基于发电单元完整模型的增益调度协调控制.pdf

第３９卷第７期电力系统保护与控制ＰｏｗｅｒＳｙｓｔｅｍＰｒｏｔｅｃｔｉｏｎａｎｄＣｏｎｔｒｏｌＶｂ１．３９ＮＯ．７Ａｐｒ．１．２０１１基于发电单元完整模型的增益调度协调控制齐辉，张凯锋，戴先中（复杂工程系统测量与控制教育部重点实验室（东南大学自动化学院），江苏南京２１００９６）摘要：分析了基于简化模型（机炉模型）设计发电单元协调控制策略的局限性，指出基于发电单元完整模型（包含锅炉、汽轮机和发电机的模型）设计协调控制策略的必要性。提出了一种新的发电单元协调控制思路，即应该权衡电网频率和发电单元本身安全程度的迫切性使用发电单元中的储能。采用增益调度控制方法设计了协调控制策略。与传统的以固定程度使用发电单元储能的协调控制策略相比，所提出的协调控制策略能根据电网运行的实际需要，及时、灵活地使用发电单元储能，从而既可以保障单元机组自身运行的安全又可以增强电网频率的控制性能。仿真结果也说明了所提出控制策略的有效性。关键词：发电单元；完整模型；增益调度特性；协调控制；频率控制Ｇａｉｎｓｃｈｅｄｕｌｅｄｃｏｏｒｄｉｎａｔｅｄｃｏｎｔｒｏｌｂａｓｅｄｏｎｔｈｅｉｎｔｅｇｒａｌｍｏｄｅｌｏｆｇｅｎｅｒａｔｉｎｇｕｎｉｔ—ＱｉＨｕｉ，ＺＨＡＮＧＫａｉｆｅｎｇ，ＤＡＩＸｉａｎ－ｚｈｏｎｇ（ＫｅｙＬａｂｏｒａｔｏｒｙｏｆＭｅａｓｕｒｅｍｅｎｔａｎｄＣｏｎｔｒｏｌｏｆＣＳＥ，ＭｉｎｉｓｔｒｙｏｆＥｄｕｃａｔｉｏｎ，ＳｃｈｏｏｌｏｆＡｕｔｏｍａｔｉｏｎ，ＳｏｕｔｈｅａｓｔＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，Ｎａｎｊｉｎｇ２１００９６，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅｌｉｍｉｔａｔｉｏｎｏｆｔｒａｄｉｔｉｏｎａｌｃｏｏｒｄｉｎａｔｅｄｃｏｎｔｒｏｌｍｅｔｈｏｄｓｏｆｇｅｎｅｒａｔｉｎｇｕｎｉｔｂａｓｅｄｏｎｓｉｍｐｌｉｆｉｅｄｍｏｄｅｌ（ｂｏｉｌｅｒ－ｔｕｒｂｉｎｅｍｏｄｅ１）ｉｓａｎａｌｙｚｅｄ．Ｔｈｅｎｅｃｅｓｓｉｔｙｏｆｕｓｉｎｇｉｎｔｅｇｒａｌｍｏｄｅｌｏｆｇｅｎｅｒａｔｉｎｇｕｎｉｔ（ｂｏｉｌｅｒ－ｔｕｒｂｉｎｅ・ｇｅｎｅｒａｔｏｒｍｏｄｅ１）ｔｏｄｅｓｉｇｎｃｏｏｒｄｉｎａｔｅｄｃｏｎｔｒｏｌｍｅｔｈｏｄｓｉｓｐｏｉｎｔｅｄｏｕｔ．Ａｎｏｖｅｌｃｏｏｒｄｉｎａｔｅｄｃｏｎｔｒｏｌｉｄｅａｉｓｐｒｏｐｏｓｅｄ，ｔｈａｔｉｓｗｅｉｇｈｉｎｇｕｒｇｅｎｃｙｏｆｔｈｅｓａｆｅｔｙｄｅｇｒｅｅｂｅｔｗｅｅｎｇｒｉｄｆｒｅｑｕｅｎｃｙａｎｄｔｈａｔｏｆｇｅｎｅｒａｔｉｎｇｕｎｉｔｗｈｅｎｕｓｉｎｇｔｈｅｅｎｅｒｇｙｓｔｏｒａｇｅｏｆｇｅｎｅｒａｔｉｎｇｕｎｉｔ．Ａｎｄａｎｅｗｃｏｏｒｄｉｎａｔｅｄｃｏｎｔｒｏｌｍｅｔｈｏｄｗｉｔｈｇａｉｎｓｃｈｅｄｕｌｅｄｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｉｓｐｒｏｐｏｓｅｄ．Ｔｈｅｐｒｏｐｏｓｅｄｍｅｔｈｏｄｃａｎｕｓｅｔｈｅｅｎｅｒｇｙｓｔｏｒａｇｅｔｉｍｅｌｙａｎｄｆｌｅｘｉｂｌｙａｃｃｏｒｄｉｎｇｔｏｔｈｅｎｅｅｄｏｆｒｅａｌｇｒｉｄ，ｗｈｉｌｅｔｈｅｔｒａｄｉｔｉｏｎａｌｃｏｏｒｄｉｎａｔｅｄｍｅｔｈｏｄｓｊｕｓｔｕｓｅｔｈｅｅｎｅｒｇｙｓｔｏｒａｇｅｗｉｔｈｕｎｃｈａｎｇｅａｂｌｅｄｅｇｒｅｅ．Ｔｈｕｓ，ｔｈｅｐｒｏｐｏｓｅｄｍｅｔｈｏｄｃａｎｎｏｔｏｎｌｙｇｕａｒａｎｔｅｅｔｈｅｏｐｅｒａｔｉｎｇｓａｆｅｔｙｏｆｇｅｎｅｒａｔｉｎｇｕｎｉｔｂｕｔａｌｓｏｅｎｈａｎｃｅｔｈｅｃｏｎｔｒｏｌｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅｏｆｇｒｉｄｆｒｅｑｕｅｎｃｙ．Ｔｈｅｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｒｅｓｕｌｔｓａｌｓｏｄｅｍｏｎｓｔｒａｔｅｔｈｅｖａｌｉｄｉｔｙｏｆｔｈｅｐｒｏｐｏｓｅｄｍｅｔｈｏｄ．ＴｈｉｓｗｏｒｋｉｓｓｕｐｐｏｒｔｅｄｂｙＮａｔｉｏｎａｌＮａｔｕｒａｌＳｃｉｅｎｃｅＦｏｕｎｄａｔｉｏｎｏｆＣｈｉｎａ（Ｎｏ．５０５０７００２ａｎｄＮｏ．６０９７４０３６）．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｇｅｎｅｒａｔｉｎｇｕｎｉｔ；ｉｎｔｅｇｒａｌｍｏｄｅｌ；ｇａｉｎｓｃｈｅｄｕｌｅｄｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃ；ｃｏｏｒｄｉｎａｔｅｄｃｏｎｔｒｏｌ；ｆｒｅｑｕｅｎｃｙｃｏｎｔｒｏｌ中图分类号：ＴＫ２７３文献标识码：Ａ——文章编号：１６７４．３４１５（２０１１）０７０００１０７０引言火力发电单元协调控制作为单元机组的主控系统，对于单元机组运行的安全性、调节响应的快速性，以及机组参与调峰、调频的能力都有重要影响。目前大多数协调控制策略都是基于发电单元简化模型（机炉模型）设计，发电机的动态过程被忽略。发电单元模型简化的前提是假设汽轮机输出的机械功率与发电机输出的电磁功率相等，不考虑发电机转速的变化。该假设在电力系统稳定运行时尚可接基金项目：国家自然科学基金项目（５０５０７００２，６０９７４０３６）；“”十一五国家科技支撑计划重大项目（２００８ＢＡＡ１３Ｂ０６）受，但在电力系统紧急状态下，发电机与电网之间的动态能量交换较大，汽轮机输出的机械功率与发电机输出的电磁功率之间相差较大，上述假设将不再成立。此时，应考虑发电机环节的动态性能，有必要基于发电单元完整模型（即机炉电模型，包括锅炉、汽轮机和发电机的模型）设计协调控制策略。目前基于简化模型设计的协调控制策略主要分为两类：一类是在机跟炉或炉跟机控制模式基础上改进的协调控制策略［１－２］；另一类是采用一些先进控制方法设计的协调控制策略Ｊ。这些协调控制方法“”存在一些不足：１）由于忽略了发电机环节，割裂了发电单元和电网及其他发电单元之间的相互联系，因此就只能考虑孤立系统而非实际多机系统的２．电力系统保护与控制运行工况；２）无论电网运行工况发生何种变化，发电单元均只能按照事先设计好的、固定的协调程度使用储能，调节有功出力的变化速度，导致在电力系统紧急状态时难以充分发挥发电单元参与电网调频的能力。针对以上问题，本文基于发电单元完整模型提出了新的协调控制思路，即应该权衡电网频率的安全程度（即系统频率的变化）和发电单元自身的安全程度（即主汽压力的波动），根据两者安全的迫切性合理使用发电单元自身的储能。在此基础上设计了具有增益调度特性的协调控制策略。该控制策略考虑了发电机具有感知电网频率偏差严重程度的特性，故可以根据发电机频率的变化动态改变协调控制的侧重点，发挥了发电单元使用储能的灵活性，在紧急状态下能够以较小的代价提高电力系统频率的控制性能。１基于简化模型设计协调控制策略的局限性火力发电单元通常由锅炉、汽轮机、发电机组成，其结构示意图如图１所示。在发电单元运行过程中，锅炉、汽轮机、发电机共同完成上层调度的指令，适应外部负荷的变化，同时也要共同保证内部关键物理量的稳定，例如机组转速和主蒸汽压力是单元机组安全稳定运行的关键变量。竺ＰＥ电网及其他发电单一发电单元简化模型’元、负（机炉模型）荷等、发电单元完整模型图１发电单元结构示意图Ｆｉｇ．１Ｄｉａｇｒａｍｏｆｇｅｎｅｒａｔｉｎｇｕｎｉｔｓｔｒｕｃｔｕｒｅ多数发电单元在设计协调控制策略时，均不考虑电网负荷变化对发电机组的影响，只是在保证主汽压力平稳的同时，响应上层调度的有功指令。此种考虑适用于平稳运行工况，此时发电机将从汽轮机处得到的机械功率转换为电磁功率，整个过程很快，转速波动很小，因此目前研究采用的假设是认为汽轮机输出的机械功率ＰＭ与发电机向电网输送的电磁功率相等。