调控运行专业电力系统频率调整课程课件.ppt

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1、电力系统频率调整,电能质量指标,频率偏差电压偏差公用电网谐波三相电压不平衡度电压波动和闪变暂时过电压和瞬态过电压,电力系统频率相关知识,电力系统频率特性与调整方法,电力系统频率异常处理及事故案例,电力系统频率基本知识,频率的概念交变电流在单位时间内完成周期性变化的次数，叫做电流的频率。电力系统常常用f表示频率。为了纪念德国物理学家赫兹的贡献，人们把频率的单位命名为赫兹，简称“赫”。英文表达方式：Hz。频率是指电力系统统一的一种运行参数，是反映电力系统电能供需平衡的唯一标志。,频率的大小 电网频率的大小与发电机转子的转速有关。转速越高，频率也越高；同时频率还与转子磁极的对数有关。我国电网的频率为

2、50Hz（台湾地区为60Hz）。国外俄罗斯、印度、英国、法国、德国、意大利等国家频率为50Hz，美国、加拿大、巴西、朝鲜、日本、韩国等国家频率为60Hz。,频率调整的必要性 电力系统频率的频率变动会对用户、发电厂、电力系统产生不利的影响:对用户:频率的变化将引起电动机转速的变化，从而影响产品质量，雷达、电子计算机等会因频率过低而无法运行。对发电机组：频率降低时，风机和泵所能提供的风能和水能将迅速减少，影响锅炉的正常运行；将增加汽轮机叶片所受的应力，引起叶片的共振，减短叶片寿命甚至使其断裂，变压器铁耗和励磁电流都将增加，引起升温，为保护变压器而不得不降低其负荷。电力系统：频率降低时，系统无功负荷

3、会增加，使系统电压水平下降，恶性循环，甚至造成电压或频率崩溃。,频率稳定与有功功率平衡电力系统的频率仅当所有发电机的总有功出力与总有功负荷（包括电网所有损耗）相等时，才能保持不变。,电力系统的有功功率平衡关系：式中：PG电网中所有发电机发出功率的总和。PL电网用户负荷总和。Pl网络中线路和变压器上的有功功率损耗。Pg网络内发电厂本身厂用电总和。当发电机发出的总功率低于电网中的总负荷时，电力系统频率下降，反之则升高。,电力系统的负荷是时刻变化的，任何一处负荷的变化都会引起全网有功功率的不平衡，导致频率的变化，因此电力系统运行时，要及时调节各发电机的出力，以保持频率的偏移在允许的范围内。,在遵守国

4、家有关法律、法规和政策的前提下，采取一切可行技术手段保证电力系统频率在正常允许范围内是调度员的一项重要任务。,频率调整目标：维持系统额定额率，不使其偏移超过规定的允许值。正常运行时，中、小容量电力系统允许频率偏差为0.5赫，大容量电力系统为0.2赫。经济分配电厂和机组负荷，求得全系统燃料总耗量最低，降低网络损耗。控制联络线功率，防止过负荷，维持系统稳定运行。频率调整与电厂有功功率的控制、系统有功功率的经济分配和联络线功率控制结合起来。,国家标准：GB/T159452008电力系统频率允许偏差规定以50Hz正弦波作为我国电力系统的标准频率（工频），并规定电力系统频率标准50Hz0.2Hz。当系统

5、容量较小时（容量3000MW以下），可放宽到50Hz0.5Hz。中国电力工业技术管理法规规定，大容量电力系统的频率偏差不得超过0.2Hz；在AGC投运情况下，互联电网频率按500.1Hz控制。全国互联电网调度管理规程在频率方面的规定：互联电网频率的标准是50Hz，频率偏差不得超过0.2Hz。在AGC投运情况下，互联电网频率按500.1Hz控制,对容量在3000MW以上的系统：频率超过500.2Hz为频率异常，其延续时间超过1h为频率事故；频率偏差超过501Hz为事故频率，延续时间超过15min为频率事故对容量在3000MW以下的系统：频率超过500.5Hz为频率异常，其延续时间超过1h为频率事

6、故；频率偏差超过501Hz为事故频率，延续时间超过15min为频率事故。,1.负荷的功率频率静态特性在没有旋转备用容量的电力系统中，当电源与负荷失去平衡时，则频率将立即发生变化。由于频率的变化，整个系统的负荷也将随着频率的变化而变化。负荷的功率频率静态特性：系统处于运行稳态时，系统中有功负荷随频率的变化特性称为负荷的功率频率静态特性。由于负荷的种类不同，与频率的相互关系也不相同，有的与频率无关，有的与频率的一次方、二次方或更高次方成正比。,二、电力系统的频率特性,基准值：,关键点：一个用电设备消耗功率的大小与频率有关。当系统频率发生偏移时，设备消耗负荷会发生改变，改变量的大小通过负荷的频率调节

