大电源向大负荷直供电系统中各发电机组的协调控制方法.pdf

本发明公开了一种大电源向大负荷直供电系统中各发电机组的协调控制方法，首先选择机组最佳的控制模式，在最佳控制模式下，通过实验依据机组负荷响应时间短，负荷变化率快的原则确定第一、二、三调频机组，设置不同调频机组的参数。第一、二、三调频机组协调控制调频，避免了大电源向大负荷直供电系统中机组调频匹配不一致导致电网不稳定的现象发生，达到机组顺序动作、多级防护、减少电网波动次数、避免溃网的风险。

权利要求书1.  一种大电源向大负荷直供电系统中各发电机组的协调控制方法，其特征在于：具体包括以下步骤； a. 机组控制方式的选择：对不同机组在同一负荷、相同的调频参数下，分别在阀控、功控与协调控制下进行试验，按照控制系统基本要求，通过对比一次调频响应时间、响应幅度、稳定时间等参数，选择大电源向大负荷直供电最佳的控制模式。所述调频参数包括：调频死区、转速不等率、调频限幅； b. 按各发电机组特性归类：选用上述确定的最佳的控制模式，进行试验，选择负荷响应时间短，负荷变化率快为第一调频机组；负荷响应时间较短，负荷变化率较快为第二调频机组；负荷响应时间长，负荷变化率慢为第三调频机组。当负荷供求不平衡时，首先由第一调频机组进行负荷响应，当第一调频机无法在短时间内响应时，第二调频机组参与调节； c. 机组调频参数的设置：根据第一调频机参与频率调整后的负荷以及频率变化，设置第二调频机组的调频死区、转速不等率以及调频幅度；根据第一调频机组、第二调频机组参与频率调整后的负荷以及频率变化，设置第三调频机组调频死区、转速不等率以及调频幅度；根据第一调频机组、第二调频机组、第三调频机组参与频率调整后的负荷、频率变化情况，优化参数，保证电网在正常运行时可以满足稳定，在大负荷发生小负荷波动时可以及时调整发电负荷。 2.  根据权利要求1所述的大电源向大负荷直供电系统中各发电机组的协调控制方法，其特征在于：设定直供电系统中对网内超速保护系统（OPC）动作值，保证各发电机组正常有序运作。 3.  根据权利要求1或2 所述的大电源向大负荷直供电系统中各发电机组的协调控制方法，其特征在于：增加自动发电量（AGC）控制进行网内负荷控制，做为第一、二调频的辅助调节手段，对网内各机组发电负荷进行协调。

说明书大电源向大负荷直供电系统中各发电机组的协调控制方法
技术领域
本发明属于电力系统运行和控制技术领域，特别涉及大电源向大负荷直供电系统中各发电机组的协调控制方法。
背景技术
采用大机组对大负荷直供电电网模式，该模式国内尚无可供借鉴的运行、实践的先例，机组一次调频控制模式的选择、调频参数的设置直接影响到电网的安全运行。目前，大网对火电机组一次调频要求为“电液型汽轮机调节控制系统的火电机组和调频死区控制在±0.033Hz(±2r/min),不等率4%-5%，300-350MW最大负荷限为机组额定负荷的±8%；一次调频响应时间小于3秒，15秒内相应幅度大于90%”。大电源向大负荷直供电系统中，为实现机网频率快速、稳定协调变化，一次调频死区、调频限幅、转速不等率参数的选择设置，既要保证机组的安全稳定性，又要考虑发电侧和负荷侧协调控制的及时性、准确性。不仅如此，DEH侧和协调侧对一次调频功能的发挥，尚需完善优化。故此，大电源向大负荷直供电系统中各发电机组的协调控制方法，异于大电网系统下的协调控制，研究意义重大。直供电系统中当机组数量较少时，机组的调频能力有限，造成直供电电网较为脆弱，发生事故处理不当可能造成电网崩溃。加之电解槽大负荷本身对供电要求的特殊性，就决定直供电电网安全运行风险很大。
发明内容
为了解决现有技术中的上述问题，本发明提供了一种大电源向大负荷直供电系统中各发电机组的协调控制方法。
本发明采用的技术方案是：一种大电源向大负荷直供电系统中各发电机组的协调控制方法，具体包括以下步骤；
a.对不同机组在同一负荷、相同的调频参数下，分别在阀控、功控与协调控制下进行试验，按照控制系统基本要求（稳定性、准确性、快速性），通过对比一次调频响应时间、响应幅度、稳定时间等参数，选择大电源向大负荷直供电最佳的控制模式。所述调频参数包括：调频死区、转速不等率、调频限幅；
