广东电网AGC运行需求与控制模式探讨

一、电网AGC控制基本原理 电网AGC的控制目标是通过自动调节系统有功出力，把电网频率和本控制区域净交换功率控制在允许范围内，即把由负荷变化或机组出力波动而产生的区域控制偏差ACE(Area Control Error)限定在一定范围内。在电力市场条件下，还要考虑优化的AGC竞价交易模式，使得电网公司向发电企业支付的AGC辅助服务费最小[1]。 区域控制偏差ACE计算公式为 ACE=△pT+K△f 式中 PT为联络线功率，以送出为正;K为系统频率偏移系数，与系统规模和运行状态有关;f为系统频率。 根据不同的控制目的，有多种AGC区域控制模式，目前较常用的主要有以下3种控制模式[2]: a.恒定频率控制模式FFC(Flat Frequency Con-trol)是维持系统频率恒定，适合于独立系统或联合系统的主控制系统; b.恒定联络线交换功率控制模式FTC(Flat Tie-line Control)是维持联络线交换功率恒定，适合于联合系统的子系统; c.联络线和频率偏差控制模式TBC(Tie-line load & frequency Bias Control)是既控制系统频率也控制交换功率，在适当的参数配合下，可维持控制区域发电出力和负荷的就地平衡。 此外，还有计及电钟误差控制和计划外交换电量偿还等多种控制模式。 二、广东电网AGC运行需求 广东电网为目前国内最大的省级电网，经过多年的快速发展，规模庞大。截止到2004年6月底，广东电网统调装机容量达2489OMW.(含大亚湾核电站全额容量)，地方电源装机将近8000MW，购西南电力、三峡电力及香港中华电力已将近8500MW，外部电力通过5条500kV交流、3条500kV直流线路大功率输入广东电网，电网控制十分复杂。 随着用电量和负荷的持续高速增长，电力供需矛盾日益严峻，电网调峰调频难度很大。2004年6月28日，广东电网全网最高负荷达到35769MW，统调最高负荷达到27495MW，统调最大峰谷差高达13108MW(2004年6月17日);且电网高峰期间负荷变化快，中午短短一个小时的时间内负荷即可降低约4000-5000MW;此外天气变化情况对负荷的影响大，全省范围内一次较大的降雨过程，负荷就降低约2000-300OMW，电网的调峰、调频形势十分严峻。此时，完全依靠人工调整负荷计划曲线适应负荷变化，而保证频率合格已不现实，必须在全网范围内建立机组统一调频的AGC控制模式，以保证系统的安全稳定运行。 目前，广东省统调电厂中已经配置AGC系统的机组共64台，容量合计为1423lMW，占总装机容量的57%。已做试验可投入运行的机组共76台，装机容量为6196MW(含已投运机组)，占总装机容量的24.9%;但AGC己投入运行的仅有广州抽水蓄能电厂B厂的4台300MW机组和新丰江水电厂4台机组，合计容量1520MW，只占总装机容量的6%。投运AGC容量如此之小，已不能适应广东电网现有规模调频的需要。这使系统只能过分依赖抽水蓄能电厂进行调峰调频，使广州抽水蓄能电厂2003年度6台机组启停高达9000余次，对设备健康状态产生了十分不利的影响，损耗电量也不断上升。 研究广东电网的AGC系统控制模式与实施方法，建立全网AGC机组统一调频的控制模式已迫在眉睫，势在必行。 三、AGC控制过程分析 AGC系统是一个过程复杂的闭环控制系统，涉及到电力调度中心实时控制系统、信息传输通道、厂站RTU远动装置、机组和联络线功率侧变送器、火电厂机炉协调控制系统、汽机调节与锅炉自动控制系统等。电网调度中心利用控制软件对整个电网的用电负荷、机组运行情况进行监视，然后对掌握的数据进行分析，并对电厂机组进行负荷分配，产生AGC指令。AGC指令通过信息传输通道将此指令传送到电厂的RTU装置，同时电厂将机组的运行状况及相关信息通过RTU装置和信息传输通道送至电网调度中心的实时控制系统。AGC投入的前提条件是机组协调控制系统需正常运行。 AGC系统的实施，首先要确定AGC的区域控制模式，即根据系统运行要求确定AGC的控制函数，再根据调度自动化系统采集的实时数据(频率、联络线功率、发电机出力等)由相应的控制函数要求解出实时的控制区域偏差ACE，由该ACE确定需要所有受控机组参与调节的功率值;其次要确定受控机组的控制子模式[3]，根据机组控制子模式的不同，确定每台机组分担的ACE调节功率及其调节方式;最后，将该调节功率通过传输通道传至厂站端，厂站端根据接收到的指令相应调节机组出力，并将调节效果反馈到主站。 对于AGC控制过程而言，有滞后控制和预见控制两类方式。滞后控制是当系统频率和联络线交换功率偏离计划值时，根据产生的区域控制偏差ACE大小，AGC系统对可控机组发出控制命令，以使系统频率和联络线交换功率恢复到原计划值，这是先有偏差，再进行调节的过程。