AGC自动发电控制系统

1、.v电力系统 AGC 系统构成v电力系统 AGC 系统的物理结构vAGC 系统性能评价v省级电网AGC 控制策略研究.v 电力系统的调度是电力系统运行的关键部门。自动发电控制技术是维持电力系统发电与负荷实时平衡，保证电力系统频率质量和安全运行的重要技术手段。v 自动发电控制（AGC）是现代电网控制的一项基本和重要的功能，它通过控制发电机组的有功出力来跟踪电力系统的负荷变化，从而使系统频率和区域间净交换功率维持在给定范围内，并且在此前提下使系统运行最经济。自动发电控制的主要目的是在调速器已经供给随机变化的负荷需求后，在系统中事先选定的机组中重新安排发电功率。.v自动发电控制功能结构图.jpgv互

2、联电力系统可以分成若干个控制区，控制区之间通过联络线互联，各个控制区具有各自的自动发电控制系统。在控制区内，发电机组分为AGC 机组和非 AGC 机组两类。非 AGC 机组接受电网调度中心的发电计划，由当地的控制系统或人工调整机组的发电功率；AGC 机组则接受电网调度中心实时更新的 AGC 信号，自动调整机组的发电功率。.v 控制区的电网调度中心根据系统的负荷预计、联络线交换计划和机组的可用处理安排次日所有发电机组的发电功率，并下达到各个电厂。在实际运行中。电网调度中心的经济调度（ED）软件根据超短期的负荷预计以及发电机组的运行工况，按照等微增成本或购电费用最低的原则，对可控机组惊醒经济负荷分

3、配，计算出发电机组下一时段的基点功率和 AGC 分配因子，并传送给负荷频率控制软件。v 电网调度中心负荷频率控制软件采集电网的频率、联络线潮流、系统电时钟差，计算控制区的区域控制偏差（ACE），经过滤波后，得到平滑的 ACE。然后根据发电机组的实际功率，机组的基点功率、AGC 分配因子以及机组的分类，计算出各机组的 AGC 调节功率值，发送给 AGC 机组。.v 电力系统 AGC 系统物理上包含主站控制系统、信息传输系统和电厂控制系统等组成，其总体结构图如下。总结构图.jpgv 电力系统调度机构转战控制系统发出的指令由网络通信工作站或远程终端通信工作站（RTU）经过通信网络送至电厂控制系统或机

4、组控制器，对发电机组功率惊醒控制。与此同时，电厂和发电机组的有关信息有电厂的网络通信工作站和RTU 经通信网上传至主站控制系统，供主站控制系统分析和计算。与系统有功功率分配有关的联络线功率等信息已经变电所自动化系统或 RTU 上传至主站控制系统。.v 自动发电控制系统要求每个控制区的发电机组有足够的调节容量，以确保控制区的发电功率、电力负荷及联络线交易的平衡。控制区的控制性能是以该区域控制偏差ACE 的大小来衡量的。从北美电力可靠性协会（NERC）的运行手册中可以发现，对AGC 的性能评价经历了从 A1、A2 的标准评价，到以 CPS1（Control Performance Standard

5、 1）、CPS2 的评价标准的发展过程。.vA1/A2 评价标准v1、 定义v A1 标准要求在任何一个 10min 间隔内，ACE 必须为零。A2 标准规定了 ACE 的控制限值，即 ACE 的 10min 平均值要小于规定的 。v ACE 的 10 分钟的平均值的控制限值为 ， 得计算公式：v v 上式中， 可以用以下两种方法计算：v 1) 指控区在冬季或夏季高峰时段，日小时电量的最大变化量（增或减）。v 2) 指控制区在一年中任意 10h 电量变化量（增或减）的平均值。v一般情况下个控制区的 每年修改一次。dL10min()dAVG ACEL0.0255dLLMW LdLdLLLdL.v

6、2、相关讨论v A1 标准要求在任何一个 10min 间隔内，ACE 必须为零。这意味着 ACE 频繁过零，它可以最大限度的减少无疑交换电量的产生。但是，ACE 的频繁过零，会导致系统进行无谓的反向调节，对系统频率的恢复产生负面的影响。主要表现在以下几方面的缺陷：v 1) 控制 ACE 的主要目的是为了保证电网频率的质量，但在 A1，A2 标准中，却未体现出频率质量的要求。v 2) A1 标准要求 ACE 应经常过零，从而在一些情况下增加了发电机组无谓的调。v 3) 由于要求控制区域严格按L d莱控制 ACE 的 10min 平均值，因而在控制区域发生事故时，与之互联的控制区域在未修改交换计划

7、时，难以作出较大的支援。v3、技术要点v 为了达到 A1/A2 评价标准，AGC 的控制模块总体上可分为计划值跟踪控制、区域 ACE 调节控制和机组调节控制这三个控制环节，其中核心功能是区域调节控制。区域调节控制的主要技术是使区域控制误差 ACE 为零来保持区域的发电和负荷与区域交换功率平衡。.v 随着我国互联电网的快速发展，特别是我国特高压电网逐步建成，在全国范围内优化配置电力资源的格局初步呈现，跨区、跨省联络线交换电量不断增长，使对联络线功率控制的要求进一步提高。在中国电网特有的多级调度模式下，国调负责三华电网的频率控制，组织、协调有关网省调处理大扰动事故；网调负责区域电网的频率调整、跨区