 调频死区、转速不等率、调频限幅等在衡量孤网运行时机组的一次调频性能有重要影响。在直供电网络中一次调频可以设置不同的死区进行试验，设置死区要充分考虑到供电负荷对频率的要求以及机组的稳定性，需要注意的是过大的调节死区会引起机组震荡以致转速反复波动，将对调速系统带来十分不利的影响。转速偏差小的时候，汽轮机高调门只需更小的动作值即可维持转速的稳定，所以低频差时对应的转速不等率更大，调频能力相对较弱。较小的调差系数能有效地减少频率的超调量和稳定时的频率偏差，有利于避免频率变化过大引起OPC动作而导致频率大幅震荡，故转速不等率要根据机组调节能力合理的设置。在直供电网络中，系统的功率扰动较大，一次调频负荷下限小于不平衡功率，会出现调节系统周期性摆动现象；当一次调频上限小于不平衡功率，转速将持续下降。所以针对孤网的运行问题，需增大调频下限来抑制频率上升问题。
b. 按各发电机组特性归类：选用上述确定的最佳的控制模式，进行试验，对于负荷响应时间短，负荷变化率快为第一调频机组；负荷响应时间较短，负荷变化率较快为第二调频机组；负荷响应时间长，负荷变化率慢为第三调频机组。这样分类的目的在于，当负荷供求不平衡时，首先由第一调频机组进行负荷响应，当第一调频机无法在短时间内响应时，第二调频机组也参与调节，这样将有效地减少了网内机组波动台数，增加了直供电网络安全。
c.机组调频参数的设置：根据第一调频机参与频率调整后的负荷以及频率变化，设置第二调频机组的调频死区、转速不等率以及调频幅度；第二调频机作为第一调频机后备机组，在频率持续恶化前提下，第二调频机要在第一调频机出力达到最大值之前开始响应。根据第一调频机组、第二调频机组参与频率调整后的负荷以及频率变化，设置第三调频机组调频死区、转速不等率以及调频幅度，由于第三调频机组调频特性差，响应时间相对较长，因此在调频死区设置上要在第二调频机未达到最大限幅前投入；根据第一调频机组、第二调频机组、第三调频机组参与频率调整后的网频变化，优化参数，保证电网在正常运行时可以满足稳定，在小负荷波动时主调频拉回网频；在大负荷波动时可能需要系统内所有机组协调工作，及时调整发电负荷，调频动作次序通过死区参数按照阶梯型设置，确定第一、第二、第三，例如可设为3000±12rpm,3000±18rpm ,3000±24rpm。对机组调节特性的调整通过改变机组调节系统传递函数的K值设定改变响应速度，以满足电网频率对机组调节性能的要求。大电源向大负荷直供电系统中，观察负荷特性，在负荷正常波动范围导致频率波动时，尽量不进行调节干预，也即依据用户侧设备对电网频率要求适当放宽电网频率范围(大网50±0.2Hz,局域电网50±0.5Hz),可将网频设为50±0.5Hz，偏离此范围时，通过设定机组的转速不等率、调频死区参数的调整，逐步投入各发电机组的频率控制。
进一步的，在直供电系统中对网内超速保护系统（OPC）动作值进行修改，保证各发电机组正常有序运作。OPC是一种抑制发电机组超速的保护控制逻辑。在直供电系统中，应尽量避免使OPC动作，尽量减少OPC动作的次数，减小OPC对数字电液控制（DEH）正常频率调节的干扰。
进一步的，AGC调节作为第一、二调频的辅助调节手段，对网内各机组发电负荷进行协调。AGC协调过程是为了在电网内不同用电负荷下，主调频机组的负荷协调控制状态下快速的响应/调整过程。根据直供电系统内各机组的运行状态来看，一次调频是系统主要的调节手段， AGC调节作为辅助调节手段，在正常工作状态下有效地缓解频率偏差，减少了一次调频动作次数。
本发明的有益效果是: 本发明首先选择机组的最佳的控制模式，在机组最佳控制模式下，通过实验根据机组的负荷响应时间短，负荷变化率快确定第一、二、三调频机组，设置不同调频机组的参数，第一、二、三调频机组协调控制调频，避免了大电源向大负荷直供电系统中机组调频匹配不一致导致电网不稳定的现象发生，达到机组顺序动作、多级防护、减少电网波动次数、避免机组调整导致溃网的风险。并且在直供电系统中对网内超速保护系统（OPC）动作值进行修改，保证各发电机组正常有序运作。并且将AGC调节作为第一调频的辅助调节手段，在正常工作状态下有效地缓解频率偏差，减少了一次调频动作次数。
