新型电力系统AGC体系建设与多能源协同调控实践(张洪略)

新型电力系统AGC体系建设与多能源协同调控实践贵州电网公司电力调度控制中心贵州电网公司电力调度控制中心CONTENTS贵州电网自动发电控制(AGC)体系现状基于安全约束调度的东西部潮流穿越断面有功功率控制覆盖省地两级多能源联合有功协同控制系统新能源场站有功功率自动控制系统(AGC)并网检验规范贵州电网自动发电控制(AGC)体系现状基本情况贵州中调已建成南方电网首套覆盖省、地两级调度机构的多类型电源贵州中调已建成南方电网首套覆盖省、地两级调度机构的多类型电源AGC协同控制系统，具备对常规电源和新能源（含储能）的有功功率调节功能。该系统能够统筹省地资源，实现常规能源与新能源在调峰、调频、断面安全约束等场景下的有功协调互补控制，在满足安全约束条件的前提下，通过自动调减常规电源发电功率为新能源场站腾让发电空间，有效提升调节能力和效率、减少调度运行压力，有力支撑新能源最大化消纳，保障电网安全稳定运行。数据交互与安全校验数据交互基础架构贵州中调AGC以OCS系统为基础，通过IEC104、Tase2.0和DL476等规约及前置数据转发服务，实现直调场站数据采集、省地模型共享、地区AGC状态监视，保障数据实时交互。控制指令生成下发基于数据交互成果，贵州中调AGC能依据实时信息精准分析，自动生成控制指令，并及时下发给相应场站，确保有功功率调控的高效性与准确性。安全校验防误机制贵州中调AGC通过对地调和场站上送信息进行多维度校验，如数据质量码等，实现安全防误闭锁与约束，有效避免错误操作，保障系统安全稳定运行。建设进度贵州中调和9家地调（贵安无集中式新能源）集中式新能源控制功能全部投入闭环运行，全网35kV及以上新能源场站AGC闭环控制率100%。 实现中调与4家地调省地两级AGC协同断面控制，与其余5家地调省地两级AGC协同调峰，实现金州变主变上网等5个断面协同闭环控制投运。完成中调储能AGC功能闭环投运，实现对储能电站的一键调用；完善储能参与调频市场的自动控制系统改造，为储能电站参与调频辅助服务市场提供技术支持。断面利用效率从80%提升至95%，有效缓解调度运行控制压力，有力支撑新能源最大化消纳。按周监督管控地调建设进展和运行分析工作开展情况；指导新能源场站建立“一站一册“的AGC/AVC配置清册，基于”两个细则“建立新能源运行评价机制，提升新能源场站自律能力。通过建立党员突击队、赴供电局现场帮扶、中调集中培养、支部联建等多种形式培育新能源控制技术人才30余名。覆盖省地两级多能源联合有功协同控制系统建设背景3新能源装机规模088况技术路线及创新性AGC协同控制建模方法》技术路线及创新性地调等值机建模技术。为更精准输出地调新能源场站聚合后的调节能力（传统做法是将各新能源上/下限、上/下爬坡率、储能调节能力上/下限三类聚合《一种基于高维可行域投影灵活性量化的新能源等值模型》技术路线及创新性《一种省地两级多能源AGC协《一种省地两级多能源AGC协包括了遥测/遥信质量码校验、指令上下限校验、省级/地级技术路线及创新性常规电源调节空间不足或越限技术路线及创新性技术路线及创新性多能源有功协同控制操作界面安全经济管理效益安全效益显著提升省地两级协同控制系统实时监控全网电源出力，自动规避输电通道极限越限风险，为大电网安全提供坚实技术保障，确保电力系统稳定运行。经济效益成果斐然新能源利用率提高至98%以上，预计每年可减少弃电损失超1亿千瓦时，有效降低能源浪费，带来可观的经济效益和资源节约。管理效益创新突破调度运行从“人工经验主导”转向“智能算法驱动”，为“双碳”目标下高比例新能源接入提供可复制经验，推动管理模式革新。基于安全约束调度的东西部潮流穿越断面有功功率控制潮流穿越风险挑战新能源波动致响应滞后风光出力受气象影响呈分钟级波动，调度员难以及时预判并精准调整，易出现断面短时越限或被迫弃风弃光，影响电力系统稳定运行。多断面耦合协调困难东西部电网互联断面存在多个电气耦合通道，人工计算难以动态优化潮流分布，可能引发连锁性设备过载，威胁电网安全。经验决策风险增大新能源渗透率突增使系统转动惯量下降，传统调控模式调频、调压能力不足，人工经验难量化评估暂态稳定风险。