7、效应系数KL来反映。,与频率无关的负荷，如照明、电阻炉、整流器负荷等。与频率的一次方成正比的负荷：如球煤机、卷扬机、往复式水泵等。与频率的二次方成正比的负荷：如变压器的涡流损耗等与频率的三次方成正比的负荷：如通风机、静水头阻力不大的循环水泵等。与频率的高次方成正比的负荷：如静水头阻力很大的循环水泵。,负荷的频率静态特性可以用下图的曲线表示。当频率为fN 时，系统负荷为PFHN，当频率变化时，系统频率亦随之变化。,在电力系统运行中，运行频率变化的范围是很小的。在较小的频率变化范围内，这种关系接近一直线（如图5-14所示）。负荷功频静特性的斜率KL：负荷单位调节功率。,当频率下降时，负荷取用的有功

8、功率减少，当频率升高时，负荷取用的有功功率增加。这表明当电力系统有功功率失去平衡，导致频率变化时，系统负荷参与对频率的调整。当实际负荷增加时，系统频率会下降，同时，负荷实际取用的功率也会因频率的下降而减少，显然，这有利于发电机的调频，这种现象称为负荷效应。,可用频率调节效应系数来表示其关系：KL*为负荷频率调节效应系数。PL*负荷变化量的标幺值；PLN额定频率下的系统负荷；f*系统频率变化量的标幺值;fN系统额定运行频率；,KL*频率调节效应系数约为13，它表示频率变化1%时，负荷有功功率相应变化1%3%，它的具体数值通常由试验获得，标志了随频率的升降，负荷消耗功率增加或减小的程度。它取决于系

9、统负荷的组成，是不能整定的。它是调度人员必须掌握的一个数据。因为它是考虑按频率减负荷方案时，用一次切除负荷来恢复频率的计算依据。,问答:电能质量三大主要指标？什么是负荷频率静态特性？为什么说负荷对频率的效应有利于发电机的调频？,课堂练习一：某系统装机容量为5000MW,额定运行频率为50Hz,负荷单位调节功率KL=200MW/HZ,现机组全部满发，若一台300MW机组突然跳闸，请分析：1.系统频率变为多少？（不考虑低频自动减载）2.最少切除多少负荷能使频率达到标准？,电力系统频率静态特性,解：根据负荷单位调节功率的定义 得：因此，此时的频率为50-1.5=48.5Hz。,由于3000MW以上系

10、统要求正常最低频率为49.8 Hz，即频率需上升1.3 Hz才能达到标准。由 得需切除的负荷：故最少应切除260（MW）的负荷。,课堂练习一：某系统装机容量为5000MW,额定运行频率为50Hz,负荷频率调节效应系数KL*为3,现机组全部满发，若一台300MW突然跳闸，请分析：1.系统频率变为多少？（不考虑低频自动减载）2.最少切除多少负荷能使频率达到标准？,电力系统频率静态特性,解：根据频率调节效应系数的定义 得：因此，此时的频率为50-1.0=49Hz。,由于3000MW以上系统要求正常最低频率为49.8Hz，即频率需上升0.8 Hz。得需切除负荷：故最少应切除240MW的负荷。,2.发电

11、机的功率频率静态特性,当系统频率变化时，发电机组的调速系统将自动地改变汽轮机的进气量或水轮机的进水量以增减发电机组的出力，这种反映由频率变化而引起发电机组出力变化的关系，叫发电机调速系统的频率静态特性。由发电机调速系统频率静态特性而引起的调频作用叫频率的一次调整。,当系统频率为fN时，发电机出力为PGN,当频率降至f1时，发电机出力增至PG1，可得发电机调速系统的频率静态特性曲线的斜率为：称为发电机的单位调节功率，它标志着随着频率的变化，发电机组输出功率的变化，其负号表示因频率下降时发电机出力反而增加。,KG的标幺值为：KG*为发电机调速系统的功频静态特性系数。对于汽轮机一般KG*为16.62

12、5，水轮机为2550。KG*的倒数为发电机调速系统的调差系数（调差率），用*表示。,与负荷的频率调节效应系数KL*不同，发电机组的调差系数是可以整定的。调差系数的大小对维持系统频率的稳定运行关系很大，为了减少系统的频率波动，希望发电机调速系统有合理的调差系数。但是受机组调速机构的限制，调差系数的调整范围是有限的，通常取汽轮发电机组*=0.040.06；水轮发电机组*=0.020.04。,频率调整，又称频率控制，是电力系统中维持有功功率供需平衡的主要措施，其根本目的是保证电力系统的频率稳定。电力系统频率调整的主要方法是调整发电功率和进行负荷管理。按照调整范围和调节能力的不同，频率调整可分为一次调

