网功率平衡和频率的恢复。 4).电网（负荷）频率特性 当频率发生变化时，同一负荷在额定频率下的值也会因之而发生变化，且其变化的方 向是抑制频率的变化。例如，频率增大时，原来在额定频率下的负荷值会增加，从而阻止频 率的进一步增大；频率减小时，原来在额定频率下的负荷值会减小，从而阻止频率的进一步 减小。负荷的这种随频率变化而变化的特性，通常称为电网（负荷）静态频率特性，因其对 频率变化的抑制作用，也可称其为电网（负荷）静态自调节特性。 负荷的不同性质（电动机负荷、照明负荷）及其不同的组合，将使（负荷）静态 频率特性(静态自调节特性)有与之对应的特性， 因此 （负荷） 静态频率特性(静态自调节特性) 也是随时在变化的。为了描述这种特性，常用电网（负荷）静态频率特性系数 p k或电网（负 荷）静态频率自调节系数 n e来表示： f p ek np （101） 式中： np ek电网（负荷）静态频率自调节系数，一般0 . 25 . 0 n e； f频率偏差相对量； 5 p频率偏差f（相对值）下的负荷变化量（相对量） ； 例如：0 . 1 np ek的物理意义是：当频率变化+0.01（+0.5Hz）时，负荷值随之而增 加+0.01（额定负荷的百分之一） 。 在电网功率与电网频率变化过程中，还存在着负荷与频率之间的动态关系，即电网发 电/用电功率出现差值p时，电网频率的偏差f与之呈一阶惯性环节的变化特性。 即： 1 /11 )( )( S e T e eSTSP SF n a n na (102) 式中： a T电网（负荷）动态频率时间常数，一般ssTa105； )(SF频率偏差的拉普拉斯变换； )(SP功差频率的拉普拉斯变换； F在负荷扰动 L p下的机组频率变化值（Hz） ； 值得指出的是：电网（负荷）频率特性是电网（负荷）的自身特性，它是随着电网结 构、负荷性质及组合经常变化的，在实际运行条件下是很难在线测量的；在一次和二次调频 的频率变化过程中， 它起着有利于电网频率的稳定和补偿作用， 但当频率接近或恢复到额定 值，这种动态稳定作用也就减小或消失了。 二、发电机组调速系统一次调频静态特性发电机组调速系统一次调频静态特性 1.发电机组调速系统开环静特性发电机组调速系统开环静特性 分析一次调频特性时，认为二次调频不起作用，即取图 102 中 c P恒定。 发电机组调速系统开环静特性（机组功率对机组频率偏差的特性）用相对值表示为： )50/()50( pfn eEFp= pfn eef/1= pf eef/（10 3） 用绝对值表示，则有式（104） ： 50/50 pfr eEFnPP （104） 式中：p对应于频率偏差f（相对量）的机组功率增量（相对量） ； n F电网频率Hz； n f电网频率相对值， 50 n n F f ； f E调速系统频率（转速）死区（绝对量，Hz） ， （50- n F）为+， f E 为+； （50- n F）为负， f E为-； 6 f e 调速系统频率（转速）死区（相对量） ， 50 f f E e ； p e 调速系统（功率）调差系数（速度变动率） ； r pPP对应于频率偏差（ n F50）Hz的机组功率增量MW r P机组额定功率MW。 式 103 和式 104 对于水电机组调速系统和火电机组调速系统都是正确的， 式中的负 号，表示频率偏差与功率偏差方向相反。 2. 发电机组调速系统闭环静特性发电机组调速系统闭环静特性 所谓发电机组调速系统的闭环静特性，是指：机组带孤立负荷，机组调速系统构成闭 环时，机组频率对负荷扰动的静态特性。 1).基本方程： 机组在稳定工况（静态）工作时，机组调速系统 PID 控制器的积分调节输入端，必需 为零，即必需满足下式： p e ef p f （105） 机组输入功率（ L pp）与机组频率偏差（f）的静态关系为： f e pp n L （106） 式中： L p负荷扰动相对值； p在负荷扰动 L p下的机组功率变化值； f在负荷扰动 L p下的机组频率变化值； f e频率死区相对值； p e（功率）调差系数（速度变动率） ； n e机组、负荷频率特性系数（自调节系数） ； 2).