自动发电控制(AGC).ppt

Click to edit Master title style,Click to edit Master text styles,Second level,Third level,Fourth level,Fifth level,*,*,单击此处编辑母版标题样式,单击此处编辑母版文本样式,第二级,第三级,第四级,第五级,*,*,自动发电控制（,AGC,）,1,AGC,的概述：,自动发电控制,(Automatic Generation Control),，是建立在以计算机为核心的能量管理系统（或调度自动化系统）及发电机组协调控制系统之上并通过高可靠信息传输系统联系起来的远程闭环控制系统AGC,的作用：,电力系统的负荷瞬息万变，因此，独立电力系统必须满足电能的供需平衡，维护正常频率，保证控制内部的电能质量；联合电力系统还必须保证联络线交换功率按交易计划运行，加强联络线控制能力，使整个系统协调稳定运行依靠人工调节方式无论从反应速度还是调节精度都难以满足电力系统安全、优质、协调、经济运行的要求显然，要实现现代化的电网管理，进一步提高整个电力系统的电能质量和联络线交换功率的控制水平，需要提供相应的自动化技术手段来提供实质性的保障。

解决这一问题的最佳途径就是,AGC,2,AGC,的目的：,维持电力系统频率在允许误差范围之内，频率偏移累积误差引起的电钟与标准钟之间的时差在规定限值之内；,控制互联电网净交换功率按计划值运行，交换功率累积误差引起无意交换电量在允许范围之内；,在满足电网安全约束条件、电网频率和互联电网净交换功率计划的情况下协调参与,AGC,调节的电厂（机组）按市场交易或经济调度原则优化运行3,电力系统频率质量对社会和电力企业的影响,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，如：,1.,频率波动对发电厂设备的影响,2.,频率波动对用户设备的影响,3.,频率质量改善对经济效益的影响,4,电力系统频率指标和控制要求,一,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,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5,二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6,三,.,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7,电力系统的负荷变化和频率波动,电力系统频率是同步发电机转速的函数：,=RMP,p/120,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,电力系统频率又可以用同步发电机角速度的函数来表示：,=,/,2,8,发电机的转子运动方程为：,M,T,M,e,=,M=J,d,/,dt,M,T,为原动机的转矩M,e,为发电机输出的电磁转矩（即负载）。

J,为发电机的转动惯量d,/,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=,M,），经规格化处理和拉氏变换后，,P,T,P,e,=2Hs,P,T,为原动机功率P,e,为发电机的电磁功率H,为发电机的惯性常数9,10,原动机功率,P,T,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,P,e,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,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11,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电力系统的负荷一般分成三种,第一种是变化幅度很小但周期很短（,10,秒以内），具有很大的偶然性；,第二种是变化幅度较大、周期较长（,10,秒至,3,分钟之间）的脉动负荷，如电炉、冲压机械、电气机车等带有冲击性的负荷；,第三种是幅度大、周期很缓慢的持续变动负荷，如生产、生活、商业、气象等因素影响的负荷。

按照负荷变化三种分量的分解，电力系统的有功功率平衡及其频率调整大体上也分为一、二、三次调节：,（,1,）对于变化周期很短（,10,秒以内）幅度很小的负荷波动，由发电机组的机械惯性和负荷本身的调节效应自然吸收；,（,2,）对于周期较短（,1,3,分钟左右）而幅值较小的负荷变化，由发电机组的调速器自动调节，通常称为,一次调节,；,（,3,）对于周期较长（,10,分钟以内）而幅值较大的负荷变化，则通过控制发电机组的调频器来跟踪，通常称为,二次调节,；,（,4,）对于周期长（,10,分钟以上）而幅值大的负荷变化，则需要根据负荷预测、确定机组组合并安排发电计划曲线进行平衡，通常称为,三次调节,12,频率的一次调节,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负荷频率特性,电力系统负荷的变动将引起频率的变化，而系统频率的变化又会造成负荷功率的变化这种负荷功率跟随频率变化的特性称为负荷的频率静态效应13,负荷频率特性系数,D,为负荷的频率调节效应系数,D,*,的数值取决于电力系统中各类负荷的比重，因此,D,*,是一个随时间变化的数值,14,发电机组的频率特性,调速系统的调差系数,在发电机组调速系统的作用下，发电机组输出功率随电力系统频率变化而变化，这就是发电机组的频率一次调节作用。

