四川電網實時發電計劃與AGC閉環控制策略研究

周劍，于昌海，吳繼平，滕賢亮

(1.國網四川省電力公司，四川成都610041;2.國電南瑞科技股份有限公司，江蘇南京211000)

四川電網實時發電計劃與AGC閉環控制策略研究

周劍1，于昌海2，吳繼平2，滕賢亮2

(1.國網四川省電力公司，四川成都610041;2.國電南瑞科技股份有限公司，江蘇南京211000)

四川電網是一個以水電資源為主的區域電網，發電機組調節性能差異大，為了在具有較好控制性能指標的同時保證機組日前發電計劃能夠得到較好的執行，提出了實時調度計劃與自動發電控制(AGC)協調的閉環控制策略。運行結果驗證了所述方法的有效性。

自動發電控制;實時發電計劃;協調控制;控制模式切換

0 引言

四川電網裝機規模持續快速增長，截止2014年年底全網統調裝機總容量達45 186 MW，其中水電占比為70.5%，火電占比為28.4%，水電總裝機容量遠超火電。隨著電網規模的日益擴大和自動化水平的不斷提高，CPS評價機制的引入及“三公”調度的進一步深入，對調度運行和自動發電控制(automation generation control，AGC)的功能優化提出了更高的要求。

近年來，網省調逐步推進日前、日內和實時發電計劃建設工作，與AGC相互銜接，在實現擾動調節的多級協調和多時間尺度優化中發揮了積極作用［1－4］。機組日前發電計劃由計劃部門根據負荷預報結果，機組檢修開停機及電力市場等因素得到。在日前計劃的基礎上，根據短期負荷預測和超短期負荷預測的結果對日前計劃進行一定程序的修正得到日內計劃和實時計劃［5－6］。負荷預測結果與區域內實際負荷肯定會有一定的偏差，在AGC實時控制時必然會有區域控制偏差(area control error，ACE)需要機組參與調節。實時計劃與AGC控制周期重合、控制對象相互影響，實時計劃若未充分考慮電網調節性能要求，將增大AGC調節壓力，不利于控制行為的優化。AGC若未考慮實時計劃的趨勢指導作用，僅根據ACE事后反饋調節，在未來時段難以保持其最優調節能力。

在發電機組參與調節電網負荷波動的同時，使其調節動作能夠較好地反映發電計劃特征，是“三公”調度的基本要求，也是提高發電機組投入AGC控制積極性的重要手段。此外，實際運行中不同類型、不同控制目標機組運行模式轉換頻繁，如何根據電網不同運行狀態，發揮AGC機組和實時調度機組的作用，組織各類機組實現控制角色和調節容量的優化調控是提升電網控制性能的又一關鍵。

針對ACE調節行為對機組運行狀態造成的影響，提出了AGC機組基于發電計劃閉環的改進控制算法;同時，為保證足夠的AGC調節備用還提出機組控制模式配置方案，以及模式切換策略，以適應電網不同工況下的擾動平衡的需要，進一步提升電網動態控制效果，優化系統控制性能指標。

1 基于機組控制模式的發電計劃閉環控制策略

1.1 基于動態調節步長的SCHER控制模式

機組的控制模式由基點功率模式和調節功率模式組成，其目標出力由基點功率和調節功率構成。考慮到區域ACE實時變化，機組調節功率在調節步長限定的調節區間內實時調整，其出力的動態調節過程將圍繞基點功率上下波動。根據基點來源不同，將控制模式分為以下兩類:

1)固定基點模式:基點功率由日前、實時計劃方式或人工給定。前兩項由負荷預測、聯絡線交換計劃制定，用于跟蹤負荷變化趨勢，實現超前調節。

2)浮動基點模式:參與區域ACE調節，基點功率取實際出力或可調容量比例分配值，調節功率由區域實際調節需求分配得到，屬于滯后閉環控制，跟蹤實時的負荷變化和功率平衡。

通過機組基點功率和調節功率兩類指令的協調，如SCHER控制模式，實現實時發電計劃(機組基點功率)與AGC調節需求(機組調節功率)的協調，是實時發電計劃與AGC閉環控制的有效手段。

大型水電機組具有容量大、調節速率快、響應時間短等特點，其參與ACE調節常用的控制模式為SCHER模式。該模式下，水電機組目標指令是由計劃值疊加調節量得到的。當調節需求位于死區范圍時，機組將完全跟蹤計劃曲線;否則，在計劃值的基礎上承擔調節功率。

水電機組的調節速率非常快，區域調節需求超出死區時，可實現ACE快速調節，定義該過程為主動調節過程;但是在區域調節需求回到死區后，機組出力需返回計劃值，定義該過程為返回調節過程，當多臺水電機組同時進入返回調節過程時，可能給電網造成新的功率擾動。

圖1 SHCER模式機組調節示意圖

因此，有必要區分SCHER模式的主動調節和返回調節過程，并采用不同的控制參數和控制邏輯。

1)主動調節過程

主動調節過程可采用較大調節步長，目的為實現ACE快速調節。為避免機組長時段調節導致實際出力偏離發電計劃太遠，以機組的發電計劃為基準，上下擴充一定的帶寬，形成計劃值調整帶，作為機組的實時調節范圍。為保證事故狀態下機組能夠提供快速的功率支援，在緊急控制區可考慮暫時取消計劃帶寬的限制。