闭环参数方程： 联立解式（105） 、式（106）得： pn fnL ee eep p 1 （107） pn fpL ee eep f 1 （108） 以绝对值表示则为： pPP r （109） fF50 （1010） 7 式中： r P机组额定功率（MW） ； P在负荷扰动 L p下的机组功率变化值（MW） ； F在负荷扰动 L p下的机组频率变化值（Hz） ； 3.福建电网水电机组和火电机组负荷差（福建电网水电机组和火电机组负荷差（MW）/频率差（频率差（Hz）特性图）特性图 按照式 104，取：频率死区 f E为 0.033Hz，永态转差系数（速度变动率） p e 0.04， 可得图 104 和图 105 的负荷差（MW）/频率差（Hz）特性图。图中，表示了不同的额 定功率机组的负荷差（MW）与频率差（Hz）的特性图。 1).水电机组负荷差（MW）/频率差（Hz）特性图 图 10 4 水电机组负荷差（MW）/频率差（Hz）特性图 8 2).火电机组负荷差（MW）/频率差（Hz）特性图 图 105 火电机组负荷差（MW）/频率差（Hz）特性图 4.国调关于一次调频对机组调速系统的技术要求国调关于一次调频对机组调速系统的技术要求 1).主要技术要求： a.静态特性： 永态转差系数（调差系数） （火电机组称之为“速度变动率” ） ： 火电机组： p e=4%5%； 水电机组： p e=3%4%； 频率（转速）死区： 火电机组： 0.0332 /min f EHZr ； 水电机组： 0.033 f EHZ ； b.动态特性： 电网频率变化超过一次调频频率死区时，机组应在 15s 内响应机组目标功率，在 45s 内机组实际功率与目标功率的功率偏差的平均值应在其额定功率的3%内； c.调节稳定时间：应小于 1min。 2).负荷变化幅度限制： 额定功率 200MW 及以下火电机组，不小于额定功率的10%； 额定功率 200MW350MW 火电机组，不小于额定功率的8%； 9 额定功率 500MW 及以上火电机组，不小于额定功率的6%； 水电机组参与一次调频的负荷变化幅度，不加限制； 3).运行方式要求： a.一次调频功能为必备功能，不得由运行人员切除； b.采用 DEH 的火电机组，一次调频应由 DEH 实现； c.采用 DCS 的火电机组，应在 DCS 中投入频率校正回路，由 DEH、DCS 共同完成一次调 频功能。 5.福建电网主要调度对象调速系统的调查研究福建电网主要调度对象调速系统的调查研究 通过对福建电网主要调度对象（棉花滩水电厂、水口水电厂、沙溪口水电厂、安砂水 电厂、华能福州火电厂、华阳后石火电厂、湄洲湾火电厂、嵩屿火电厂）的实际调查和现场 试验，分析了福建电网主要水、火电厂调速系统的工作原理、结构框图、静态特性、动态特 性及调节参数，在水电厂和火电厂的一次调频开环模拟试验和调速系统模型仿真的基础上， 分析了水电厂和火电厂调速系统的调度参数（转速死区、调差率）和调节参数（PID 参数） 所存在的问题，提出了修改调度参数和调节参数的建议，并部分进行了现场验证试验。 鉴于福建主要调度电厂并入电网运行、不能进行一次调频闭环现场试验的难题，提出 并实现了 “在使调速系统仿真模型开环特性与调速系统实测开环特性相一致的条件下， 用仿 真模型的闭环仿真结果对调速系统的闭环一次调频性能进行检验，并对调节参数进行优化” 的科研路线， 既解决了无法检验调速系统一次调频性能是否满足 “国调关于一次调频的原则 意见”的问题，又明显地减少了在现场的试验时间和试验消耗，取得了满意的结果。 三、电网二次调频电网二次调频 前面已经指出，为了进行电网负荷频率控制（LFC） ，使电网的功率差值得以弥补，并 同时使电网频率得以恢复，则必须采用电网的二次调频。其主要作用是控制参加 LFC 调节 机组的目标功率值 Pc；根据电网功率差值和频率偏差，考虑电网的经济运行要求，计算出 各机组的新的目标功率值，送至各机组调速系统的“目标功率输入”端口，使各机组调速系 统实现对新目标功率值的调节。所以，机组调速系统（调速器）在并入大电网中运行工况， 实际上是电网负荷频率控制（LFC） 、自动发电控制（AGC）的机组有功功率的末端控制器。 1.