13、频、二次调频和三次调频。,三、电力系统的频率调整,电力系统的负荷时刻都在变化，图为负荷变化的示意图。对系统实际负荷变化曲线的分析表明，系统负荷可以看作由以下三种具有不同变化规律的变动负荷所组成:第一种是变化幅度很小，变化周期较短(一般为10s以内)的负荷分量;第二种是变化幅度较大，变化周期较长(一般为10s-3min)的负荷分量，属于这类负荷的主要有电炉、延压机械、电气机车等;第三种是变化缓慢的持续变化负荷，引起负荷变化的原因主要是工厂的作息制度、人民生活规律、气象条件的变化等。,1.频率调整的分类,负荷的变化将引起频率的相应变化。第一种变化负荷引起的频率偏移将由发电机组的调速器进行调整（一次

14、调频）。第二种变化负荷引起的频率变化仅靠调速器的作用往往不能将频率偏移限制在容许的范围之内，这时必须有调频器参与频率调整，这种调整通常称为频率的二次调整。,针对第三种规律性变动的负荷引起频率偏移的调整，称为频率的三次调整，通常是通过调度部门预先编制日负荷曲线，按最优化准则分配负荷，从而在各发电厂或发电机组间实现有功负荷的经济分配，这属于电力系统经济运行的问题，或称经济调度。保持系统频率的不变，是由一次调整、二次调整和三次调整共同完成的。,2.一次调频,一次调频是发电机组调速系统的频率特性所固有的能力，随频率变化而自动进行频率调整。其特点是频率调整速度快，但调整量随发电机组不同而不同，且调整量有

15、限，值班调度员难以控制。当系统频率下降时，发电机的蒸汽阀门或进水阀门的开度就会增大，增加原动机的功率。当系统频率上升时，发电机的蒸汽阀门或进水阀门的开度就会减小，减少原动机的功率。发电机调速器的这种特性称为机组的调差特性。一次调节对系统频率变化的响应快，电力系统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。因而，火力发电机组一次调节的作用时间是短暂的。不同类型的火力发电机组，由于蓄热量的不同，一次调节的作用时间为0.5到2分钟不等。要确定电力系统的负荷变化引起的频率波动，需要同时考虑负荷及发电机组二者的调节效应，为

16、简单起见，先只考虑一台机组和一个负荷的情况。负荷和发电机组的频率静态特性如图所示。,在原始运行状态下，负荷的功频特性为PL(f)，它同发电机组静态特性的交点A确定了系统的频率f1，负荷功率P1。这就是说在频率为f1时达到了发电机组有功输出与系统的有功需求之间的平衡。,假定系统的负荷增加了PL0,其特性曲线变为。发电机组仍是原来的特性。那么新的稳态运行点将由 和发电机组的静态特性的交点B决定，与此相应的系统频率为f2。,由图可见，频率变化量，频率下降，发电机的输出功率变化量，发电机出力增加，由于负荷的频率调节效应所产生的负荷功率变化为：，故负荷功率的实际增量为,它同发电机组的功率增量相平衡，即，

17、也可表示为：其中，称为系统的单位调节功率。,它表示在计及发电机组和负荷的调节效应时，引起频率单位变化的负荷变化量。根据KS值的大小，可以确定在允许的频率偏移范围内，系统所能承受的负荷变化量。显然，KS的数值越大，负荷增减引起的频率变化就越小，频率也就越稳定。,由于发电机组的单位调节功率有限，且系统中不只一台发电机组时，有些机组可能因已满载，以致调速器受负荷限制器的限制不能再参加调整。这就使系统中总的发电机单位调节功率下降,系统的单位调节功率KS也不可能很大。因此，依靠调速器进行的一次调整只能限制周期较短、幅度度较小的负荷变动引起的频率偏移，且不能实现对系统频率的无差调整。负荷变动周期更长、幅度

18、更大的调频任务自然地落到了二次调整方面。,频率一次调节的特点:一次调节对系统频率变化的响应快，电力系统综合的一次调节时间常数一般在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。因而，火力发电机组一次调节的作用时间是短暂的。不同类型的火力发电机组，由于蓄热量的不同，一次调节的作用时间为0.5到2分钟不等。其优点是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。但不能实现对系统频率的无差调整。,一次调频用于自动平衡第一种负荷分量，即那些快速的、幅值较小的负荷随机波动。对异常情况下的负荷突变，起缓冲作用。下图显示了北美西部互联电

19、力系统在一台1040Mw发电机跳闸时，在一次调节的作用下，系统频率变化的情况。,某系统装机容量为5000MW,额定运行频率为50Hz,机组平均功频静态特性系数KG*为18,负荷频率调节效应系数KL*为2，负荷增加300MW(设频率特性和原负荷一致)，请分析：系统进行一次调频时，系统频率变为多少？,课堂练习二：,由 得：由 得：,因此，此时的频率为50-0.15=49.85（Hz）,3.二次调频,系统负荷发生变化时，仅靠一次调整是不能恢复原来运行频率的，只能缓和电网频率的改变程度，即一次调整是有差的。为了使频率保持不变，需要运行人员手动地或自动地操作调频器，使发电机组的频率特性平行地上下移动，进

