水-火电机组频率控制策略研究

哈密—郑州特高压直流输电送端电网存在大量的水电机组,掌握水电与火电一次调频特性及其差异对大功率输电安全稳定性具有重要意义。以哈密—郑州特高压直流输电送端电网为研究对象,仿真分析了在较高水电负荷比例条件下不同控制参数对调频控制的影响,结果表明,提高水、火电机组的稳定性和持续性都能显著提高综合调频能力和混合电网的频率稳定性,但水电机组容量的增加会提高电网频率的动态超调。此外,水、火电机组调频指令与负荷的线性度水平都有待进一步规范。     

水电机组并网运行频率调节系统的稳定性

在刚性联结电网模型基础上,分析了水电机组并网运行频率调节系统稳定性。随着一次调频机组及容量增加,产生了电网频率稳定性下降的问题。如果电网中存在多个小容量机组的调节系统,稳定性较差,将会引起整个电网频率调节系统稳定性下降或不稳定情况发生。因此必须重视小容量机组并入大电网运行时忽视系统稳定性的现象,足够的单机调节系统稳定性可以保证多机调节系统的稳定。当各机组调节系统主导时间常数相同时,各执行机构动作趋于同步,电网频率调节系统才会获得良好的动态品质。     

镇海电厂燃煤机组一次调频功能的实现

频率稳定是电网正常运行的基本条件之一.由一次调频决定的电网静态调频特性,则是电网频率稳定的基础.详细介绍了火电机组一次调频功能的控制方案和试验结果,通过DEH与CCS频差校正的联合方式,机组参加一次调频功能的负荷响应较快,有关指标满足性能要求,实现了火电机组一次调频功能.     

电网遭受扰动后水电机组一次调频对电网频率的影响

当系统有功不平衡时,要求并网机组都能参加一次调频,长期以来水电机组都作为最可靠的一次频率调节机组,但是往往电网中某个地区正处在大检修期间或者该地区正处在枯水期等等,这些原因限制了该地区能够投入的一次调频容量,而水电机组的死区较火电偏大,且不同水电区域存在明显的水流惯性差异。针对这些问题建立了水火电机组互联的两区域互联系统,研究电网在受到负荷扰动后的频率品质。     

基于分频原理和区域控制的风储火联合调频策略

为解决大规模风电并网带来的系统频率不稳定问题,在分析储能系统、风电机组、火电机组调频特性的基础上,提出了风储火联合调频策略。在一次调频中,以所提出的分频系统自动确定风储火的有功出力,提高了系统调频速度和调频质量。二次调频是在考虑一次调频容量的需求条件下,提出了计及机组备用大小、经济性、安全性、区域控制要求的联合调频策略,减轻了火电机组调频负担,提高了系统的频率调整速度和频率稳定性。通过仿真试验分析,结果表明所提出的联合调频策略较传统调频方式更适合于高风电渗透率的电力系统调频。     

光伏功率扰动下的水电机组海鸥优化模糊PID控制研究

光伏发电机组输出功率的随机性和波动性影响着供电系统的安全稳定运行。为了提高水光供电系统的频率稳定能力,根据水轮机调速系统的数学模型,结合海鸥算法的寻优能力和模糊控制的推理能力,提出基于海鸥优化模糊PID（SOAFPID）控制的水电机组控制策略,使其能够快速调节光伏和负荷波动引起的系统频率偏差。通过搭建Simulink仿真模型,分析其在不同扰动工况下的频率稳定能力。仿真结果表明：与传统PID控制方法相比,采用SOAFPID控制的水电机组在光伏和负荷功率扰动下具有更小的超调量和更快的稳定速度,在水光供电系统中表现出了优越的动态调节性能。     

云南电网一次调频试验工作现状及策略分析

为提高云南电网频率稳定性,从2005年开始,并网发电机组的一次调频功能规范完善工作逐渐展开。对于火电机组,在广泛借鉴省外经验的基础上,结合自身实际制定了技术合理且可行的实施方案并予以试验验证;对于水电机组,在调研收资的基础上,提出完备合理的解决方案。针对云南电网水电装机容量较大的特点,就一次调频功能投入后的水、火电机组协调动作问题展开研究,给出可行的方案建议。     

调速器参数对水电主导系统稳定性影响及整定

水电主导调频的系统容易发生频率振荡现象,故在整定水轮机调速器PID参数时,往往以频率的小干扰稳定为目标进行优化。本文基于阻尼转矩法,分析了PID参数对频率振荡转矩和低频振荡转矩的影响,并通过四机二区系统进行了验证,研究结果表明,调整PID参数抑制频率振荡的同时,可能会加剧系统的低频振荡。最后提出一种适用于水电主导调频系统的PID参数整定方法,该方法在提高系统频率稳定性的同时,不会恶化弱阻尼低频振荡模式。     