由于该假设忽略了发电机环节的动态特性，发电单元协调控制目标中的电磁功率ＰＥ就被机械功率尸Ｍ替代。通常火力发电单元运行包括炉跟机、机跟炉、以及机炉协调运行方式。炉跟机运行方式，意味着“”按需调节，汽轮机以满足能量需求（上层指令或外界负荷需求）为控制目标，需要多少就供给多少；“”机跟炉运行方式意味着按供调节，锅炉在不超过其能量供应能力的约束下能供多少就供多少。现有的协调控制策略本质上是炉跟机与机跟炉运行方式的折衷，互相向对方靠拢的结果。例如文献［２】就提“”出柔性控制的概念，并给出一个定量描述折衷——程度的参数协调度。不过，此类控制策略都是“”针对一个孤立系统进行分析设计，原则上是在压力波动的平稳性和机组出力的快速性之间折衷，牺牲一方性能来换取另一方性能的改善，其物理本质是以何种程度使用锅炉侧储能的问题。整体上，基于简化模型的协调控制策略均存在以下共同缺陷：１）发电单元简化模型由于忽略了发电机环节，“”割裂了发电单元和电网及其他元件之间的相互联系，从而将实际多机电力系统中的发电单元作为一个孤立的系统进行分析并设计协调控制策略。这一点和实际情况不完全符合。因此基于简化模型设计的协调控制策略无法对电网负荷变化做出及时、必要的响应。２）单元机组的协调控制策略没有考虑电网频率运行的安全需要。单元机组在满足有功指令过程中，以牺牲机组出力的调节速度来满足单元机组压力控制的需要，按照预先设定的、固定的模式使用储能，忽略了电网侧对单元机组出力变化速度的客观要求。即使电网侧负荷变化对发电单元机组有功需求非常迫切，发电单元仍按照预先设计好的、固定的协调方式调节有功出力的速度。鉴于此，本文认为有必要采用发电单元完整模型（包含锅炉、汽轮机和发电机的模型），针对电网运行工况的变化，设计能够更加灵活使用发电单元储能的协调控制策略。２新的协调控制思路的提出众所周知，电力系统规模庞大，其运行工况多样而复杂。当电源跳闸或负荷突然增大时，由于发电单元提供的总机械功率和电网负荷之间的严重不平衡，会引起系统频率突然大范围的下降。如果系统备用容量不足或不及时采取措施，频率将进一步下降，导致低频切负荷装置的启动，甚至发生频率崩溃。“”由于简化模型无法感知电网侧有功失衡的严重程度，传统协调控制策略仅注重正常运行工况下压力波动和有功调节速度两者性能的兼顾由于传统协调控制策略对于不同运行工况中被控目标动态性能（在何种情况下希望压力波动平稳，何种情况下希望有功调节速度快）没有提出明确的要求，因此对发电单元在紧急状态下如何合理使用自身储齐辉，等基于发电单元完整模型的增益调度协调控制一３－能也没有给予足够的关注。“”从高频切机，低频切负荷这一电网自动安全装置的整定原则中，可知电网频率的安全对整个电力系统极其重要，有较高的优先级。因此，若电网频率偏差超出安全运行范围，发电单元协调控制策略就不应再以机炉调节过程中的动态品质（如压力波动尽量平稳）作为协调控制的侧重点，而应该在单元机组可承受的安全范围内尽快使用储能，加快其有功出力调节速度，为恢复电网有功的平衡做出尽可能大的贡献，以防止电网频率进一步恶化，缩短电网频率超出安全范围的运行时间，尽量避免触发电网自动安全装置的动作。反之，若电力系统频率运行在安全范围内，对发电单元有功调节速度就不需再有特殊要求，而是应侧重于发电单元自身的安全稳定运行，以合适的速度使用储能，控制压力波动偏差。因此，对于同样一个有功增量指令，在电力系统紧急状态下（如区域有功失衡）和正常状态下（如区域有功的经济分配），对发电单元的有功出力调节速度应该有明确的、不同的要求，在设计协调控制策略时应给予足够的重视。目前电力系统中均使用同步发电机。在电力系统紧急状态下，发电机转子转速和电网频率的变化“是同向的，这一物理特性使得发电机环节可以感”知电网频率运行的安全程度。在发电单元协调控制策略设计中，如同将压力波动视为单元机组安全运行的参考量一样，应将发电机转速视为电网频率安全运行的参考量，应权衡单元机组自身安全和电网频率安全，根据需求的迫切性使用发电单元储能以更符合实际运行的需要。