20、而调整负荷，使频率保持不变，这种调整负荷叫做频率的二次调整（二次调频）。保持系统频率的不变是由一次调整和二次调整共同完成的。,假定系统中只有一台发电机组向负荷供电，如图所示，正常运行时为两条特性曲线 和 的交点A，系统的频率为fN。系统的负荷增加PL0后负荷特性曲线上移为线,此时因负荷上升导致频率下降，负荷功率因其频率下降而减少PL，而发电机调速器动作而增发PG,，最终运行于B点，对应频率f1。该过程即为一次调频，显然一次调频为有差调节。,一次调频后，频率发生偏差，如偏差过大，进行二次调频，调频厂机组操作调频器让发电机再增发,则发电机有功特性曲线上移为线,运行点也随之转移到点B，此时，对应频率

21、f2，频率的偏移量为。,由图可见，系统负荷的初始增量PL0由三部分组成：式中-由二次调整得到的发电机组的功率增量（图中）-由一次调整得到的发电机组的功率增量（图中）-由负荷本身的调节效应得到的发电机组的功率增量（图中）,上式就是二次频率调整时的功率平衡方程，该式也可整理为：由上式可见，频率的二次调整并不改变系统的单位调节功率KS的数值，但是由于二次调整增加了发电机的出力，在同样频率偏移下，系统能承受的负荷变化量增加了。思考：若二次调频发电机增发的功率等于了负荷原始增量，则频率如何变化？,在图5-18中如操作调频器让发电机增发的 等于负荷增量PL0，则发电机有功特性曲线上移为线，系统将运行至C点

22、，则f2=fN，实现了频率的无差调节。,电力系统每台机组都装有调速器，在机组尚未满载时，每台机组都参加一次调频。而二次调频却不同，一般仅选定系统中的一个或几个电厂担负二次调频任务，这种电厂称为调频厂。,二次调频目前有两种方法：由总调下令各厂调整负荷。机组采用AGC方式，实现机组负荷自动调度。第1种方法反映速度慢，在调整幅度较大时，往往不能满足频率质量的要求。同时值班人员操作频繁，劳动强度大。第2种采用AGC自动调频是现代电力系统采用的调频方式。它通过装在发电厂和调度中心的自动装置随系统频率的变化自动增、减发电机的发电出力，保持系统频率在较小的范围内波动。,频率二次调节特点:在协调控制的火力发电

23、机组中，由于受能量转换过程的时间限制，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。由于二次调节的响应时间较慢，因而不能调整那些快速的负荷随机波动，但它能有效地调整分钟级及更长周期的负荷波动。,频率二次调节与其它频率调节方式的关系:由于响应时间的不同，频率二次调节不能代替频率一次调节的作用；而频率二次调节的作用开始发挥的时间，与频率一次调节的作用开始逐步失去的时间基本相当，因此，两者在时间上配合好，对系统发生较大扰动时快速恢复系统频率相当重要。,一次调频和二次调频的区别：简单的说，一次调频是发电机调速系统根据电网频率的变化，自发的进行调整机组负荷以恢复电网频率

24、；二次调频是人为(手动或自动)根据电网频率高低来调整机组负荷。频率二次调节带来的使发电机组偏离经济运行点的问题，需由频率的三次调节（负荷经济分配）来解决；同时，集中的计算机控制也为频率的三次调节提供了有效的闭环控制手段。,课堂练习三：系统的额定频率为50Hz，总装机容量为5000MW,调差系数*=5%,总负荷 4500MW，KL*=2,在额定频率下运行时增加负荷440MW(设频率特性和原负荷一致)，计算下列两种情况下的频率变化，并说明为什么？（1）所有发电机仅参加一次调频。（2）所有发电机均参加二次调频。,(1)由 得：由 得：,由于，根据,因此，所有发电机仅参加一次调频时，系统频率变化50-

25、0.2=49.8Hz。,（2）由于总装机容量5000MW,所有机组参加二次调频，所以二次调频时发电机的最大出力可以达到440MW。根据二次调频功率平衡公式：得到 因此，所有发电机均参加二次调频时，系统频恢复为50(Hz)。,4.频率的三次调整,电力系统频率三次调节的任务是经济、高效地实施功率和负荷的平衡。频率三次调节主要是针对一天中变化缓慢的持续变动负荷安排发电计划（即调峰）；以及在负荷或发电功率偏离经济运行点时，对负荷重新进行经济分配。其在频率控制中的作用主要是提高控制的经济性。,发电计划的优劣对频率二次调节的品质有重大的影响，如果发电计划与实际负荷的偏差越大，则二次调节所需的调节容量越大，