自动发电控制（自动发电控制（AGC）与区域间联络线偏差控制（）与区域间联络线偏差控制（TBC） 电力系统频率品质的的好坏，直接反映了整个电力系统用电质量的优劣，而控制电力 系统频率在允许范围之内， 是通过控制系统内并联运行机组输入的总功率等于系统负荷在额 定频率所消耗的有功功率来实现的。 现代电力系统的规模越来越大，形成了将几个区域电力系统相互连接起来构成的大型 互联电力系统。互联电力系统实行分区控制：把每个区域电力系统看成一个控制区域，每个 控制区域的负荷由本区域内的电源和从其它控制区域中经过联络线送来的电力供电； 联络线 上交换功率按一定的约定进行控制。 要很好维持整个电网频率稳定在一定范围， 实现整个互 联电网有功功率的平衡， 各区域电网必须调整好各自内部的有功平衡的同时， 还要维持联络 线上的计划交换功率。 这需要通过监测联络线潮流和电网频率来决定合适的发电控制。 因此， 含有区域间交换功率控制内容的自动发电控制（AGC）被引用到区域控制中，以实时维持 发电和所需负荷间的平衡，其控制目标为： 10 1).维持电网频率在允许的范围内（典型值是 500.1Hz） ； 2).使区域交换功率维持在计划值； 3).保证电网安全运行，留有足够的备用应对突发事故； 4).合理分配机组出力，使区域发电成本最小； 5).最大的程度的满足互联电网的考核要求（CPS） ； 其中第 1） 、2） 、3）和 5）条的目的是一致的，都是希望区域控制能够很好的满足频率 和负荷的要求。 2.电网电网 TBC、AGC 控制策略控制策略 1).定频率控制(FFC：Flat Frequency Control) 该策略控制目标使频率偏差f0，有功功率平衡按f 进行调节，在f0 时停止调 节。FFC 适合于单独系统或互联电网的主系统。在互联电网中，最多只能有一个区域采用 FFC 控制策略。 2).定联络线功率控制(FTC：Flat TieLine Control) 该策略控制目标是使联络线交换功率差 T P0， 有功功率平衡按联络线功率变化 T P 进行调节。采用 FTC 控制策略，相邻电网的功率不平衡也会使联络线功率发生变化，即本 区域系统不仅响应自身区域负荷变化，也响应其它区域中负荷变化。 3).联络线功率频率偏差控制(TLBC：TieLine Load Frequency Bias Control) 在互联系统中最常用的 AGC 控制模式是 TLBC 模式， 该策略控制目标为区域控制偏差 ACE0， 即将交换功率偏差和系统频率偏差共同作为 ACE 的计算量， 将交换功率和系统频 率控制在计划值附近为控制目标。有功功率平衡按 ACE 的变化来调节机组。区域控制偏差 ACE(Area Control Error)计算公式为： T PfkACE(1011) 其中 T P为联络线功率，以送出为正。f为系统频率。为，是区域电网交换功率控制 算法中的一个系数；有的文献建议：取频率偏移系数k等于电网（负荷）静态频率特性系数 p k时，有较好的调节效果，但是由于电网静态频率特性系数 p k与系统运行状态有关且随时 在变化，在工程实际中是不可能实现的。 第二节第二节水轮机控制系统一次水轮机控制系统一次/二次调频仿真模型二次调频仿真模型 15、67 以电网负荷频率控制为目的，应该建立水电机组调速系统、火电机组调速系统和电网的 一次和二次调频的仿真模型， 进行大量的仿真研究。 通过调速系统的一次调频静态特性及动 态特性的仿真，可以得到水电机组和火电机组调速系统的一次调频的静态特性和动态特性。 动态仿真研究结果证实，水电机组和火电机组的一次调频动态过程均很迅速，水电机组 所固有的水锤效应仅在动态过程的开始 12 秒起着不好的作用，这时火电机组的动态过程 11 快于水电机组；当调速系统 PID 参数设置合理时，电网一次调频的动态过程约在 1520 秒 内完成，迅速地弥补了电网的相当一部分功率缺额，是电网负荷频率控制的基础。 二次调频仿真研究结果表明，由于火电机组爬坡率的限制，水电机组的调节过程明显地 快于火电机组，二者不会出现调节过程中的“对拉”现象；电网二次调频过程时间较长，主 要决定于火电机组的调节速度。 