预见控制方式是根据系统运行状况和短期超负荷预测结果，计算出系统出力在未来时段内的调节量，由AGC系统对机组进行相应分配，这是先预见偏差、提前进行调节的方式。AGC算法设计时，具体采用何种方式，需根据不同系统实际情况进行测算后确定。 四、广东电网AGC控制模式分析 目前，广东电网与南方电网其他省区互联情况如图1所示。图1中，南方总调直辖电厂为天生桥一、二级电站与鲁布革电厂，通过天广直流向广东电网输送电力;贵州通过贵广直流向广东输送电力;三峡电站通过三广直流输送电力。 因为直流输电线路以定功率方式输送电力，输送功率不随网络负荷的变化而变化，可视为与广东电网相连的恒定电源，故进行AGC模式设计时，广东电网与南方电网其他省区电网的联络线只考虑交流输电线路。故考虑AGC的互联情况可简化为如图2所示，箭头方向为功率传送方向。 目前，广西、云南、贵州电网均采用TBC控制模式。下面对广东电网采取不同AGC控制模式进行分析。在此，设定各省区的频率偏移系数都选择合适，为简化分析，也只分析出现增加的负荷扰动情况；同理，可分析出现减少的负荷扰动情况。 4.1 广东电网采取FTC模式 如果广东电网出现增加的负荷扰动，系统频率降低，联络线功率Pxd(流出方向为正)增大，为保持联络线功率恒定，广东电网AGC机组将增加出力，使系统频率和Rxd恢复到正常水平。而广西、云南、贵州由于采用TBC模式，其感受到的区域控制误差ACE为零，不参与系统调整。 但如果广西、云南、贵州出现增加的负荷扰动时，系统频率下降，pxd减少，此时广东电网感受到联络线功率的降低，将减少AGC机组出力以使联络线功率恢复正常，出现AGC反调现象。这在系统功率出现缺额时，将使频率下降幅度增加，使系统情况恶化，同时延长了互联电网频率的恢复时司。如在此低频时间内出现新的故障，还将影响到整个南方电网的安全稳定运行，这是广东电网采取FTC模式的缺点。 4.2 广东电网采取FFC模式 如果广东电网出现增加的负荷扰动，系统频率下降，广东电网AGC机组将增加出力，使系统频率恢复至正常水平，而其余三方由于感受到的ACE为零，不参与调整过程。 当其余三方出现增加的负荷扰动时，系统频率下降，除出现负荷扰动的省区电网AGC机组进行调节外，广东电网AGC机组也将感受到频率的下降而增加出力，这有助于系统频率的恢复。但当扰动电网调整到ACE为零时，系统频率会高于正常值，此时广东电网又要降低机组出力以使系统频率恢复至正常，进行了一次重复调整，频率出现了超调;同时机组调节频繁，不利于机组运行。另外，这也将增加联络线交换功率的串动，对联络线的稳定运行和交换功率考核有一定影响。 4.3 广东电网采取TBC模式 南方电网AGC控制模式统一为TBC模式。 假定广东电网出现增加的负荷扰动△P，系统频率下降，Pxxd增加，则Pdx减小,△Pdx＜O,△f＜0，广东电网ACEd=Kd△f+△Pdx=-△P＜O，广东电网上调机组出力，调整量将等于△P，使系统频率与联络线功率恢复正常;而对广西电网而言，其ACEx=Kx△f+△Pxd=0，即广西电网反映的频率变化折算出的Kx△f与联络线的功率变化△Pxd相抵消，说明广西负荷没有扰动，不参与调节。 同理，可分析出南方电网任一电网出现负荷扰动时，若各区域的频率偏移系数选择合适，则只有扰动区域产生控制作用，吸收本区域的负荷变化，而对其余区域不产生控制作用。在大电网频率小波动情况下，这种控制策略十分合理，兼顾了各控制方的切身利益，体现了公正、公平的调频原则，也符合南方电网平等协作的关系，有利于提高南方电网AGC控制的总体效果。 但在全网统一采用TBC模式时，在原有的控制标准Al,A2系统标准下，在某省区电网发生事故时，与之互联的控制区域在未修改联络线交换功率计划时难以对事故区域提供较大支援，不符合互联电网互为备用、事故情况互相支援的原则，所以需采用北美电力可靠性委员会推出的新控制性能标准CPS1和CPS2，以在紧急情况下给予相邻区域临时性支援[4]。 五、结论及建议 a.本文对广东电网的AGC运行需求进行了分析，简述了AGC的控制过程，并根据广东电网所处的网络环境对其AGC分别采用FTC，FFC和TBC三种不同控制模式进行了详细讨论。比较而言，采用TBC控制模式比较理想，但需采用CPS系列控制标准，这样可提高南方互联电网AGC的总体效果，使全网功-频动态特性达到最佳。 b.与兄弟省份相比，广东电网的AGC工作已明显落后，无法满足广东电网对AGC的运行需求，必须尽快进行对广东电网AGC系统的技术和管理两方面的研究和设计工作，以使广东电网的AGC系统早日投入运行，为电网的安全稳定运行发挥重要作用。 信息来源于；东方自动化