附图说明
图1.为本发明#1机组210MW负荷下三种控制模式一次调频趋势图；
图2.为#1机组280MW负荷下三种控制模式一次调频趋势图；
图3.为本发明直供电系统内机组一次调频趋势图；
图4.为本发明的流程框图；
图5.为OPC控制流程图。
具体实施方式
       如图4所示，一种大电源向大负荷直供电系统中各发电机组的协调控制方法，首先选择最佳机组控制模式、在机组最佳控制模式下，通过实验根据机组的负荷响应时间短，负荷变化率快确定第一、二、三调频机组，设置不同调频机组的参数协调控制调频，如图1、2所示，为了能够更加全面地获取机组在高、低负荷下一次调频能力，在不同机组中选择210MW、280MW两个负荷点分别实验，具体的试验趋势图。
   图中横坐标为时间（s），纵坐标为负荷（MW），一次调频死区±12rpm、调频限幅为机组额定负荷的±8%、转速不等率5%下进行试验。如图1所示“#1机组210MW负荷下三种控制模式一次调频趋势图”，从一次调频的响应时间、最大负荷值以及快速性方面进行综合比较，可以明显看到机组在协调控制模式下优于阀控、功控。如图2所示，“#1机组280MW负荷下三种控制模式一次调频趋势图”，机组在协调、阀控控制模式下响应时间、快速性及负荷贡献率均优于功控。但需要说明的是在高负荷段阀控模式下略强于协调模式，综合高、低负荷段，协调控制模式为机组最佳控制模式。
  直供电系统中各发电机组协调有序地运行，第一调频机组与第二调频机、第三调频机组之间协调配合是保证系统安全运行的关键所在。首先是选择第一调频机、第二调频机，在直供电系统内机组中选择了机组调节特性较好的两个进行试验，两台机组的一次调频趋势如图3所示的直供电系统内机组一次调频趋势图。
  从图3可知，发电侧调速系统在检测到频率跌落时，从负荷贡献率角度来看，热电#5机组在5s时间出力增加到负荷限幅的90%，而嘉北#1机组5s内仅达到限幅的71%左右；从响应时间来看，热电#5机组响应时间比嘉北#1机组时间短。故选取机组调节特性好的热电#5机组作为第一调频机组，嘉北#1机组为第二调频机组，剩余其他机组作为第三调频机组。
   大电源向大负荷直供电系统中选择热电#5机组作为主调频，选取调频死区±24rpm,转速不等率5%，负荷限幅±10%。在大负荷扰动下（大于35MW）进行试验，第二调频机应在嘉北#1机负荷限幅90%时投入，通过不同负荷段进行试验，选择第二调频机调频死区±28rpm,转速不等率4.5%-5%，限幅±8%。第三调频机组调频参数的选择是在更大负荷扰动下（大于63MW）进行试验，第三调频机组应在主、第二调频机组达到限幅的90%之前投入，选择第三调频机组调频死区±30rpm,转速不等率4%-4.5%，限幅±8%。通过这样的分类设置，系统内机组顺序动作，做到了多级防护，减小机组动作台数，有效地发挥最大调频能力。保证了电网在正常运行时稳定，在大负荷发生小负荷波动时能及时调整发电负荷。
如图5所示， 大电源向大负荷直供电系统中，OPC动作实际上是一个极大的干扰源，应尽量减小其动作频率但又不能令其失去对机组安全性的保证。为解决这一问题，在直供电系统中，将OPC动作设定值由额定转速的103%增加至105%（即转速＞3150r/min时，OPC动作）。
在直供电系统中所有350MW机组投入AGC功能，在调度中心主站采用FFC控制方式，ACE死区值12MW，频偏系数4 MW/HZ，机组调节上限350MW，调节下限175MW。在发电侧机组调节速率7MW/min，有功设置死区3MW下进行试验。当机组转速未超出第一调频机组调频死区时，AGC根据网频的波动下发指令，拉回频率，能有效地平衡供求关系，一定程度上减少了第一调频机组动作次数。相反当转速超出调频死区的情况时，第一调频机组或三种类型机组配合来抑制网频的波动。一次调频与二次调频分别在动态、稳态下相互配合，更一步提升直供电系统的稳定性。