一、水轮机控制系统仿真系统图水轮机控制系统仿真系统图 水电机组仿真系统结构图见图 106，水轮机调速器的 PID 调节参数是以 t b、 d T、 n T 的形式给出的，水电机组调速系统仿真模型建立见第九章，以 p K、 i Ki、 d K的形式给出 的水电机组仿真系统结构图见第九章图 9-15。 图 106 水电机组仿真系统机构图( t b、 d T、 n T). 12 二、试验仿真项目试验仿真项目 1.一次调频开环闭环系统仿真结构框图一次调频开环闭环系统仿真结构框图 1).开环系统 频率给定 fc=fo + - 调速系统 轮机系统 发电机 福建 电网 频率 f 负荷扰动 T p+ - L p 图 107 一次调频开环系统结构框图 一次调频开环系统结构框图见图 107。机组并入大电网运行，试验或仿真过程中认为 电网频率f恒定（在电网中，实际上是不可能的） 。在调速系统中，从频率（转速）给定端 输入一阶跃扰动 c f= 0 f，记录机组功率p和频率f（供分析参考）的动态过程波形。在 电站运行现场，可以在电网较稳定的条件下，测试调速系统的一次频率调节开环特性。 2).闭环系统 频率 给定 50HZ fc=0 + - 调速系统 轮机系统 发电机 孤立 电网 频率 f 负荷扰动 T p+ - L p 图 108 一次调频闭环系统结构框图 一次调频闭环系统结构框图见图 108。单机带孤立电网负荷，当负荷阶跃扰动时，记 录机组频率 f 和功率 P 的动态过程波形。这是一个闭环调节过程，国调关于一次调频时对机 组调速系统的技术要求就是指的这种工况。 在现场无法进行这种一次调频闭环系统试验，因为，被试机组一般均并入大电网运行， 单机功率扰动对电网频率的作用，已经不能用这台机组调速系统固有的特性来描述。但是， 我们可以建立仿真模型，使其开环频率调节特性与真机并网运行的频率调节开环特性一致， 则可以用闭环仿真的方法检验真机的闭环频率调节特性。 2.一次调频开环试验及仿真一次调频开环试验及仿真 功率给定 c P恒定，负荷扰动 l P恒定，机组并联至大电网（机组频率信号不接入调速 13 器） ，频率给定 c F施加一阶跃扰动信号，仿真机组有功功率和接力器的动态过程。此项试验 可在现场电网运行较稳定时进行，为安全起见，机组频率信号接入调速器，当电网容量很大 时，可近似认为电网频率恒定。 3.一次调频闭环试验仿真一次调频闭环试验仿真 功率给定 c P恒定，机组工作于小电网（机组频率信号接入调速器） ，频率给定 c F恒 定，负荷扰动 l P施加一阶跃扰动信号，仿真机组有频率、有功功率和接力器的动态过程。 此工况就是国调关于电网一次调频的原则意见中指定的情况，但是，在实际运行条件下，是 无法进行此项试验； 只有在开环特性相同的前提下， 用仿真的方法来检验其闭环特性是否满 足国调的要求。 4.二次调频试验仿真二次调频试验仿真(无前向通道无前向通道) 负荷扰动 l P恒定，机组并联至大电网（机组频率信号不接入调速器） ，频率给定 c F恒 定，机组目标功率 c P送至 PID 调节器，为一斜坡扰动信号，但是无前向通道。试验或仿真 时，记录机组有功功率和接力器的动态过程。此项试验可在现场电网运行较稳定时进行，为 安全起见，机组频率信号接入调速器，当电网容量很大时，可近似认为电网频率恒定。 5.二次调频试验仿真二次调频试验仿真(有前向通道有前向通道) 负荷扰动 l P恒定，机组并联至大电网（机组频率信号不接入调速器） ，频率给定 c F恒 定，机组目标功率 c P送至 PID 调节器，为一斜坡扰动信号，但是有前向通道，将其增量信 号送到 PID 调节器的输出端叠加。试验或仿真时，记录机组有功功率和接力器的动态过程。 此项试验可在现场电网运行较稳定时进行，为安全起见，机组频率信号接入调速器，当电网 容量很大时，可近似认为电网频率恒定。 6.控制开关分控制开关分/合功能表（表合功能表（表 101） 图 104 中切换开关的含义与第九章图 9-14 中的开关相同。可用表 101 描述。 