AGC自動發(fā)電控制系統(tǒng).ppt

1、AGC自動發(fā)電控制系統(tǒng),主要內(nèi)容,電力系統(tǒng) AGC 系統(tǒng)構成 電力系統(tǒng) AGC 系統(tǒng)的物理結構 AGC 系統(tǒng)性能評價 省級電網(wǎng)AGC 控制策略研究,電力系統(tǒng)的調(diào)度是電力系統(tǒng)運行的關鍵部門。自動發(fā)電控制技術是維持電力系統(tǒng)發(fā)電與負荷實時平衡，保證電力系統(tǒng)頻率質(zhì)量和安全運行的重要技術手段。 自動發(fā)電控制（AGC）是現(xiàn)代電網(wǎng)控制的一項基本和重要的功能，它通過控制發(fā)電機組的有功出力來跟蹤電力系統(tǒng)的負荷變化，從而使系統(tǒng)頻率和區(qū)域間凈交換功率維持在給定范圍內(nèi)，并且在此前提下使系統(tǒng)運行最經(jīng)濟。自動發(fā)電控制的主要目的是在調(diào)速器已經(jīng)供給隨機變化的負荷需求后，在系統(tǒng)中事先選定的機組中重新安排發(fā)電功率,電力系統(tǒng) AG

2、C 系統(tǒng)構成,自動發(fā)電控制功能結構圖.jpg 互聯(lián)電力系統(tǒng)可以分成若干個控制區(qū)，控制區(qū)之間通過聯(lián)絡線互聯(lián)，各個控制區(qū)具有各自的自動發(fā)電控制系統(tǒng)。在控制區(qū)內(nèi)，發(fā)電機組分為AGC 機組和非 AGC 機組兩類。非 AGC 機組接受電網(wǎng)調(diào)度中心的發(fā)電計劃，由當?shù)氐目刂葡到y(tǒng)或人工調(diào)整機組的發(fā)電功率；AGC 機組則接受電網(wǎng)調(diào)度中心實時更新的 AGC 信號，自動調(diào)整機組的發(fā)電功率,電力系統(tǒng) AGC 系統(tǒng)的物理結構,電力系統(tǒng) AGC 系統(tǒng)物理上包含主站控制系統(tǒng)、信息傳輸系統(tǒng)和電廠控制系統(tǒng)等組成，其總體結構圖如下?？偨Y構圖.jpg 電力系統(tǒng)調(diào)度機構轉(zhuǎn)戰(zhàn)控制系統(tǒng)發(fā)出的指令由網(wǎng)絡通信工作站或遠程終端通信工作站（RT

3、U）經(jīng)過通信網(wǎng)絡送至電廠控制系統(tǒng)或機組控制器，對發(fā)電機組功率驚醒控制。與此同時，電廠和發(fā)電機組的有關信息有電廠的網(wǎng)絡通信工作站和RTU 經(jīng)通信網(wǎng)上傳至主站控制系統(tǒng)，供主站控制系統(tǒng)分析和計算。與系統(tǒng)有功功率分配有關的聯(lián)絡線功率等信息已經(jīng)變電所自動化系統(tǒng)或 RTU 上傳至主站控制系統(tǒng),AGC 系統(tǒng)性能評價,自動發(fā)電控制系統(tǒng)要求每個控制區(qū)的發(fā)電機組有足夠的調(diào)節(jié)容量，以確?？刂茀^(qū)的發(fā)電功率、電力負荷及聯(lián)絡線交易的平衡。控制區(qū)的控制性能是以該區(qū)域控制偏差ACE 的大小來衡量的。從北美電力可靠性協(xié)會（NERC）的運行手冊中可以發(fā)現(xiàn)，對AGC 的性能評價經(jīng)歷了從 A1、A2 的標準評價，到以 CPS1（Co

4、ntrol Performance Standard 1）、CPS2 的評價標準的發(fā)展過程,A1/A2 評價標準 1、 定義 A1 標準要求在任何一個 10min 間隔內(nèi)，ACE 必須為零。A2 標準規(guī)定了 ACE 的控制限值，即 ACE 的 10min 平均值要小于規(guī)定的 。 ACE 的 10 分鐘的平均值的控制限值為 ， 得計算公式： 上式中， 可以用以下兩種方法計算： 1) 指控區(qū)在冬季或夏季高峰時段，日小時電量的最大變化量（增或減）。 2) 指控制區(qū)在一年中任意 10h 電量變化量（增或減）的平均值。 一般情況下個控制區(qū)的 每年修改一次,2、相關討論 A1 標準要求在任何一個 10mi