26、承担的压力越重。因此，应尽可能提高三次调节的精确。,频率三次调节要解决的问题是：以最低的开、停机成本（费用）安排机组组合，以适应日负荷的大幅度变化。在机组之间经济地分配负荷，使得发电成本（费用）最低。在地域广阔的电力系统中，需考虑发电成本（发电费用）和网损（输电费用）之和最低。,3.为预防电力系统故障时对负荷的影响，在机组之间合理地分配备用容量。4.在互联电力系统中，通过调整控制区之间的交换功率，在控制区之间经济地分配负荷。,频率三次调节的特点：频率三次调节与频率一、二次调节不同，不仅要对实际负荷的变化作出反应，更主要的是要根据预计的负荷变化，对发电功率作出安排。频率三次调节不仅要解决功率和负

27、荷的平衡问题，还要考虑成本或费用的问题，需控制的参变量更多，需要的数据更多，算法也更复杂，因此其执行周期不可能很短。,5.自动发电控制（AGC）,电力系统自动发电控制(Automatic Generation Control，缩写AGC)：原先称为“电力系统频率与有功功率的自动控制”；前苏联于1937年研制出第一个频率调整器，安装在斯维尔斯克水电厂中；二十世纪五十年代以来，各工业发达国家的电力系统通过研究和试验，相继实现了频率与有功功率的自动控制；,我国电力系统对频率和有功功率的自动控制工作开始于1957年，当时确定以东北和京津唐两大电力系统进行试点；华东电网从六十年代试验工作，1963年华东

28、电管局审查通过了“华东电力系统频率与有功功率自动控制方案”，1965年新安江水电厂全厂六台机均参与了自动调频。随着电网自动系统的引进和建设，我国电网调度自动化水平有了很大提高，已实现自动发电控制（AGC）的机组容量的比重越来越大。,自动发电控制，是能量管理系统（EMS）的重要组成部分，目前在各电网的调峰、调频工作中已起到了非常重要的作用。它是按电网控制中心的目标函数将指令发送给有关发电厂的机组，通过电厂或机组的自动控制调节装置，实行发电自动控制，从而保证发电出力与负荷平衡，保证系统频率为额定值，使净区域联络线潮流与计划相等，最小区域化运行成本。AGC控制系统构成情况如图所示。,自动发电控制（A

29、GC）,自动发电控制（AGC）系统总体结构,AGC的主要控制目标为：调整全网的发电使与负荷平衡，保持频率在正常范围内。按联络线功率偏差控制，使联络线交换功率在计划范围内。在EMS系统内，AGC作为最优潮流与安全约束、经济调度的执行环节。,AGC的基本功能包括：负荷频率控制LFC（二次调频），经济调度控制EDC（三次调频），备用容量监视RM，联络线偏差控制TBC等。AGC已有40多年历史,并在我国20多个省级电网得到应用。,AGC的控制方式1、恒定频率控制FFC：Flat Frequency Control维持系统频率恒定，独立系统、主系统2、恒定联络线交换功率控制FTC：Flat Tie-li

30、ne Control维持联络线交换功率的恒定，小系统3、联络线和频率偏差控制TBC：Tie-line and frequency Bias Control同时检测频率和联络线交换功率偏差，最常用控制方式,区域控制偏差ACE：Area Control ErrorACE=P+*f（P联络线功率偏差值，频率偏差系数，f频率偏差值）通常网调按功率及频率偏差控制（TBC）方式控制区域控制偏差（ACE）在规定范围内。,FFC,FTC,TBC,6 调频厂的选择,现代电力系统中，所有发电机组都参加频率的一次调整，少数的发电机组或发电厂承担二次调频任务，这种发电厂可称为调频厂。为了使电力系统的调峰调频达到预期效

31、果，保证系统频率运行在规定范围内，必须首先确定调频厂的选择。调频厂选择的好坏直接关系到频率的质量。,调频厂选择的原则是:具有足够的调频容量，以满足系统负荷增、减最大的负荷变量。具有足够的调整速度，以适应系统负荷增、减最快的速度需要。发电出力的调整应符合安全和经济运行的原则。在系统中所处的位置及其与系统联络通道的输送能力。即应考虑电源联络线上的交换功率是否会因调频引起过负荷跳闸或失去稳定运行，调频引起的电压波动是否在允许范围内。,省调可根据电网具体情况确定第一、第二调频厂。第一调频厂在其调频能力范围内应保持系统频率在500.1Hz以内，为此，应经常有一定的可调容量。当电网频率超过500.1Hz时

32、，第二调频厂应主动协助调整，使频率恢复至正常允许的偏差范围以内。电网内其他发电厂为频率监视厂，当频率超过500.2赫兹时，应主动参加调频，直至频率恢复至500.2赫兹以内。,主辅调频厂一般是固定不变的，只有在系统内水火电厂并存时，才会变更主调频厂。华东地区第一调频厂正常为新安江发电厂，浙江电网如与华东电网解列运行时，则可以根据电网具体情况确定第一调频电厂。华东电网内1000MW及以上的火电厂，150MW及以上的水电厂均为第二调频厂。其余各发电厂为负荷调整厂，监视电网频率，当电网频率超过500.2HZ时，协助电网调频，直至电网频率恢复至500.2HZ以内。,担任调频厂的运行人员，应认真负责监视频