表 101 控制开关分/合功能表 k-1 频 率 给定 k-2 频率 k-3 负荷 扰动 k-4 功率 给定 k-5 前向 通道 k-6 功率/ 开度 k-7 开度 反馈 ep 调差 系数 一次调频开环仿真 1000 1/00 1/0ep 1000 1/011bp 一次调频闭环仿真 0110 1/00 1/0ep 0110 1/011bp 14 二次调频仿真 (无前向通道) 000100 1/0ep 二次调频仿真 (有前向通道) 000110 1/0ep 仿真系统图中变量的量纲全部为相对量；f：f=0，机组（电网）频率 F=50Hz； f=0.01，机组（电网）频率 F=49.5Hz；p：p=0，机组功率p等于功率给定（设定） c P； p=0.01，机组功率p大于功率给定（设定） c P，且等于机组额定功率Pr的 1% 。 第三节第三节一次调频试验及仿真结果一次调频试验及仿真结果 在这一节中，结合在福建若干水电站、火电站及福建电网开展的关于一次调频的试验， 进行了相关的仿真，按照国调关于一次调频的原则意见对试验及仿真结果做了初步的分析， 更着重于事件之间的比较，得出了一些定性的结果和建议。 一、棉花滩水电站试验及仿真棉花滩水电站试验及仿真 1.水轮机调节系统实测开环特性水轮机调节系统实测开环特性 水轮发电机组调速系统的仿真模型见本书第九章。 1).试验条件 试验机组并入福建电网运行；频率（转速）死区 f e：0.033Hz (相对量0.00066)；(功 率)调差系数： p e=4%；水轮机调速器调节参数： t b=0.2， d T=4.0s， n T=0s；频率（转速） 给定端输入一阶跃扰动： c f= 0 f=+0.5Hz； 15 2).棉花滩水电站典型试验结果： 图 109 棉花滩一次调频开环试验曲线 a.机组功率p基本上以指数规律曲线增长，但在过程起始段（01.5s） ，由于水锤效应而出 现幅度为 1.0MW 的反向功率调节；至目标功率值 95%的时间 t9550s； b.机组功率增量 计算目标功率增量（式 107、式 108） ： 相对量2335. 0 04. 0 00066. 001. 0 p； 绝对量0.2335 15035 r Pp pMWMW ； 实际目标功率增量：绝对量 24.5MW； c.机组功率增长动态过程迅速。 2.棉花滩水电站水轮机调节系统开环特性仿真棉花滩水电站水轮机调节系统开环特性仿真 1).仿真条件 p e=4%， t b=0.2， d T=4.0s， n T=0s， s T=10.2s， w T=1.385s， a T=8.114s， n e=1.0；频 率死区： f e=0.00066(0.033Hz)；频率给定阶跃扰动：0.5Hz(0.01)；仿真时机组频率信号 未接入，即认为电网频率不受该机组试验影响。仿真曲线见图 1010。 16 图 1010 棉花滩一次调频模拟试验（开环）仿真曲线 2).仿真结果 a.机组功率增量：+0.5Hz（相对量+0.01）频率给定值扰动下的机组功率增量： 计算值（式 107、式 108） ：相对量2335. 0 04. 0 00066. 001. 0 p； 绝对量0.2335 15035 r Pp pMWMW ； 仿真结果：2335. 0p； b.机组功率趋近目标功率值的动态过程为单调的特性： 至目标功率值 95%（0.23350.95=0.2218）的时间 t9550s，与图 107 棉花滩 1 机同条件下的试验曲线相符，证实了仿真模型的正确； c.由于水流时间常数 w T的影响（水锤效应） ： 动态过程0s1.5有机组功率反调节特性， 但1.5s以后， 机组功率增长迅速， 且有+0.045 的过调。 3. 棉花滩水电站水轮机调节系统闭环特性仿真棉花滩水电站水轮机调节系统闭环特性仿真 1).仿真条件 由于棉花滩水电站水轮机调节系统开环仿真特性与现场试验特性一致，故可用此模型 对相应的闭环工况进行仿真。机组频率信号引入调节系统模型，构成一次调频闭环系统；频 率给定信号恒定；在负荷端引入 0.05 的阶跃扰动；其它参数同“棉花滩水电站水轮机调节 系统仿真开环特性仿真”的情况。仿真曲线见图 1011。 17 图 1011 棉花滩一次调频试验（闭环）仿真曲线 2).仿真结果 a.机组功率增量（式 107、式 108） ： 计算调节目标功率值（式(107)） ：p=0.04744； 计算调节目标频率值（式(108)） ：f=-0.00256； 实际调节功率值：p=0.04744； 实际调节频率值：f=-0.00256； b.