由此可见，在不同的运行工况下，协调控制原则并非是使压力波动越平稳越好。发电单元内部储能的利用程度应该是随着运行工况的变化而变化，在权衡单元机组自身安全和电网频率安全的情况下根据需求改变机组出力的调节速度：在电网频率偏差较大时（即电网有功失衡严重时），协调控制策略应侧重机组有功出力的调节速度，最大限度使用单元机组储能；在电网频率偏差较小时，协调控制策略则侧重于单元机组自身的运行安全，合理使用储能，兼顾压力波动的平稳性。因此，本文认为发电单元的协调原则应该是在单元机组安全和电网频率“”“”安全两者之间折衷，而且这种折衷的方式应该随着运行工况的变化而变化。３具有增益调度特性的协调控制策略的设计３．１发电单元完整模型发电单元完整模型中包括了发电机的动态过程，发电机将汽轮机提供的机械能转化为电磁能供给电网负荷。其中发电机转子转速与电网频率密切相关，忽略阻尼的发电机转子状态方程如式（１）所示，其中乃是转子惯性时间常数。去（尸Ｍ一）（１）在电力系统紧急状态中，发电单元机组机械功率与其承担负荷两者之间变化速度的差异导致转子方程中尸Ｍ和之间存在不平衡（例如持续大于ＰＭ），转子转速就会持续下降，此时发电单元的有功调节装置就会动作，增加直到和一致。由此可见，基于发电单元简化模型设计协调控制策略，本质上是将发电单元作为一个孤立的系统“进行分析，只能反映发电单元接受有功指令后汽”轮机提供多少能量，不能反映电力系统紧急状态下“区域有功失衡，负荷快速变化向发电单元机组强”行索取能量（来自发电机的旋转动能）的情况。发电单元机组在紧急状态下供给电网的电磁功率ＰＥ与来自汽轮机的机械功率尸Ｍ之间会存在明显差异，显然不可再用尸Ｍ近似替代尸Ｅ。因此，将电磁功率作为协调控制目标之一，并针对多种运行工况设计协调控制策略，使用发电单元完整模型是非常必要的。发电单元完整模型的状态方程如式（２）所示。面砉｛＿［＋（／ｑ一），ｄ¨一＋俐１Ｒ＋（１一ｃ）】（２）戽＝Ｃｎ瓜一１…专一÷而＝－￣Ｄ。＋去Ｂ式（２）对应的结构示意图如图２所示。图２中，为单位时间进入锅炉的燃料；为锅炉燃烧和传热时间常数：Ｄｏ为单位时间锅炉受热面的有效吸热量；ＤＤ为单位时间进入蒸气管道的蒸气流量；Ｃｂ为锅炉汽包的蓄热系数；ＰＤ为蒸气管道入口蒸气压力（汽包压力）；ＰＴ为蒸气管道出口压力（汽轮机的主蒸汽压力）；Ｄ为单位时间进入汽轮机的蒸气流量；Ｃｎ为蒸气管道的蓄热系数；为．ｄ．电力系统保护与控制汽门开度；ＴＨ为高压缸时间常数；为中低压缸时间常数；为ｑ轴暂态电势；尸Ｍ为机械功率；为电磁功率；为发电机转子转速；为发电机功角；为电网频率。图２发电单元完整模型框图Ｆｉｇ．２Ｄｉａｇｒａｍｏｆｇｅｎｅｒａｔｉｎｇｕｎｉｔｉｎｔｅｇｒａｌｍｏｄｅｌ３．２增益调度控制方法简介为了适应电力系统多种运行工况的不同需求，本文采用了具有增益调度特性的控制方法。增益调度控制是具有自适应特性的一种控制方法，可以根据工况变化自动调节控制器参数。由于其结构简单，调节方便，便于理解和实现，在面临多种运行工况或过程参数变化，以及非线性系统中，均得到了广泛应用［９ｑｏ】。增益调度控制策略的设计步骤如下：首先针对各种典型运行工况，事先设计一组控制器（或控制器参数），再由反映运行工况特性的调度变量动态选取控制器（或调节控制参数）。该控制方法的关键是选择可以反映运行工况变化的合适调度变量。３．３协调控制策略的设计本文提出的具有增益调度特性的协调度参数主要包括两个部分：一是针对平稳运行工况下基准协调度，另一个是可以反映运行工况变化的调整因子。当系统处于平稳运行工况，机组协调控制在基准协调度的基础上运行：当工况发生变化时，调整因子在基准协调度的基础上改变协调度参数的大小，对应改变使用储能的速度。由于发电机转速偏差可以反映系统频率安全程度，因此将其作为调度变量。具体设计步骤如下：１）基准协调度的选取在电网平稳运行工况下，根据工程设计需求，以有功调节过程中不出现超调为依据，测试得到单元机组正常运行时的基准协调度。