灵敏度控制模块灵敏度控制模块定位灵敏度控制模块是安全约束调度系统关键部分，旨在提升调度员控制效率，通过多模块联合控制保障电网运行效果。1·灵敏度分析模块作用电网预警或紧急时，该模块读取断面信息，计算机组与新能源场站灵敏度，为安全约束调度提供数据支撑。2·安全约束调度策略安全约束调度依据运行状态，结合机组灵敏度信息，制定相应控制策略，确保电网稳定运行与调度有效。3·三态安全约束策略正常状态策略当系统无过载与重载支路或断面时，处于正常状态。此维持正常的电力供应秩序。正常状态策略预警状态策略若系统无过载但有重载情况，进入预警状态。AGC分配机组出力时，依据灵敏度对发电机置预警状态策略系统存在过载支路或断面时为紧急状态。紧急状态策略AGC既要正常控制，又要根据调度结果调紧急状态策略矫正控制执行机制控制变量与调整方式控制变量是当前控制变量与调整方式控制变量是当前AGC正控机组有功出力，过调节AGC机组控制限值实现矫正控制，减出力机组分别调整目标为下限和上限。!!矫正控制实现效果将实际出力处于调节范围之外的机组拉回范围内，自动完成解除越限调整，减少对AGC正常控制功能影响，确保系统正常运行。新能源场站有功功率自动控制系统(AGC)并网检验规范新能源AGC并网检验规范适用范围《新能源场站有功功率自动控制系统(AGC)并网检验规范》适用于电力调度机构直接调度的35kV及以上集中式新能源场站，指导其AGC并网检验工作。总体要求新能源场站开展AGC并网调试前需满足实际并网容量、远动通信、场站内通信及风、光资源保障等条件，确保调试基础。测试内容与流程调前需提交方案和参数经审核通过。并网检验前置条件调试容量要求调试容量要求实际并网容量超过10MW或风电场累计新增并网容量超过40MW、光伏电站累计新增并网容量超过10MW。闭环控制风、光资源要求闭环控制风、光资源要求源场站最大有功出力达实际并网容量80%以上，确保系统稳定运行与有效调控。通信可靠性要求通信可靠性要求远动装置与所属调度机构的远动通信正常且稳定可靠，场站内子站、升压站监控系统（含远动）、新能源监控系统之间的通信正常；升压站监控系统与升压站设备通信正常；新能源监控系统与实际并网的风电机组、光伏阵列通信正常且能够对全部发电单元进行有功控制。子站与风机能量管理平台接口测试遥测数据风机能量管理平台向子站发送的数据包括有功功率设定返回值、有功控制上限、有功控制下限和实际有功功率等。这些数据显示了风机的运行状态和性能。遥信数据风机能量管理平台向子站发送的数据包括远方控制状态、有功控制增闭锁和有功控制减闭锁。这些信号反映了风机是否接受子站的有功控制以及有功控制的增加和减少是否被锁定。遥调数据子站向风机能量管理平台发送的数据包括有功功率设定值。这个数据是子站根据调度指令或其他因素计算出的有功功率调节目标值。子站与光伏数据采集器接口测试遥测数据光伏数据采集器向子站发送的数据包括有功功率设定返回值、有功控制上限、有功控制下限和实际有功功率。这些数据显示了光伏方阵的运行状态和性能。遥信数据光伏数据采集器向子站发送的数据包括远方控制状态、有功控制增闭锁和有功控制减闭锁。这些信号反映了光伏方阵是否接受子站的有功控制以及有功控制的增加和减少是否被锁定。遥调数据子站向光伏数据采集器发送的数据包括有功功率设定值。这个数据是子站根据调度指令或其他因素计算出的有功功率调节目标值。遥测数据远动或测控装置向子站发送的数据包括出线有功功率、母线电压、母线频率、主变低压侧有功和集电线有功功率等；子站向远动装置发送全厂实时出力、全厂理论最大出力、调度AGC指令返回值、全厂AGC运行上/下限等。遥信数据远动装置向子站发送的数据包括全站事故总信号、远动通信状态等，这些信号反映了升压站的事故状态和通信状态；子站向远动装置发送的数据包括全厂AGC投入/退出、全厂AGC允许/禁止、全厂增出力闭锁/解锁和全厂减出力闭锁/解锁等。遥调数据远动装置向子站发送的数据有全厂有功功率设定值、AGC控制状态信息。这些数据显示了主站对子站的控制状态和调节目标值。