33、率，保持频率正常。当调频厂将失去调频能力时，调频厂值长应立即向省调值班调度员汇报，省调值班调度员应迅速采取措施恢复其调频能力，必要时可根据当时系统接线方式和各发电厂发电出力，另行指定调频厂或采取其他调整手段。当检修或事故情况下，造成局部地区电网与主网解列时，其调频厂的选择及调频职责范围由省调确定。,在水、火电并存的电网中，一般以水电厂为主调频厂。因为水电厂的调频速度快且操作方便，调整范围大（只受发电机容量的限制），且调整出力时基本不影响水电厂的安全运行。一般1min以内即可从空载过渡到满载状态。,火电厂调频不仅受到锅炉最低出力的限制，而且汽机和锅炉出力增减速度也受汽轮机各部分热膨胀的限制，因此

34、火力发电厂的出力调整范围不大，调整速度不能过快，在50%100%额定负荷范围内，每分钟仅能上升2%5%。在大发水电季节，为了多发水电，一般由水厂带基荷，而由火电厂调频。水电厂无论是带基荷或是调频，都必须考虑防洪、航运、渔业、工业、生活用水等综合利用的要求。,原子能电厂虽可调容量较大，调整速度也不低于一般火电厂，但由于原子能电厂的运行费用低，通常都是以满负荷运行，不考虑以这类电厂调频。,进行频率二次调整时，调频厂的功率变动幅度远大于其他电厂。如调频厂不位于负荷中心，则情况可能使调频厂与系统其他部分联系的联络线上流通的功率超出允许值。这样就出现了在调整功率的同时控制联络线上流通功率的问题。,进行频

35、率二次调整时，调频厂的功率变动幅度远大于其他电厂。如调频厂不位于负荷中心，则情况可能使调频厂与系统其他部分联系的联络线上流通的功率超出允许值。这样就出现了在调整功率的同时控制联络线上流通功率的问题。,7.发电机组的有功调节要求,并网发电厂机组必须具备一次调频功能，在系统正常运行时，机组的一次调频功能必须投入运行。机组一次调频功能正常投退，应得到省调值班调度员的同意。当机组一次调频功能不能正常运行时，发电厂运行值班人员可按现场运行规定将一次调频功能退出，并立即汇报省调值班调度员。,单机容量5万千瓦及以上水电机组（含抽水蓄能机组）和单机容量12.5万千瓦及以上机组均应具有AGC功能。机组AGC功能

36、投入前必须经过由省调组织的系统调试验收。机组AGC控制模式由省调值班调度员根据系统情况确定。机组AGC功能正常投退，应得到省调值班调度员的同意。当机组发生异常或其AGC功能不能正常运行时，发电厂运行值班人员可按现场运行规定将AGC功能退出，并立即汇报省调值班调度员。设备停役检修影响机组AGC功能正常投运时，相关单位应向省调提出申请，经批准后方可进行。,各发电厂应按照日调度计划曲线、省调AGC指令接带负荷，不得自行增减出力。遇特殊情况需变更发电出力时，必须得到省调值班调度员的同意。省调值班调度员有权修改各发电厂的日调度计划曲线，并做好相应记录。各级调度、发电厂、变电站及监控中心的控制室内应装有频

37、率表和标准钟，并保证其准确性。,8.系统的备用容量,为了保证电网频率正常，在编制电网及各发电厂预调度出力计划时，应按电网要求留有必要的运行备用容量。备用容量分为旋转备用和非旋转备用。,旋转备用：是指可以随时调用的机组出力，由抽水蓄能机组、运行中的火电机组、调峰机组等担承。非旋转备用：是指能在数小时内启动并网，且能连续2小时满足下一次尖峰负荷要求的机组出力。,系统运行备用容量一般应满足系统负荷预测误差并考虑最大一台运行机组的额定容量(若区外受电单线最大输送功率分摊容量大于单机最大机组容量时，应按区外受电单线最大输送功率分摊容量考虑)。旋转备用容量一般不低于系统预测最高负荷的2。备用容量的分配应充

38、分考虑调节手段和联络通道的输送能力。,编制日调度计划时，应留有足够的备用容量。对电网运行备用容量实施在线监测。当旋转备用容量不足时，省调值班调度员应开启备用机组或向其他省（市）购买备用容量；若采取以上措施后仍不能满足系统备用容量，应立即采取相应负荷控制措施，迅速恢复备用容量至规定值。,负荷备用容量应按全网最大发电负荷的2%5%配置。装机容量在4000万kW及以上的电网，负荷备用容量应 不低于全网最大发电负荷的2%；装机容量在3000万kW4000万kW的电网，负荷备用容 量应不低于全网最大发电负荷的3%；装机容量在3000万kW及以下的电网，负荷备用容量应不低于全网最大发电负荷的4%。,9.低