该协调度可以理解为使用发电单元自身储能速度的量化参数，其反映了发电单元协调控制在平稳运行工况下对机跟炉和炉根机运行模式特性的折衷，如图３所示。基准协调度机跟炉Ｋ＝０图３协调特性示意图Ｆｉｇ．３Ｄｉａｇｒａｍｏｆｃｏｏｒｄｉｎａｔｅｄｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃ炉跟机＝ｌ２）调整因子的构造一般认为电网频率偏离额定频率０．２Ｈｚ以内是安全运行范围，介于０，２￣０．５Ｈｚ之间是异常运行范围，超出０．５Ｈｚ属于紧急状态范围。电网安全自动装置的整定原则是若电网频率低于０．５Ｈｚ运行一定“”时间，将依据高频切机，低频切负荷启动相关保护装置。根据这个原则，本文将调整因子设为＝（１一）。由以上两部分组成具有增益调度特性，根据发电机转速的变化可动态调整的协调度参数：Ａｆ＞０．５Ｈｚ０．２Ｈｚａｆ０．５Ｈｚ（３）＜０．２Ｈｚ其中：ｚｘｆ＝５０一；ｆ为发电机频率：ｃｏ为发电机Ｚ兀转速。从式（３）可知，若发电机频率偏差在０．２Ｈｚ以内，则发电单元按照预先选取的基准协调度实现协调控制，以固定的速度使用机组的储能；若频率偏差介于０．２～０．５Ｈｚ之间，随着频率偏差的不断增大，说明电网对于发电机组协调控制中有功出力调节速度的要求不断提高，发电单元的协调控制应该向炉跟机控制模式变化，加快使用储能的速度；若一＋。齐辉，等基于发电单元完整模型的增益调度协调控制一５・频率偏差超过０．５Ｈｚ，则协调控制完全转变为炉跟机控制模式，最大限度地使用储能。由此可见，通过引入调整因子，所设计的协调控制策略能够随着电网频率偏差的变化，即外界负荷需求迫切程度的变化，改变使用发电单元储能的速度，其框图如图４所示。图中ＰＩＤＩ和ＰＩＤ２分别是燃料和汽门控制器，以消除各自指令的稳态偏差。ＡＰ，锅炉汽轮机发电机ＪＰ——最厂’调层ｉ新型协调控制器图４具有增益特性的协调控制策略框图Ｆｉｇ．４Ｄｉａｇｒａｍｏｆｃｏｏｒｄｉｎ￣ｅｄｃｏｎｔｒｏｌｓｔｒａｔｅｇｙｗｉｔｈｇａｉｎｓｃｈｅｄｕｌｅｄｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃ３）ＰＩＤ控制器的设计本文采用工程中应用广泛的稳定边界法（Ｚｉｅｇｌｅｒ．Ｎｉｃｈｏｌｓ方法）设计ＰＩＤ控制器参数，同时明确考虑了被控对象的物理特性。由于锅炉侧通道是大惯性环节，且具有很好的低通滤波特性，所以需要加大微分环节的作用，即应设置为ＰＩＤ控制器。由于汽轮机组侧通道具有带通滤波特性，所以需要引入适当的积分环节，同时无需微分环节，即应设置为ＰＩ控制器，其中的Ｉ应较大。具体的参数确定步骤如下【ＪＩ】：ａ）将纯比例控制器Ｐ接入到闭环控制系统；ｂ）逐渐增加比例系数，直到闭环系统出现等幅振荡；Ｃ）确定临界增益和临界周期；ｄ）按照Ｚｉｅｇｌｅｒ－Ｎｉｃｈｏｌｓ整定规则得到ＰＩＤ控制器参数。从图４中可以看出，新型协调控制器由协调层和底层ＰＩＤ两部分组成。该两部分的分工为：协调层通过增益的动态变化应对不同运行工况下的不同需求；底层ＰＩＤ针对具体环节的物理特性做出调节。与传统协调控制策略相比，这种具有增益特性的协调控制策略，能够根据实际运行工况变化的需要，权衡电网频率和发电单元自身运行安全程度，对发电单元有功出力调节的快速性以及压力波动的平稳性给予灵活必要的取舍：当频率下降幅度较大时，以有功出力调节的快速性为主；当频率下降幅度较小时，以兼顾压力波动的平稳性为主。这种根据实际运行需要使用发电单元储能，适时改变有功出力调节速度，能够以较小的代价达到提高电网频率安全性的目的。４仿真仿真研究中采用以下必要的假设：１）锅炉系统燃烧，给水和给风正常；２）忽略励磁系统的动态过程。仿真采用２机系统，其结构如图５所示，机组１为分析设计协调控制策略的对象。＝＝图５系统结构示意图Ｆｉｇ．５Ｄｉａｇｒａｍｏｆｐｏｗｅｒｓｙｓｔｅｍｓｔｒｕｃｔｕｒｅ发电单元机组１的模型如图２所示，其中锅炉、汽轮机相关参数见文献［１２］，发电机相关参数见文献［１３１，发电单元机组１、２的有功出力初值是４５０ＭＷ，电网中总的负荷是９００Ｍｗ（负荷假设为纯电阻性负荷）。