水电机组高占比电网频率振荡问题分析

基于云南电网异步运行的经验,说明水电机组高占比的电网频率稳定问题比传统火电机组为主的电网更为突出,深入分析其频率振荡机理对保障电网的安全稳定运行具有重要意义,为此,首先对比分析了水电机组和火电机组调速系统的功率调节特性;其次,通过分析水电机组和火电机组调速系统对电网频率振荡的阻尼作用,揭示水电机组高占比电网频率振荡机理;最后,对水电机组高占比电网频率振荡的关键影响因素进行仿真分析。相关结论表明,在水电机组高占比的电网中,由于水锤效应的影响,水电机组调速系统的负阻尼作用是引起电网频率振荡的主要原因,同时由于缺乏火电机组的正阻尼支撑,电网频率可能出现持续振荡。根据电源结构、系统强度等条件变化,合理设置调速系统比例–积分–微分(proportion-integration-diferention,PID)控制参数K_P、K_I、K_D是抑制频率振荡的重要措施。     

基于模糊控制的电池储能系统辅助AGC调频方法

针对AGC控制中火电机组响应时滞长、机组爬坡速率低的问题,提出了一种基于模糊控制策略的电池储能系统(Battery Energy Storage System,BESS)辅助AGC调频方法。该方法以区域控制偏差(Area Control Error,ACE)及其变化率作为模糊控制器的输入量,BESS的参考功率变化量作为输出量,根据系统的运行状态调节BESS输出功率,辅助火电机组改善电网的动态调频性能。基于Matlab/Simulink平台的仿真结果表明,BESS能够迅速响应负荷扰动,减小了系统频率偏差和联络线功率偏差,降低了系统的超调作用,有助于提高电网AGC调频能力和增强系统的稳定性。     

一种基于Prony分析的水电机组调速器PID参数切换方法

随着直流异步联网快速发展,具有随机性的新能源大量接入以及负荷波动的加剧,为确保电网的频率质量,对水电机组的一次调频性能提出了更高要求。目前水电机组调速器通过调整PID参数可满足电网的一次调频需求,但该参数可能又影响系统动态稳定性,引发系统超低频振荡。为解决如上问题,本文提出了一种基于Prony分析的水电机组调速器PID参数切换方法,用不同的控制参数实现分段控制,使得调速器能够同时兼顾一次调频性能和动稳阻尼水平,从而实现从电厂侧抑制电网的超低频振荡。通过对异步后云南电网实际系统的时域仿真,验证了该方法的有效性和鲁棒性。     

基于自适应协同下垂的飞轮储能联合火电机组一次调频控制策略

随着“双碳”目标的提出,新能源装机总量不断提高,对电网频率安全提出了更大的挑战。飞轮储能凭借其响应速度快、充放电次数多等优点,在联合火电机组参与调频、提升电网频率安全方面受到广泛关注。为更加充分利用飞轮储能辅助电网调频的快速性优势,设计了一种基于自适应协同下垂的飞轮储能联合火电机组一次调频控制策略,实现了火-储联合系统的功率协同自适应调整。仿真验证表明,所提出的控制策略可以有效改善火-储联合系统的调频性能,相比传统下垂控制,系统最大动态频差和稳态频差分别减少了29.00%和25.50%,缓解了火电机组调频压力,有利于火电机组安全稳定运行。     

调速系统对孤网频率稳定性影响分析任华;姚秀萍;常喜强;周专;15-18+39

随着区间电网的互联,各地区的自然资源得到充分的利用。但是有些区间联络线由于输电走廊限制等原因相对较弱,一旦发生解列事故,容易形成送端(受端)孤立电网,将导致局部系统功率严重失衡,系统的频率稳定问题就会凸显出来。以新疆阿勒泰地区电网为研究对象,分析调速系统调速特性以及调速系统对孤网频率稳定性的影响,得出孤网中不同容量机组调速系统对孤网频率影响不同;水电机组调速系统和火电机组调速系统对孤网频率影响不同;不同容量水电、火电机组调速系统之间的配合对孤网频率影响不同。运用PSASP仿真验证了相关结论。这对实际电网运行、水电和火电机组调速系统之间的配合具有重要的参考价值。     

考虑不同水电比例的多机系统调速器优化策略

在水电直流孤岛或异步互联工程形成的含高比例水电的大系统中，易发生超低频振荡问题，影响了电力系统的安全稳定运行。首先研究了系统中水电比例的变化对阻尼水平的影响；其次分析了多机一次调频系统中，强负阻尼机组的选择和灵敏度计算方法；最后提出了多机系统调速器优化策略，结合暂态频率指标，实现了不同水电比例系统的一次调频在稳定性和动作速度之间的平衡，并对超低频振荡模式阻尼比的强弱进行了讨论，可为相关给工程应用提供参考。     