首次到达 95%目标功率值的时间 t952.15s； 首次到达目标功率值的时间，t1002.2s； c.动态过程中功率超调峰值 m p为 0.052（ m t4.5s） ； d.机组功率进入目标功率p的3%区域中的时间（稳定时间）t=8.6s； e.机组频率调节稳定时间 f t=14s； f.棉花滩机组调速系统一次调频性能指标达到并优于国调关于一次调频原则意见的技术要 求。 二、水口水电站试验及仿真水口水电站试验及仿真 1.水口水电站水轮机调节系统实测开环特性水口水电站水轮机调节系统实测开环特性 1).试验条件 试验机组并入福建电网运行； 水轮机调速器调节参数： p e=4%， p K=2.8， i K=0.1(1/s)， 18 d K=0s,Ts=8.43s 频率（转速）死区：0.033Hz (相对量0.00066)；机组参数： w T=2.1s， a T=8.43s， n e=1.0；频率（转速）给定端输入一阶跃扰动： c f= 0 f=+0.5Hz；试验曲线 见图 1012。 图 1012 水口一次调频开环试验曲线 19 2).水口水电站典型试验结果： a.到达目标功率 95%的时间约 400s;； b.稳定于目标功率5%区间内的调节时间约 400s； c.试验结果分析 机组功率p基本上以指数规律曲线增长，但在过程起始段，由于水锤效应而出现幅度为 8.0MW 的反向功率调节； d.与棉花滩电站同样试验结果比较，水口电站机组功率增长动态过程极为缓慢，调速系统调 节参数参数整定不合理； 2.水口水电站水轮机调节系统开环特性仿真水口水电站水轮机调节系统开环特性仿真 1).仿真条件 a.试验机组并入福建电网运行； b.水口机组仿真参数 p e=4%， p K=2.8， i K=0.1(1/s)， d K=0s， s T=8.43s， y T=0.1s， w T=2.1s， a T=8.43s， n e=1.0，频率就动：0.5Hz(0.01)，频率死区： f e=0.00066（0.033Hz） c.频率（转速）给定端输入一阶跃扰动： c f= 0 f=+0.5Hz； 2).仿真结果 a.机组功率基本上以指数规律曲线增长，在起始段（01s）由于水锤效应而出现幅度约为 8MW 的反向功率调节。 20 图 1013 水口一次调频模拟试验（开环）仿真曲线 b.机组功率增量仿真结果： 公式计算值：相对量2335. 0 04. 0 00066. 001. 0 p； 绝对量0.2335 20046.7Pp prMWMW ； 仿真结果：2335. 0p； c.至目标功率值 95%（0.23350.95=0.2218）的时间 t95600s； d.动态过程为单调趋近目标功率值的特性，与图 1012 水口 6机同条件下的试验曲线基 本一致，证实了仿真模型的正确。 3. 水口水电站水轮机调节系统仿真闭环特性水口水电站水轮机调节系统仿真闭环特性 1).仿真条件 试验机组并入福建电网运行；机组频率信号引入调节系统模型，构成一次调频闭环系 统；频率给定信号恒定；在机组负荷端引入0.05 的阶跃扰动；其它参数同“水口水电站水 轮机调节系统开环特性仿真”的情况。 图 1014 水口一次调频试验（闭环）仿真曲线 21 2).仿真结果 a.机组调节功率： 计算机组调节目标功率值（式(107)） ：p=0.04744；计算机组调节目标频率值（式(10 8)） ：f=-0.00256。仿真机组调节功率值：p=0.04744；仿真机组调节频率值： f=-0.00256； b.动态过程呈单调增长特性；机组功率到达 95%目标功率值（0.959=0.0451）的时间 t95 55s；机组功率进入目标功率p的3%区域中的时间（稳定时间）t70s）机组频率调节 稳定时间 t5150s； c.水口机组调速系统一次调频性能指标未达到国调关于一次调频原则意见的技术要求， 应对 其 PID 调节参数进行优化和设定。 三、水电机组联合调节模型水电机组联合调节模型 1.水电机组联合调节仿真模型水电机组联合调节仿真模型 水电机组联合调节仿真模型见图 1015。模型可以进行 5 个不同额定功率、不同 图 1015 水电机组联合调节仿真模型 调节参数的水轮发电机组或电站， 在并联运行工况下的一次调频和二次调频特性仿真。 