5、n 間隔內(nèi)，ACE 必須為零。這意味著 ACE 頻繁過零，它可以最大限度的減少無疑交換電量的產(chǎn)生。但是，ACE 的頻繁過零，會導致系統(tǒng)進行無謂的反向調(diào)節(jié)，對系統(tǒng)頻率的恢復產(chǎn)生負面的影響。主要表現(xiàn)在以下幾方面的缺陷： 1) 控制 ACE 的主要目的是為了保證電網(wǎng)頻率的質(zhì)量，但在 A1，A2 標準中，卻未體現(xiàn)出頻率質(zhì)量的要求。 2) A1 標準要求 ACE 應經(jīng)常過零，從而在一些情況下增加了發(fā)電機組無謂的調(diào)。 3) 由于要求控制區(qū)域嚴格按L d萊控制 ACE 的 10min 平均值，因而在控制區(qū)域發(fā)生事故時，與之互聯(lián)的控制區(qū)域在未修改交換計劃時，難以作出較大的支援。 3、技術要點 為了達到 A1/

6、A2 評價標準，AGC 的控制模塊總體上可分為計劃值跟蹤控制、區(qū)域 ACE 調(diào)節(jié)控制和機組調(diào)節(jié)控制這三個控制環(huán)節(jié)，其中核心功能是區(qū)域調(diào)節(jié)控制。區(qū)域調(diào)節(jié)控制的主要技術是使區(qū)域控制誤差 ACE 為零來保持區(qū)域的發(fā)電和負荷與區(qū)域交換功率平衡,省級電網(wǎng)AGC 控制策略研究,隨著我國互聯(lián)電網(wǎng)的快速發(fā)展，特別是我國特高壓電網(wǎng)逐步建成，在全國范圍內(nèi)優(yōu)化配置電力資源的格局初步呈現(xiàn)，跨區(qū)、跨省聯(lián)絡線交換電量不斷增長，使對聯(lián)絡線功率控制的要求進一步提高。在中國電網(wǎng)特有的多級調(diào)度模式下，國調(diào)負責三華電網(wǎng)的頻率控制，組織、協(xié)調(diào)有關網(wǎng)省調(diào)處理大擾動事故；網(wǎng)調(diào)負責區(qū)域電網(wǎng)的頻率調(diào)整、跨區(qū)聯(lián)絡線功率調(diào)整，協(xié)調(diào)處理網(wǎng)內(nèi)擾動；

7、省調(diào)則進行聯(lián)絡線的頻率偏差控制,保證互聯(lián)電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行，應先保證電網(wǎng)頻率控制在規(guī)定范圍之內(nèi)。自動發(fā)電控制即是維持電力系統(tǒng)頻率在允許波動范圍內(nèi)，維持相鄰電網(wǎng)間聯(lián)絡線交換功率與計劃值偏差不超過允許范圍的重要技術。以重慶電網(wǎng)為例，由于重慶地處華中電網(wǎng)管轄范圍，網(wǎng)內(nèi)無國調(diào)、網(wǎng)調(diào)機組，裝機以火電為主，水電為輔，與其他大電網(wǎng)比較，雖電網(wǎng)發(fā)展速度較快，但仍顯弱小，網(wǎng)架薄弱，自身發(fā)電能力不足，近三分之一的電量依賴外購,1、原AGC 控制策略 按|ACE|值大小劃分區(qū)域為：死區(qū)、正常調(diào)節(jié)區(qū)、次緊急調(diào)節(jié)區(qū)、緊急調(diào)節(jié)區(qū)，每個調(diào)節(jié)區(qū)對應有不同控制策略。AGC 分配主要使用兩種策略：按備用容量分配和按調(diào)整速率分配。分