发电机组的功率,-,频率特性曲线的斜率为,R,是发电机组调差系数；单位调节功率,15,电力系统的综合频率特性,电力系统的综合静态频率特性,要确定电力系统的负荷变化引起的频率变化，需要同时考虑负荷及发电机组的调节效应P,L,=(K,G,+D),=,电力系统的综合功率,频率特性，是负荷和发电机组功率,频率特性的总和,16,频率一次调节的特点,一次调节对系统频率变化的响应快，综合的一次调节特性时间常数一般在,10,秒左右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火力发电机组一次调节的作用时间是短暂的次调节的作用时间为,0.5,到,2,分钟不等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它,不能,实现对系统频率的无差调整17,电力系统频率的二次调节,仅靠系统的一次频率调整，没有任何形式的二次调节（包括手动和自动），系统的频率不可能恢复到原有的值即一次调频是,有差调节,为了使系统的频率恢复到原有的额定频率运行，必须采用频率的二次调节,实现了,无差调节,18,改变发电机组调速系统的运行点，使发电机组在原有额定频率条件下运行，增加较大的有功功率的方法，就是频率的二次调节。

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,）在人工调节方式下，通常是指定调节裕度大响应较快的主调频厂来担任,;,自动调节方式下，则由电网调度中心通过发电机组的调功装置来实现19,频率二次调节的特点,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,12,分钟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20,频率二次调节的方法,机组频率调节器有三种类型，即有差调节器、积分调节器和微分调节器有差调节器（也称为比例调节）就是按频率偏差的大小控制调频器，并按频率偏差的比例增加机组的有功功率进行调节的方法比例调节只能减少系统频率的偏差，无法达到消除系统频率偏差的根本目标积分调节器是按频率偏差对时间的积分来控制调频器来增减机组功率的调节方法P,G,=,f.dt,最大缺点,在于在负荷变化的最初阶段，由于,fdt,的量很小，调频机组的功率变化也很小，导致最初阶段的频率偏差较大微分调节器就是按频率偏差对时间的微分来控制调频器来增减机组功率的调节方法。

P,G,=d,f/dt,21,系统频率的二次调节的方法,系统频率的二次调节的方法，笼统可分为,有差调节,和,无差调节,两大类有差调节就是根据频率偏差的大小来控制各调频机组，并按频率偏差的比例增加调频机组的有功功率的进行调节的方法单台,机组的有差调节的稳定工作特性用公式表示如下：,f+K,G,*,P,G,=0,系统中有,n,台,机组，每台机组均配备有差调节器时，,22,P,G,=,P,L,=,P,G1,+,P,Gi,+,P,Gn,=-,f*,（,1/K,G1,+1/K,Gi,+1/K,Gn,）,=-,f/K,GS,有差调节器有如下特点,:,(1),各调频机组同时参加有功调节，无先后之分,（,2,）计划外的负荷在调频机组间按一定的比例进行分配,（,3,）稳定后的频率偏差较大,23,无差调节方法,无差调节的方法主要是通过系统中调频机组之间设置不同的比例调节器、积分调节器及微分调节器的方法，在系统发生额外的负荷时，通过调节各调频机组的有功功率来实现系统频率恢复到额定值的方法一般分为主导发电机法、假有差法和积差调节法三种,用无差调节器为主导调节器的,主要缺点,在于各机组在频率调节过程中的作用，有先有后，缺乏同时性。

积差调节法的,优点,是能确保系统频率保持恒定，额外的有功功率在所有参加调频的机组之间按一定比例进行自动分配缺点,是频率的积差信号滞后于频率瞬时值的变化，调节过程较为缓慢24,AGC,的系统体系,AGC,是一个大型的实时控制系统，主要由下列三部分组成：,（,1,）调度中心具备自动发电控制功能的自动化系统构成控制中心部分；,（,2,）调度中心自动化系统与发电厂计算机监控系统或远动终端之间的信息通道构成通信链路部分；,（,3,）发电厂计算机监控系统（包括机炉协调控制系统）或远动终端、控制切换装置、发电机组及其有功功率调节装置构成执行机构部分25,系统构成,26,控制回路,AGC,是一个闭环控制系统在整个系统中，包括了三种闭环ACE,调节控制是,AGC,系统的闭环，机组调节控制是发电厂监控系统的闭环，机组单元控制是机组本地控制单元的闭环27,区域控制偏差（,AREA CONTROL ARRER,）,区域控制偏差（,ACE,）是根据电网当前的负荷、发电、频差等因素形成的偏差值，反映了区域的发电与负荷的平衡情况，表示了功率的盈亏，由联络线交换功率与计划的,偏差,和系统频率与目标频率,偏差,两部分组成，也包括时差和无意交换电量。

反映了电力系统供需实时平衡关系的计算结果每隔一定的周期,ACE,将被计算一次正的,ACE,值被认为是,过发电,，而负的,ACE,值被认为是,欠发电,ACE=,P,Ti,(,I,OJ,-,I,OJ,)+10B f(f,0,+,f,0,),P,Ti,-,表示控制区所有联络线的实际量测值之和；,I,OJ,-,表示控制区与外区的交易计划之和；,B -,表示。