图中， K2为一次调频投入/切除开关，K4为二次调频投入/切除开关，K1为机组（电站）频率信号 投入/切除（闭环/开环）开关。 2.水电机组联合调节仿真结果水电机组联合调节仿真结果 仅以 2 个不同额定功率、不同调节参数的水轮发电机组并联运行工况为例进行仿真。 1).仿真参数 a.棉花滩机组调速器参数 t b=0.2， d T=4.0s， n T=0s, p K=5.0， i K=1.25(1/s)， d K=0s) ； b.水口机组调速器参数 p K=2.8， i K=0.1(1/s)， d K=0s； 22 c.仿真参数 棉花滩/水口机组功率系数比值15/200.428/0.572； 负荷阶跃扰动为两机组额定功率之和的 0.1。 2).仿真结果 a.棉花滩机组功率增长过程明显快于水口机组增长过程，棉花滩机组功率出现 0.036 的峰 值；水口机组功率初期峰值仅为 0.022。两机组功率出现对拉现象。 b.总功率首次达到目标功率 0.1 的时间 t1005s，总功率进入目标功率5区间内的稳定 时间 tp10s； c.最大频率降为-0.016，频率稳定时间很长。 图 1016 水电/火电机组联合的负荷扰动仿真 23 四、水电机组与火电机组联合一次调频水电机组与火电机组联合一次调频 1.火电机组调速系统仿真模型火电机组调速系统仿真模型 图 1017 火电机组仿真模型 1).火电机组仿真模块 a.频差及目标功率差模块 fff c (1012) fff ffff f efe ee ef f |0 (1013) p f e f P (1014) fcc Npp(1015) b.汽轮机及负荷模块 na eSTP f 1 (1016) 式中：f机组频率； P机组输入功率差值； Ta机组（负荷）动态频率特性时间常数； en机组（负荷）静态频率自调节系数； c.调门执行机构 1 1 STy q s (1017) 24 式中：q蒸汽流量； y调门输入； Ts调门最短开启/关闭时间； d.汽包模块 STq p B 1 (1018) 式中：p蒸汽压力； q汽包流量； TB汽包容积时间常数； e.燃料控制模块 S e x x 2 3 (滞后环节)(1019) 1 1 1 2 STx x f (惯性环节)(1020) s f e sTx x 1 1 1 3 (1021) 式中：x3燃料作用输出； x1燃料作用输入； 纯滞后时间； Tf惯性时间常数； f.机组给定功率爬坡率模块 机组爬坡率限制：(0.010.02)/60s，即 1 分钟功率增长（减少）速率为额定功率的 1%2%，仿真中取为0.01； g.火电机组调速系统协调方式：炉跟随、机跟随、全协调。 2).锅炉型式：汽包炉、直流炉。 2.水电机组与火电机组联合频率调节模型（图水电机组与火电机组联合频率调节模型（图 1018） 图 1018 水电/火电机组联合的负荷扰动仿真模型 图中，K2为一次调频投入/切除开关，K4为二次调频投入/切除开关，K1为机组（电站） 频率信号投入/切除（闭环/开环）开关。Gain 和 Gain1 用来反映水电和火电机组（电站）额 25 定功率的比值。 3.水电机组与火电机组联合频率调节仿真结果（图水电机组与火电机组联合频率调节仿真结果（图 1019） 图 1019 水电/火电机组联合的负荷扰动仿真曲线 1).仿真条件 水电机组与火电机组取相同容量；阶跃负荷扰动为0.1 总容量； 2).仿真结果 水电机组和火电机组功率动态调节过程均很快，总功率动态调节过程也较快；水电机 组功率动态调节过程迅速、有超调，火电机组功率调节过程缓，但水电机组和火电机组功率 动态调节过程没有对拉现象；电网频率动态调节过程较慢。 五、一次调频试验仿真特性小结一次调频试验仿真特性小结 1.关于水电机组一次调频特性关于水电机组一次调频特性 1).由于水流惯性时间常数 TW（水锤效应）的影响，在一次调频的初期（0s 到 1.5s 内） 会出现小幅度的反向功率调节； 上述反向功率调节后， 水电机组的功率变化规律近似呈指数 规律变化； 2).水轮发电机组调速器的 PID 调节参数对一次调频特性影响很大； 3).