8、別將單臺機組備用容量占總?cè)萘勘壤?、機組當前調(diào)整速率占所有機組調(diào)整速率和作為ACE 的分配因子。原控制策略調(diào)節(jié)功率中比例分量用于控制ACE 到零；積分分量用于控制ACE 平均值在給定的考核時段內(nèi)不超過規(guī)定的范圍，以保證CPS2 指標；CPS 分量用于對電網(wǎng)頻率恢復提供功率支援。而調(diào)度控制一直追求ACE和f 保持相反的符號，即CPS1200%，這也是原CPS 控制策略的關鍵所在,2、原控制策略的不足 （1）調(diào)度計劃偏離實際 由計劃處參考年、月計劃依據(jù)短期負荷預測數(shù)據(jù)以及機組目前的實際狀況制定日計劃。電廠控制人員在前一日收到機組的日計劃，如果沒有調(diào)度員通知將依此安排機組出力。由于是日前計劃加之重慶水

9、電比例較小，調(diào)峰調(diào)谷能力較弱，計劃與實際情況經(jīng)常出現(xiàn)不符現(xiàn)象。導致調(diào)度運行人員發(fā)現(xiàn)計劃與實際出入時，通過電話頻繁下達修改命令，調(diào)度運行人員的勞動強度較大，勞動效果也不是很好。同時電廠端也反應在頻繁調(diào)整機組出力時很難跟上要求的調(diào)功速率，并且有時出現(xiàn)短時間內(nèi)方向相反的指令，不僅對機組磨損較大，也讓運行人員難于應付,2）電廠端考核 重慶調(diào)度控制機組出力變化、AGC 投退的指令均采用傳統(tǒng)人工方式，只有電話錄音作為記錄。自動化系統(tǒng)無法判斷機組跟蹤指令曲線的及時性、機組偏離指令曲線的范圍、產(chǎn)生偏差不合格電量的多少，無法統(tǒng)計機組的AGC 投運率。電廠方面站在自身利益角度，在執(zhí)行調(diào)度指令曲線時加負荷及時，減負

10、荷卻滯后。由于獎懲不明晰，參加調(diào)峰的電廠沒有得到獎賞，退AGC 的電廠也沒有受到處罰，致使電廠出力不按調(diào)度員預期要求執(zhí)行，最終結果就導致重慶電網(wǎng)CPS 指標偏低。故處理好調(diào)度與電廠端的關系，如何利用技術手段解決機組間協(xié)調(diào)問題意義重大,3、重慶電網(wǎng)調(diào)度改進策略 1 ）超短期負荷預測技術的應用 日前發(fā)電計劃根據(jù)短期負荷預測安排，而短期負荷預測由于算法、氣象、時間等原因，與實際負荷存在一定誤差，因此，實時調(diào)度計劃須在日前計劃基礎上進行相應調(diào)整。 日前計劃機組承擔跟隨負荷大幅度增減的基礎容量，由15min 超短期負荷預測機組跟蹤未來負荷趨勢，可以降低AGC 機組調(diào)功壓力。 其中，b 是負荷爬坡速率，需

11、結合電網(wǎng)實際情況進行在線辨識,超短期預測是利用當前時刻前15 min 的負荷參數(shù)，過濾掉其中最大和最小負荷，按離當前時刻越近權重越高的原則，將剩下的負荷進行加權平均處理求均值負荷。表達式如下： 這樣處理既排除了瞬間毛刺對當前時刻負荷值選取的影響，又考慮到由于尖峰時刻負荷升降速率較快，過濾后可能造成當前點離實際值差別較大而影響精度。超短期負荷預測技術的應用使得對電網(wǎng)負荷趨勢的跟蹤更加準確，機組利用更加科學，有助于提高區(qū)域電網(wǎng)CPS 考核成績,2 ）機組分類達到不同控制目標 按機組性能將其分為三類（如表1）：日前計劃機組、超短期負荷預測機組、聯(lián)絡線AGC機組。日前計劃機組跟蹤日前設定的96 點計劃值，多為20 萬kW 及以下機組，若發(fā)生天氣突變或其他原因造成實際負荷曲線與日前負荷預測曲線偏差較大，則按一定比例滾動修正日前計劃機組的96 點計劃值。超短期負荷預測機組主要跟蹤負荷趨勢，實時平衡系統(tǒng)每15 min 進行一次超短期負荷預測，并對日前計劃機組的下一點計劃及AGC