2)返回調節過程

返回調節過程中，采用較小的返回調節步長，減小每次調節帶來的擾動;返回調節過程中，為減緩機組的返回調節，每次下發指令的命令間隔也應作限制，以達到與其他調節資源動態置換的配合效果。

1.2 計劃帶寬約束的AGC控制策略

一般自動控制模式下，機組基點功率始終為當前實際出力，與發電計劃無關聯。機組根據承擔的調節功率，在整個調節范圍內上下調節。如果在一段時間內，區域的調節需求方向相對單一，機組出力可能會很大程度地偏離發電計劃。如果要求機組跟蹤計劃又必須預留出一部分調節空間參與全網ACE控制時，可采用上述的按需調整的計劃模式，但按需調整的計劃模式在ACE小于控制死區時要求機組的實際出力重新回到計劃值，會導致機組的來回調整。為減少機組的來回調整，可采用計劃帶寬模式。計劃帶寬模式以機組的發電計劃為基準，上下擴充一定的帶寬，形成計劃值調整帶，作為計劃帶寬模式機組的實時調節范圍。在正常情況下，機組只能在此計劃值調整帶范圍內上下調節，只有當計劃值無效，才恢復機組固有的調節范圍。

圖2 計劃帶寬約束示意圖

調整帶生成方法如下:假設計劃值為Pb，機組調節上限為Pmax，機組調節下限為Pmin，帶寬為w，調整帶上限為Bmax，調整帶下限為Bmin。

調整帶邊界為

同時要根據以下條件進行修正:

當，Pb+w＞Pmax，Bmax=Pmax(3)

當Pb－w＜Pmin，Bmin=Pmin(4)

通過上述方法計算機組的調節范圍，機組可以在這個調節范圍內自由調節，而不用在調節ACE后返回計劃值，可減少不必要的來回調節。

2 適應電網多復雜工況的機組控制模式自動切換策略

現階段AGC機組作為電網基本調控單元，其實時調整能力與電網頻率和聯絡線交換功率密切相關，一旦失去調節能力，CPS指標將嚴重惡化。實時運行控制中需要足夠的調節備用以應對未來負荷調整和突發擾動的調節需求。現有調度控制系統中，AGC機組的控制模式由調度員依據運行經驗人工設定和決策修改，這就導致預留AGC備用具有不確定性，預留備用過多或過少都難以兼顧系統經濟性和安全性的要求。

于是提出了一種電網工況自適應機組模式自動切換方案，根據電網不同工況下負荷調整需要，適時調整機組控制模式:負荷爬坡時段，通過增加固定基點機組，超前跟蹤負荷波動，減少機組調整壓力，滿足負荷爬坡要求;負荷平穩時段，合理配置浮動基點機組，滿足區域調節備用需求，保證區域ACE和CPS指標控制要求。大功率區外來電失去、大機組跳閘事故擾動發生時，電網實時功率缺額反映在ACE上，而實時發電計劃僅能更新未來15 min計劃值點，此時需要更多的浮動基點機組參與緊急ACE調節，以快速平抑擾動。

實時運行控制中需要足夠的調節備用以應對未來負荷調整和突發擾動的調節需求，因此將電網分為正常和緊急兩種工況，建立適應兩種工況下的機組模式切換方案。為避免切換機組選擇的無序性，將系統中部分機組作為可在固定基點和浮動基點模式間自由轉換的機組，該類機組定義為緩沖機組。方案數據流程如圖3所示。

自適應模式切換功能實時監視電網運行工況、負荷波動和AGC調節備用信息，正常工況下，當系統負荷快速爬坡或AGC調節備用無法滿足最小調節備用限值時，則啟動模式切換策略，以提高負荷快速跟蹤和擾動調節能力。當監測到直流輸電故障或大機組跳閘等緊急工況發生時，則啟動ACE緊急控制策略，將固定基點模式的緩沖機組轉為浮動基點模式，應對功率緊急缺口。在緊急工況退出或AGC調節容量恢復后，浮動基點模式緩沖機組分批依次返回固定基點。

圖3 自適應控制模式切換數據流程框圖

3 試驗及運行

所提出的優化策略已在四川電網D5000智能調度控制系統AGC軟件中實施應用，在調度生產實際中取得了良好的控制效果。

圖4為四川電網某SCHER模式水電機組采用動態調節步長后的調節跟蹤過程。從圖4中可以看出該機組大步長參與ACE調節、小步長返回計劃值，且控制爬坡速率，減小了對電網沖擊。

圖4 動態調節步長控制跟蹤過程

為進一步檢驗AGC調節對機組發電計劃的影響，對瀑布溝水電站在策略執行前后兩年同一日電量完成情況比對分析結果見表1所示。數據表明新策略實施以后，AGC調節機組的計劃電量完成情況也得到顯著改善。

Sichuan power grid is a regional power grid mainly on hydroelectric power，so the regulation performance of generating units varies widely.In order to achieve a better control performance target and good execution of day－ahead generation schedule，a coordinated control strategy with real－time generation scheduling and automatic generation control(AGC)is proposed.The operation results show the validity of the proposed strategy.

automatic generation control(AGC);real－time generation scheduling;coordinated control;control mode switching

TM73

A

1003－6954(2015)06－0060－03