当两个水电机组调速系统取不同 PID 参数时，一次调频（闭环）仿真结果表明，机 组间可能出现功率对拉现象；当两个水电机组调速器取相同或基本一致的 PID 参数时，各 机组的功率调节过程同步，可将其视为一等效的机组。 4).为了贯彻国调的原则意见 ，参照试验和仿真结果，建议： a.调速器参数 调差系数（功率） ： p e= 0.04； 26 频率死区： f E= 0.033 Hz； t b= （0.20.3）, d T= （46）s, n T= 0s ；或： p K= 3.35.0, i K=（0.6 1.25） (1/s), d K= 0s） ； b.调速器调节模式应尽可能在功率调节模式下工作；若未装设机组功率变送器，则只能 在开度调节模式下工作，此时（开度）调差系数 bp= 0.040.05； c.主力调频水电机组按以上原则整定参数大小外， 其它水电站机组调速器也应参照以上原则 整定参数； d.特殊原因外，水电机组不应在手动方式下工作，也不应使用导叶开度限制机构限制机组调 速系统的一次调频能力。 2.关于火电机组一次调频特性关于火电机组一次调频特性 1).火电机组调速系统由 DEH 和 DCS 两部分组成，特别是 DCS 牵涉到燃料锅炉、送 水等复杂而缓慢的控制过程， 火电机组调速系统特性的个性很强， 不能如同水电机组调速系 统采用一个通用的仿真模型； 2).火电机组调速系统特性： 火电机组协调方式有炉跟随机跟随和全协调等三种方式，仿真结果表明： a.炉跟随和全协调方式下，机组功率调节过程较快； b.机跟随方式下，机组功率调节过程缓慢。 3.关于电网一次调频特性关于电网一次调频特性 1).一次调频是电网负荷频率控制（LFC）中的重要组成部分； 2).参加一次调频的水电和火电机组调速系统的运行方式性能优劣及调节参数选取， 对电 网一次调频的能力和效果有决定性的作用； 3).电网频率偏差超出机组调速系统频率（转速）死区，即机组调速系统即按其固有的静 态参数（调差率（速度变动率） ）和动态参数（PID 参数） ，参加电网的一次调频，其调节过 程时间约为 8s15s； 4).水电机组和火电机组调速系统的静态调节参数:频率（转速）死区 f e和（功率）调差 系数（速度变动率） p e，对电网一次调频的稳态结果起着十分重要的作用： 5). p e越小，水电/火电机组对电网一次调频的功率缺额的弥补越大，促使电网频率向正 常值的恢复作用也越大； 27 6).水电机组一次调频： a.水电机组一次调频的动态过程初期，由于引水系统水流惯性 w T（水锤）的作用，会产生 很短时间（0s1.5s）内的，幅度不大的功率反向调节，它对电网一次调频是不利的； b.水电机组的惯性时间常数 w T、接力器关闭时间 s T、接力器相应时间常数 y T等参数，对一 次调频动态性能影响不明显； c.从水电机组一次调频特性来看，其总体调节动态特性呈有少量过调的快速形态 d.电网中水电机组调速系统， 无论是主力机组或是其他机组应取相同或近似的功率调差率和 PID 参数。它不仅可将使电网中的水电机组在一次调频中具有相同或近似的静、动态特性， 可以将各机组近似视为一等效的机组来研究，而且将改善电网总的一次调频特性和结果 7).火电机组的一次调频： a.火电机组的调速系统由于锅炉类型、生产厂家、控制结构等多因素影响，使在一次调频中 的作用差别较大，不可能有相同或近似的调节特性，仍可将其用一个等效机组来代替，这将 有利于简化分析，仿真并得到定性和比较的结论； b.火电机组的一次调频特性，具有下列特性： 过程初期反应迅速，能较快弥补电网部分功率差值；由于锅炉、燃料等系统的滞后和 惯性，总的调节过程持续时间长； 28 第四节第四节二次调频仿真结果二次调频仿真结果 一、水电机组二次调频仿真水电机组二次调频仿真 1.无目标功率前向通道的仿真结果（图无目标功率前向通道的仿真结果（图 1020） 图 1020 水电机组功率（无前向通道）动态过程仿真曲线 图 106 水电机组仿真系统机构图( t b、 d T、 n T)中的 K5在切断功率给定前向通道的位 置。 1).机组目标功率给定： 0s10s 呈斜率为 0.01/1s 的斜坡函数增长； 10s 以后维持恒值 0.1。 2).机组实际功率动态过程： a.过渡初期（0s1s）仅有极微小的反向功率调节，可忽略其对电