全厂AGC运行上下限计算风速或光照条件、样板机等边界信息计算出的全厂有功功率控制上限全厂AGC运行上限全厂AGC运行上限＝所有样板机实发功率之和＋所有不可控发电单元（包括通信中断、设备检修等）实发功率之和＋可控发电单元数量×样板机实发功率。全厂AGC运行下限全厂AGC运行下限＝所有样板机实发功率之和＋所有不可控发电单元（包括通信中断、设备检修等）实发功率之和＋可控发电单元数量×可控发电单元最小技术出力。出现异常情况时，子站应自动转为暂停状态；在规定时间内异常因素消失，则子站自动恢复控制状态。若在规定时间内异常因素持续存在，则子站应退出AGC控制。远动通信中断；子站与升压站监控系统（含远动装置、测控装置）、风机能量管理平台或光伏数据采集器通信中断；全厂总有功计算所需的有功量测质量码异常（含不刷新）、数据跳变等；调度AGC指令响应异常，即实际有功功率增减方向与调度AGC指令方向出现反向。子站控制自动退出功能测试信号变位“全厂AGC投入/退出”、“全厂AGC允许/禁止”信号置为“0”，恢复AGC投入时必须人工恢复。子站动作为保障AGC控制安全，出现异常情况时，子站应自动退出AGC控制并告警。异常情况周期（推荐值30s）能周期（推荐值30s）能否按照一定的有功变化量（推荐值5%装机容量）对原调度AGC指令进行分解，以保证满足新能源场站有测试AGC指令在不同策略下的分配优先级和分配比例。检查AGC指令分配过程中是否存在延迟或误差。全部的风机能量管理平台或光伏数据采集器“远方控制状态”投入“全部的风机能量管理平台或光伏数据采集器“远方控制状态”投入“1”，接受并执行子站的有功调节指令。子站闭环控制投入，并设置为本地设定值控制模式，按照20%PN（PN为额定容量）的有功变化幅度进行有功设定值设置，依次进行降负荷和升负荷测试。实际出力达到有功设定值后，保持稳定运行5分钟，再设置下一个有功设定值，共测试3轮。本地计划曲线控制测试全部的风机能量管理平台或光伏数据采集器“远方控制状态”投入“1”，接受并执行子站的有功调节指令。子站闭环控制投入并设置为本地计划曲线控制模式，计划曲线时间长度设置为2小时，每5分钟一个计划值点（共24个计划值点每个小时内的计划值点应覆盖最大、最小出力范围，即每个小时都能够至少完成一次升、降出力。前后计划值点应考虑出力变化幅度不超过1min和10min有功变化率限值要求，计划值曲线应光滑连续。测试子站、升压站监控系统、风机能量管理平台或光伏数据采集器、风机本体或光伏逆变器等有功控制各环节的设备在连续闭环运行状态下的稳定性和可靠性。风、光资源条件满足时，风机或光伏阵列应正常响应子站的有功指令；风、光资源条件不满足时，有功控制相关设备应运行正常、数据通信正常。子站应能按照控制模式正确计算和下发有功指令，风机能量管理平台或光伏数据采集器应能正确接收子站有功指令并分解下发至风机本体或光伏逆变器。子站应能够正确接收主站下发的遥调数据，包括全厂有功功率设定值、AGC子站应能够正确接收主站下发的遥调数据，包括全厂有功功率设定值、AGC控制状态信息。指令合理性校验子站在接收到调度指令合理性校验子站在接收到调度AGC指令后，应对指令的合理性进行校验，包括指令是否超过运行上限、是否超过运行下限、是否超过调节步长等。指令分配逻辑测试子站应按照分配策略形成每个控制对象的有功功率设定值，分配策略包括但不限于按优先级分配、按比例分配等。控制模式切换测试子站应具备远方遥调控制、本地计划曲线控制、本地设定值控制三种控制模式，三种控制模式为互斥关系，同一时刻仅能投入其中一种控制模式。联调闭环测试变化幅度进行人工目标值设定，依次进行降负荷和升负荷测试变化幅度进行人工目标值设定，依次进行降负荷和升负荷测试，实际出力达到人工设定值后，保持稳定运行5分钟，再设置下一个目标值。基点调节控制自由发电控制以新能源场站装机容量为调节基点值，主站按照一定的调节步长不断向子站下发增出力指令。计划曲线控制以计划值为基点并通过差值的方式计算AGC指令并下发子站执行，每自由发电控制以新能源场站装机容量为调节基点值，主站按照一定的调节步长不断向子站下发增出力指令。计划曲线控制以计划值为基点并通过差值的方式计算AG