基于加热器切除的深度调频控制技术研究与实施

针对超超临界机组锅炉蓄热能力有限、在电网低频事故等深度调频工况下一次调频性能较差的问题,提出了基于加热器切除,充分利用回热系统蓄能参与电网调频的深度调频控制技术。通过在典型660 MW超超临界机组上开展现场试验研究,获得不同加热器切除的响应特性和对机组安全稳定运行影响,据此设计基于加热器切除的深度调频控制策略,并加以实施和试验验证。试验结果表明,该控制技术在确保机组安全稳定运行前提下,能够有效提升机组的深度调频响应性能,可作为电网大频差工况下火电机组一次调频性能提升的新策略。     

水电机组PID功率调节对异步送端电网的频率稳定性影响

以我国首个异步运行的省级电网——云南电网为工程背景,围绕水电机组比例-积分-微分(PID)功率调节,提出异步送端电网频率稳定性分析方法。该方法分析了定值调节和一次调频系统由于超调和外部激励导致的输出功率振荡特征,揭示了PID调节系统受初始干扰激发后所产生的超调振荡的成因、周期,明晰了外部周期性激励下调节系统持续振荡的机制及其正面或负面作用。结合云南电网的频率振荡案例验证了所提方法的有效性,并给出了防止水电机组PID功率调节引起电网频率振荡的改进策略,仿真结果表明该策略可以有效缓解水电异步送端电网的超低频振荡问题。     

水电机组一次调频试验探讨

水电机组一次调频试验是优化和考核机组一次调频性能最直接、有效的方式,但目前该试验还无统一的方法,且一次调频方面的资料与规定大多是相对火电机组而言,有的规定对水电机组不一定合适。文中分析了发电机组一次调频的作用和现行水电机组一次调频的试验方法、考核指标;结合某水电站机组的一次调频试验,具体分析了调速器参数对水电机组一次调频性能的影响,并认为水电机组一次调频性能考核试验应规定具体的试验方法。     

基于协同控制的独立电力系统频率响应优化控制策略

以传统小火电机组为主的独立电力系统由于系统低惯性和火电机组存在固有延时,导致系统动态频率稳定性差。针对此问题,提出含辅助频率优化控制器的机组协调调频方案。首先借鉴风电机组利用转子动能快速调频的思想,将独立电力系统内的部分机组改造为变速恒频机组。然后在分析变速恒频机组惯量控制调频的基础上,以控制流形动态收敛为目标,基于协同控制理论,推导了惯量控制中附加功率的控制律。最后通过配合机组惯量控制利用变速恒频机组转子动能,实现对系统频率变化的快速响应。以某工业园区的独立电力系统为例进行仿真,对比分析所提方法和其他方法下的系统频率指标,仿真结果表明：所提控制策略能快速响应系统频率波动,改善了系统频率响应特性。     

特高压直流闭锁后超（超）临界机组大频差控制策略

特高压直流输电系统发生直流闭锁故障时,受电端电网瞬间损失功率必须依靠区域内电厂调频来弥补,火电机组的作用尤为关键,现阶段火电厂多为高参数大容量机组,机组的蓄能非常有限,电网直流闭锁故障引发的大频差一次调频动作时,火电机组一次调频贡献电量受到机组蓄能的影响,不利于电网事故的快速恢复,还可能引起电网频率的振荡。以目前比较典型的600 MW等级火电机组为例,在皖电东送田集电厂进行大频差时一次调频和协调控制策略的相关试验,研究优化方向,采用了形式多样的新型控制策略,改善机组协调控制和一次调频性能,提高事故状态下火电机组对电网的贡献度。     

基于桨距控制的电力系统频率响应特性

风电一次调频辅助控制技术是解决高风电渗透率引起电力系统频率特性恶化的有效手段。基于桨距控制的一次调频辅助控制是实现风电机组高于额定风速时的一次调频方法,传统的SFR(System Frequency Response)模型已不能适应含该控制技术的系统频率特性分析计算需求。对此采用传递函数模型定量表征风电场一次调频响应,结合再热式火电机组和水电机组的原动机—调速器模型,并针对含多个风电场/火电机组/水电机组的电力系统,基于加权等值法对各类型机组模型聚合,最终提出了含风电场桨距控制一次调频响应及水电/火电等值机组机电暂态行为的改进SFR解析计算等值模型。仿真结果表明,改进SFR模型能更真实地描述含风电桨距控制一次调频响应作用的电力系统频率特性,为客观评估高风电渗透率下的电力系统频率稳定运行状态提供了理论基础。