39、频装置减载AFL,为加速事故处理，防止电网频率崩溃，电网应装设足够数量的自动低频减载装置。当电力系统中发生事故造成有较大的有功功率缺额时，应当迅速地断开一些不重要的用户以制止频率下降，保证系统安全稳定运行和电能质量，防止事故扩大，保证重要负荷的供电.,省调根据网调下达的低频减载分配方案编制本省自动低频减载配置方案，并于每年12月底前将下一年度配置方案下发至各市电力（业）局。各地调负责编制本地区低频减载实施方案，并督促相关单位于每年5月底前实施完毕。各地区低频减载控制负荷数量不得低于省调下达的配置计划。,对自动低频减负荷的基本要求如下：（1）当电力系统在实际可能的各种运行情况下，因故发生突然的有

40、功功率缺额后，必须能及时切除相应容量的部分负荷，使保留运行的系统部分能迅速恢复到额定频率附近继续运行，不发生频率崩溃，也不使事故后的系统频率长期悬浮于某一过高或过低数值。,对自动低频减负荷的基本要求如下：（2）自动低频减负荷的先后顺序，应按负荷的重要性进行安排。（3）宜充分利用系统的旋转备用容量，当发生使系统稳态频率只下降到不低于49.5Hz的有功功率缺额时，自动减负荷装置不动作；应避免因发生短路故障以及失去供电电源后的负荷反馈引起自动减负荷装置的误动作，但不考虑在系统失步振荡时的动作行为。,制定按频率自动减负荷方案时的几个问题：（1）最高一轮低频整定值为了当发生严重有功功率缺额时的系统频率不

41、致降低到过低的数值，按频率降低自动减负荷装置的最高一轮整定频率不宜过低。但由于机组可以长期运行于49.5Hz以上，第一轮低频起动值当然应当低于49.5Hz。同时希望，当发生一定有功功率缺额，而依靠系统的备用容量可以将频率恢复到49.5Hz及以上时，则在频率下降的全过程中，不应使按频率降低自动减负荷装置动作。,制定按频率自动减负荷方案时的几个问题：（2）各轮间的级差及轮数，从尽量减少过切负荷和抑制频率恢复时的频率过调着眼，按频率降低自动减负荷装置的各轮间频率起动值差（级差）宜略大，同时增多轮数，减少每轮所切负荷数量，特别对前几轮，最好采用动作值稳定，返回值高，动作与返回快速的数字式频率断电器作起

42、动元件，并尽可能动作于切除高压断路器。,制定按频率自动减负荷方案时的几个问题：（3）按频率降低自动减负荷装置的时延为了使按频率降低自动减负荷装置的动作反映全系统的平均频率而非所接母线的瞬时值，它的动作需要有给定的时延。这个时延，对于旧型频率继电器，还要计及频率继电器本身动作延时的问题。当装设在发电厂配出线母线附近时，一定的动作时延还可以躲开在配出线短路与切除的系统暂态过程中，产生短时频率波动引起高起动值的第一轮误动作。,制定按频率自动减负荷方案时的几个问题：（4）长延时特殊轮在一般快速的按频率降低自动减负荷后，许多系统都担心由于实际情况与设计情况不可避免的差异会产生系统频率长期悬浮于较低数值下

43、的可能，为此设置了起动频率值较高但时延很长的特殊减负荷轮，当这种情况出现时，可以再切一些负荷，以恢复系统频当系统频率到接近额定值。,制定按频率自动减负荷方案时的几个问题：（5）避免切除热电负荷前苏联对此有专门的研究。发现在低频过程中从电气上切除了这些负荷，同时也就在热力上停止了对这些负荷的供应。发电厂热功率输出减低，也就降低了发电厂输出的电功率，反而使系统有功功率缺额增大。据全苏区域发电厂组织及合理化托拉斯的数据，切除某几种同时消耗蒸气的负荷，有时可能导致热电厂电出力的降低超过所切负荷的35倍。照理，这一轮按频率降低自动减负荷装置的动作时延应当足够长，只有当系统的旋转备用（已快速切除一部分系统

44、负荷之后）已经发挥了作用还不足以恢复系统频率时才发挥作用。,假定变电站馈电母线上有多条配电线路，根据这些线路所供负荷的重要程度，分为基本级和特殊级两大类。把一般负荷的馈电线路放在基本级里，供给重要负荷的线路划在特殊级里，一般低频减负荷装置基本级可以设定五轮或八轮。,基本级：当系统发生功率严重缺额造成频率下降至第一轮的启动值且延时时限已到时，低频减负荷装置动作出口，切除第一轮的线路，此时如果频率恢复，则动作便成功。但若频率还不能恢复，说明功率仍缺额。当频率低于第二轮的整定值且第二轮的动作延时已到，则低频减负荷装置再次启动，切除第二轮的负荷。如此反复直至频率恢复正常或基本级的一至八轮的负荷全部切完