机组１、２的燃料、汽门的初值分别为Ｂｏ－－０．９Ｐ．ｕ（标么值），ｏ＝０．９Ｐ．Ｕ．，其内部状态的初始值为尸Ｄ０＝１８．９７ＭＰａ，尸Ｔｏ＝１６．１８ＭＰａ。在按照稳定边界法整定ＰＩＤ控制器参数过程中，明确考虑了被控系统的物理特性，最终确认的燃料调节器ＰＩＤ１参数是：Ｐ＝０．００８，／－０．００００２４，Ｄ＝０．１５；汽门调节器ＰＩＤ２的参数是：Ｐ＝０．０３，／＝０．００００７（由于控制器输入是有名值，输出是标么值，故控制器参数数量级很小）。运行工况：机组２在１０Ｓ时出现故障，出力快速降低（由４５０Ｍｗ降至４００ＭＷ），对于被研究的机组１，其承担的负荷以同样的速度快速增加；上“”层调度感知到发电单元总的有功机械出力与电网负荷之问的不平衡情况后，为维持系统稳定运行，３０Ｓ后给机组１下达增发有功的指令，由４５０ＭＷ增加到５００Ｍｗ，同时让机组２维持４００Ｍｗ的出力继续保持运行。按照文献［２】的思路，将机组１的基准协调度选为０．６。仿真结果如图６～图９所示。为了有效地凸显本文所提出的新型协调控制策略的优势，这里暂没有考虑相关保护装置的作用。．６．电力系统保护与控制０５００１０００１５００２０００ｔ｝昙图６协调度的变化Ｆｉｇ．６Ｃｈａｎｇｅｓｏｆｃｏｏｒｄｉｎａｔｅｄｄｅｇｒｅｅ０５００１０００１５００２０００ｓ图７压力仿真结果Ｆｉｇ．７Ｐｒｅｓｓｕｒｅｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｒｅｓｕｌｔｓ５２５１５０４９４８４７４６ｔ／ｓ图８有功仿真结果Ｆｉｇ．８Ｐｏｗｅｒｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｒｅｓｕｌｔｓ由图６和图９可知，在紧急状态下，当系统频率下降幅度逐渐增大时，传统协调控制策略由于采用机炉模型，即使电网侧有功失衡程度很严重，仍按照正常情况下设定的协调度使用其内部储能；而有调度增益特性的协调控制策略会随着频率偏差的增大，调整协调度参数，使协调控制模式向炉跟机模式变化，以至于在紧急状态初期由于频率偏差较大，协调控制模式完全转变为炉跟机模式（协调度为１）。当电网频率偏差恢复到允许范围内后，协调度逐渐恢复到正常运行情况下事先设定的值。由图７可知，传统协调控制下压力波动较小，因为其是有限使用发电单元储能；而新型协调控制下压力在紧急状态的初始阶段波动幅度较大，因为此时是最大限度地使用储能。虽然对应炉跟机模式下的压力波动较大，但是仍在发电单元安全运行可以承受的范围内。从图８可以看出，在新型控制策略下，单元机组的有功出力调节特性明显加快，机组参与调频的能力增强，因此图９中系统频率的动态性能得到显著改善。为了和实际现实情况相一致，接下来将在仿真中考虑保护装置的动作。当系统频率低于４８Ｈｚ时，低频切负荷自动保护装置按照整定原则将动作，切除５０ｗＭ的负荷；当频率恢复到额定值附近时，分别在仿真时间９０Ｓ和２８０Ｓ先后分别将２５Ｗ／ｖｌ的负荷恢复与系统相连。仿真结果如图１０所示。ｔ｝ｓ图１０频率仿真结果（考虑保护装置）Ｆｉｇ．１０Ｆｒｅｑｕｅｎｃｙｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｒｅｓｕｌｔｓ（ｗｉｔｈｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎｄｅｖｉｃｅ）由图１０可以看出，当考虑切负荷自动保护装置动作时，传统协调控制作用下的系统频率动态特性得到了明显的改善。需要强调的是，其对应付出的代价是负荷供电可靠性的降低（其中一个２５ＷＭ的负荷失去供电近５ｍｉｎ）。由于新型协调控制能够及时使用发电单元的储能，避免了频率过度下降触发切负荷自动保护装置的动作。