8、联络线功率调整，协调处理网内扰动；省调则进行联络线的频率偏差控制。.v 保证互联电网安全稳定运行，应先保证电网频率控制在规定范围之内。自动发电控制即是维持电力系统频率在允许波动范围内，维持相邻电网间联络线交换功率与计划值偏差不超过允许范围的重要技术。以重庆电网为例，由于重庆地处华中电网管辖范围，网内无国调、网调机组，装机以火电为主，水电为辅，与其他大电网比较，虽电网发展速度较快，但仍显弱小，网架薄弱，自身发电能力不足，近三分之一的电量依赖外购。.v1、原AGC 控制策略v 按|ACE|值大小划分区域为：死区、正常调节区、次紧急调节区、紧急调节区，每个调节区对应有不同控制策略。AGC 分配主要使

9、用两种策略：按备用容量分配和按调整速率分配。分别将单台机组备用容量占总容量比例、机组当前调整速率占所有机组调整速率和作为ACE 的分配因子。原控制策略调节功率中比例分量用于控制ACE 到零；积分分量用于控制ACE 平均值在给定的考核时段内不超过规定的范围，以保证CPS2 指标；CPS 分量用于对电网频率恢复提供功率支援。而调度控制一直追求ACE和f 保持相反的符号，即CPS1200%，这也是原CPS 控制策略的关键所在。.v2、原控制策略的不足v（1）调度计划偏离实际v 由计划处参考年、月计划依据短期负荷预测数据以及机组目前的实际状况制定日计划。电厂控制人员在前一日收到机组的日计划，如果没有调

10、度员通知将依此安排机组出力。由于是日前计划加之重庆水电比例较小，调峰调谷能力较弱，计划与实际情况经常出现不符现象。导致调度运行人员发现计划与实际出入时，通过电话频繁下达修改命令，调度运行人员的劳动强度较大，劳动效果也不是很好。同时电厂端也反应在频繁调整机组出力时很难跟上要求的调功速率，并且有时出现短时间内方向相反的指令，不仅对机组磨损较大，也让运行人员难于应付。.v（2）电厂端考核v 重庆调度控制机组出力变化、AGC 投退的指令均采用传统人工方式，只有电话录音作为记录。自动化系统无法判断机组跟踪指令曲线的及时性、机组偏离指令曲线的范围、产生偏差不合格电量的多少，无法统计机组的AGC 投运率。电

11、厂方面站在自身利益角度，在执行调度指令曲线时加负荷及时，减负荷却滞后。由于奖惩不明晰，参加调峰的电厂没有得到奖赏，退AGC 的电厂也没有受到处罚，致使电厂出力不按调度员预期要求执行，最终结果就导致重庆电网CPS 指标偏低。故处理好调度与电厂端的关系，如何利用技术手段解决机组间协调问题意义重大。.v3、重庆电网调度改进策略v1 ）超短期负荷预测技术的应用v 日前发电计划根据短期负荷预测安排，而短期负荷预测由于算法、气象、时间等原因，与实际负荷存在一定误差，因此，实时调度计划须在日前计划基础上进行相应调整。v 日前计划机组承担跟随负荷大幅度增减的基础容量，由15min 超短期负荷预测机组跟踪未来负

12、荷趋势，可以降低AGC 机组调功压力。v其中，b 是负荷爬坡速率，需结合电网实际情况进行在线辨识。00()( )y tty tb t .v超短期预测是利用当前时刻前15 min 的负荷参数，过滤掉其中最大和最小负荷，按离当前时刻越近权重越高的原则，将剩下的负荷进行加权平均处理求均值负荷。表达式如下：v 这样处理既排除了瞬间毛刺对当前时刻负荷值选取的影响，又考虑到由于尖峰时刻负荷升降速率较快，过滤后可能造成当前点离实际值差别较大而影响精度。超短期负荷预测技术的应用使得对电网负荷趋势的跟踪更加准确，机组利用更加科学，有助于提高区域电网CPS 考核成绩。.v2 ）机组分类达到不同控制目标v 按机组性能将其分为三类（如表1）：日前计划机组、超短期负荷预测机组、联络线AGC机组。日前计划机组跟踪日前设定的96 点计划值，多为20 万kW 及以下机组，若发生天气突变或其他原因造成实际负荷曲线与日前负荷预测曲线偏差较大，则按一定比例滚动修正日前计划机组的96 点计划值。超短期负荷预测机组主要跟踪负荷趋势，实时平衡系统每15 min 进行一次超短期负荷预测，并对日前计划机组的下一点计划及AGC 机组的中间目标值进行扫描，得出超短