45、。,特殊级：当基本级的线路全部切除后，如果频率仍停留在较低的水平上，则经过一定的时间延时后，启动切除特殊轮负荷。基本级时限0.150.5s 特殊级时限1020s,若第i级动作之后，系统频率稳定在低于正常频率但又不足以使下一级动作的值，于是系统将长时间在低于正常频率下运行，这时需启动特殊级。,湖南省低频减载配置：容量按预计最高负荷的35%左右确定。分8个轮次：5个基本轮 3个特殊轮,各轮次动作值与延时,目前，用微机实现低频减负荷的方法大体有两种。1)采用专用的低频减负荷装置实现 这种低频减负荷装置的控制方式如前所述，将全部馈电线路分为一至八轮(也可根据用户需要设置低于八轮的)和特殊轮，然后根据系

46、统频率下降的情况去切除负荷。,2)把低频减负荷的控制分散装设在每回馈电线路的保护装置中现在微机保护装置几乎都是面向对象设置的，每回线路配一套保护装置，在线路保护装置中，增加一个测频环节，将第n轮动作的频率和延时定值，事前在某回线路的保护装置中设置好，则该回线路便属于第n轮切除的负荷。,频率异常处理及事故案例,1、处理系统低频率事故的主要方法有：调出旋转备用；迅速启动备用机组；联网系统的事故支援；必要时切除负荷（按事先制定的事故拉电序位表执行）。事故限电序位表必需经经生产调度部门审核，报本级人民政府批准后，由调度机构执行。,2、处理系统高频率运行的主要方法有：调整电源出力：对非弃水运行的水电机组

47、优先减出力，直至停机备用。对火电机组减出力至允许最小技术出力；启动抽水蓄能机组抽水运行；对弃水运行的水电机组减出力直至停机；火电机组停机备用。,3、按频率自动减负荷 系统发生突然的有功功率缺额后，主要应当依靠自动低频减负荷装置的动作，使保留运行的负荷容量能与运行中的发电容量相适应，以保持电力系统的继续安全运行，保证向重要负荷的不间断供电。,贵州电网1998.8.6频率崩溃,14时06分，220kV鸡江号线雷击多相对地闪络跳闸，与此同时，鸡场变220kV母差误动，切除了包括鸡江线在内的母线上所有断路器。致使由乌江渡水厂南送的30余万kW电源中断，贵阳地区负荷 除母差误动而被切除的12万kW铝厂负

48、荷外，还有近50万kW负荷，缺额有功电源近20%。频率降低到45HZ以下，低周减动作也不能挽回局面，最后造成贵阳地区在部分电厂停机和解列，系统瓦解，大面积停电。,贵州电网1998.8.6频率崩溃,贵州电网1998.8.6频率崩溃,事故起因：220kV鸡江号线雷击多相对地闪络跳闸。事故扩大原因：鸡场变220kV母差误动和系统安全自动装置不健全。鸡场变220kV母差误动原因：零线回线少接了一根连线，零序分量均不能畅通，通过保护的零序电流总流入量小于流出，出现了大量差差流，从而导致母差动作。,贵州电网1998.8.6频率崩溃,防范措施：做好方式计算与安排，按电力系统稳定导则和技术导则要求，加快受端网

49、络建设，保证适当的稳定储备。严格控制乌江渡电厂鸡场变双回线的南送潮流数量，使受端网络的受电与安全措施相适应。做好贵阳受电地区低频减载和保发电厂厂用电措施。加强对继电保护和安全自动装置的全过程质量管理加强鸡场变端子箱的维护及地线管理，并改进端子箱结构，以防止铝厂有害气体腐蚀。,华东电网 2003.8.29重大风险,皖北电网,皖南电网,浙江电网,福建电网,苏北电网,苏南电网,上海电网,葛南线直流极1因雷击跳闸,第一次故障。,华东电网 2003.8.29重大风险,第一次故障处理：12:57时葛南直流极1因雷击跳闸，电网瞬间失电600MW电力，负荷为50490MW，频率从50.05Hz掉到49.89H

50、z。,华东网调立即将新安江水电厂的出力从24MW增加至390MW，频率恢复至49.90Hz,华东电网“829”重大风险,皖北电网,皖南电网,浙江电网,福建电网,苏北电网,苏南电网,上海电网,肥繁5304线遭雷击跳闸,第二次故障。,葛南线直流极1因雷击跳闸,第二次故障处理：14:27时安徽境内肥繁5304线（跨长江）遭雷击跳闸，造成肥繁5305线（另一回跨长江）潮流达到1820MW，超过稳定限额2倍。当时华东负荷为49900MW，频率为49.96Hz.华东网调指令安徽省调紧急减出力,强迫停运三台机组，使5305线潮流迅速降至稳定限额要求的600MW以内，保证了皖北电网与华东主网的联系。,华东电网