同时需要说明的是，在频率恶化的情况下，新型协调控制根据运行工况的变化，在阶段调节时间内以炉根机的极端模式运行，其汽包压力的波动幅度等均在单元机组可承受的安全范围内。５结论电力系统紧急状态对发电单元协调控制的需求８４０６２“彻日星Ｒ齐辉，等基于发电单元完整模型的增益调度协调控制－７一与常规平稳运行状态不同，因此适用于常规平稳运行状态的简化机炉模型不再能够符合要求，而应基［８］于发电单元完整模型（包含锅炉、汽轮机和发电机的模型）分析和设计协调控制策略。同时，在设计协调控制策略时，应权衡发电单元自身安全和电网频率安全。本文设计了具有增益调度特性的协调控制策略，能够根据运行工况的变化灵活使用发电单元自身储能，满足实际电力系统安全运行的需要，增强了电网频率的控制性能。…参考文献［１］林文孚，胡燕．单元机组自动控制技术［Ｍ］．北京：中国电力出版社，２００４．—ＬＩＮＷｅｎｆｕ，ＨＵＹａｎ．Ｐｏｗｅｒｕｎｉｔａｕｔｏｍａｔｉｏｎｃｏｎｔｒｏｌｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ［Ｍ］．Ｂｅｉｊｉｎｇ：ＣｈｉｎａＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒＰｒｅｓｓ，２００４．［２３于达仁，翁一武，王仲奇．火电单元机组的柔性控制ｆＪ］．［１０］—中国电机工程学报，２００２，２２（７）：１２９１３３．——ＹＵＤａ－ｒｅｎ，ＷＥＮＧＹｉｗｕ，ＷＡＮＧＺｈｏｎｇｑｉ．Ａｓｔｕｄｙｏｎｆｌｅｘｉｂｌｅｃｏｎｔｒｏｌｍｅｔｈｏｄｆｏｒａｂｏｉｌｅｒ－ｔｕｒｂｉｎｅｕｎｉｔｓ［Ｊ］．ＰｒｏｃｅｅｄｉｎｇｓｏｆｔｈｅＣＳＥＥ，２００２，２２（７）：１２９－１３３．［３］周良松，彭波，夏成军．一个实用的电力系统分层决［１１］—策稳定控制系统［Ｊ］．继电器，２０００，２８（４）：１６１９．ＺＨＯＵＬｉａｎｇ－ｓｏｎｇ，ＰＥＮＧＢｏ，ＸＩＡＣｈｅｎｇ￣ｕｎ．Ｓｔｕｄｙｏｎ—ｎｅｗｔｒａｎｓｉｅｎｔｓｔａｂｉｌｉｔｙｃｏｎｔｒｏｌｐａＲｅｒｎｗｉｔｈｏｎｌｉｎｅ—ｈｉｅｒａｒｃｈｉｃａｌｄｅｃｉｓｉｏｎｍａｋｉｎｇａｎｄｃｏｎｔｒｏｌ［Ｊ］．Ｒｅｌａｙ，２０００，—２８（４）：１６１９．１４ＪＳａｎｄｏｒＪ．ＷｉｌｌｉａｍｓｏｎＤ．Ｏｐｔｉｍａｌｎｏｎｌｉｎｅａｒｃｏｎｔｒｏｌｔｈｅｏｒｙｗｉｔｈａｐｐｈｃａｔｉｏｎｓｔｏｂｏｉｌｅｒ－ｔｎｒｂｈｔｅｃｏｎｔｒｏｌ［Ｃ］．／／ＰｒｏｃｅｅｄｉｎｇｓＩＦＡＣＳｙｍｐｏｓｉｕｍＡｕｔｏｍａｔｉｃＣｏｎｔｒｏｌａｎｄ—ＰｒｏｔｅｃｔｉｏｎｏｆＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒＳｙｓｔｅｍｓ．１９７７：８５８８．［５］沈炯，金林，陈来九．火电单元机组负荷最优预见控制系统仿真研究［Ｊ】．中国电机工程学报，１９９９，１９（３）：１４．１８．ＳＨＥＮＪｉｏｎｇ，ＪＩＮＬｉｎ，ＣＨＥＮＬａｉ－ｊｉｕ．Ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｓｔｕｄｙｏｎｌｏａｄｐｒｅｖｉｅｗｃｏｎｔｒｏｌｓｙｓｔｅｍｏｎａｔｈｅｒｍａｌｐｏｗｅｒｕｎｉｔｓ［Ｊ］．ＰｒｏｃｅｅｄｉｎｇｓｏｆｔｈｅＣＳＥＥ，ｌ９９９，ｌ９（３）：１４．１８．［６］李益国，沈炯，吕震中．基于ＬＭＩ的鲁棒负荷预见控制方法［Ｊ］．中国电机工程学报，２００３，２３（１２）：２１３．２１７．——ＬＩＹｉｇｕｏ，ＳＨＥＮＪｉｏｎｇ，ＬｔｉＺｈｅｎｚｈｏｎｇ．ＡｓｔｕｄｙｏｎｒｏｂｕｓｔｌｏａｄｐｒｅｖｉｅｗｃｏｎｔｒｏｌｍｅｔｈｏｄｖｉａＬＭＩ［Ｊ］．ＰｒｏｃｅｅｄｉｎｇｓｏｆｔｈｅＣＳＥＥ，２００３，２３（１２）：２１３－２１７．［７］罗毅，田涛，杨志远，等．具有可调增益前移的自适应预估控制及其在电厂ＤＣＳ中的应用［Ｊ］．中国电机工程学报，２０００，２０（１０）：８４。８８．ＬＵ０Ｙｉ，ＴＩＡＮＴａｏ，ＹＡＮＧＺｈｉ．ｙｕａｎ，ｅｔａ１．ＡｄａｐｔｉｖｅｐｒｅｄｉｃｔｉｖｅｃｏｎｔｒｏｌｌｅｒｗｉｔｈｃｏｎｔｒｏｌｌａｂｌｅｇａｉｎａｈｅａｄａｎｄｉｔｓａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｓｔｏＤＣＳｉｎｐｏｗｅｒｐｌａｎｔｓ［Ｊ］．Ｐｒｏｃｅｅｄｉｎｇｓｏｆ［１２３［１３］ｔｈｅＣＳＥＥ，２０００，２０（１０）：８４－８８．柴天佑，刘红波，张晶涛，等．基于模糊推理和自适应控制的协调控制系统设计新方法及其应用［Ｊ］＿中国电机工程学报，２０００，２０（４）：１４－１８．—ＣＨＡＩＴｉａｎ－ｙｏｕ，ＬＩＵＨｏｎｇ－ｂｏ，ＺＨＡＮＧＪｉｎｇｔａｏ，ｅｔａ１．Ｎｏｖｅｌｄｅｓｉｇｎｍｅｔｈｏｄｆｏｒｔｈｅｃｏｏｒｄｉｎａｔｅｄｃｏｎｔｒｏｌｓｙｓｔｅｍｂａｓｅｄｏｎｆｕｚｚｙｒｅａｓｏｎｉｎｇａｎｄａｄａｐｔｉｖｅｃｏｎｔｒｏｌａｎｄｉｔｓａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ［Ｊ］．ＰｒｏｃｅｅｄｉｎｇｓｏｆｔｈｅＣＳＥＥ，２０００，２０（４）：１４．１８．涂振祥．多喷嘴冲击式大型水轮机组的调速器控制与特殊工况运行问题研究［Ｊ］．电力系统保护与控制，—２００９，３７（１６）：１６１９．—ＴＵＺｈｅｎｘｉａｎｇ．Ｓｔｕｄｙｏｎｔｈｅｓｐｅｅｄｇｏｖｅｒｎｏｒｃｏｎｔｒｏｌａｎｄｓｐｅｃｉａｌｏｐｅｒａｔｉｏｎｉｓｓｕｅｓｏｆｌａｒｇｅ－ｓｉｚｅｍｕｌｔｉ－ｊｅｔｐｒｏｊｅｃｔｉｌｅｈｙｄｒｏ－ｔｕｒｂｉｎｅｕｎｉｔ［Ｊ］．ＰｏｗｅｒＳｙｓｔｅｍＰｒｏｔｅｃｔｉｏｎａｎｄ—Ｃｏｎｔｒｏｌ，２００９，３７（１６）：１６１９．杜继伟，毕伟东，王奔．三相有源电力滤波器的灰色—变结构控制器设计［Ｊ］．继电器，２００６，３４（６）：４９５２．ＤＵＪｉ－ｗｅｉ，ＢＩＷｅｉ－ｄｏｎｇ，ＷＡＮＧＢｅｎ．Ｄｅｓｉｇｎｏｆｇｒｅｙ—ｖａｒｉａｂｌｅｓｔｒｕｃｔｕｒｅｃｏｎｔｒｏｌｌｅｒｆｏｒｔｈｒｅｅｐｈａｓｅａｃｔｉｖｅｐｏｗｅｒ—ｆｉｌｔｅｒ［Ｊ］．Ｒｅｌａｙ，２００６，３４（６）：４９５２．刘红波，李少远，柴天佑．协调控制系统多变量ＰＩＤ控制器的自整定方法［Ｊ］．自动化仪表，２００３，２４（６）：１０．１５．—ＬＩＵＨｏｎｇｂｏ，ＬＩＳｈａｏ－ｙｕａｎ，ＣＨＡＩＴｉａｎ－ｙｏｕ．ＳｅｌｇｔｕｎｉｎｇｍｅｔｈｏｄｏｆｍｕｌｔｉｖａｒｉａｂｌｅＰＩＤｃｏｎｔｒｏｌｌｅｒｆｏｒｃｏｏｒｄｉｎａｔｅｃｏｎｔｒｏｌｓｙｓｔｅｍ［Ｊ］．ＰｒｏｃｅｓｓＡｕｔｏｍａｔｉｏｎＩｎｓｔｒｕｍｅｎｔｉｏｎ．２００３，２４（６）：１０．１５．房方，谭文，刘吉臻．机炉协调系统的非线性输出跟踪控制［Ｊ］．中国电机工程学报，２００５，２５（１）：１４７．１５１．ＦＡＮＧＦａｎｇ，ＴＡＮＷｅｎ，ＬＩＵＪｉ－ｚｈｅｎ．Ｎｏｎｌｉｎｅａｒｏｕｔｐｕｔｔｒａｃｋｉｎｇｃｏｎｔｒｏｌｆｏｒｔｈｅｃｏｏｒｄｉｎａｔｅｄｓｙｓｔｅｍｏｆｂｏｉｌｅｒ－ｔｕｒｂｉｎｅｕｎｉｔｓ［Ｊ］．ＰｒｏｃｅｅｄｉｎｇｓｏｆｔｈｅＣＳＥＥ，２００５，２５（１）：１４７．１５１．李光琦．电力系统暂态分析【Ｍ】．北京：水利电力出版社，１９９３．ＬＩＧｕａｎｇ－ｑｉ．Ｐｏｗｅｒｓｙｓｔｅｍｔｒａｎｓｉｅｎｔａｎａｌｙｓｉｓ［Ｍ］．Ｂｅｉｊｉｎｇ．．ＷａｔｅｒＲｅｓｏｕｒｃｅｓａｎｄＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒＰｒｅｓｓ，１９９３．收稿日期：２０１０－０４－１３；—修回日期：２０１Ｏ－０５２０作者简介：齐辉（１９７６一），男，博士研究生，主要从事发电机组控制的研究；Ｅ．ｍａｉｌ：ｑｉｈｕｉ＠ｓｅｕ．ｅｄｕ．ｃａ张凯锋（１９７７一），男，副研究员，博士，主要从事电力系统控制的研究；戴先中（１９５４一），男，教授，博士生导师，主要从事非线性控制理论及电力系统控制的研究。