CN101938141B - 大电网并网发电厂自动发电控制效果评价优化方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种大电网并网发电厂自动发电控制效果评价优化方法，其特征在于，包括以下步骤：1)从EMS系统获得机组有功、AGC投退信号、AGC调节限值、AGC指令数据；2)通过线性区域搜索测速和强制无扰测速方法准确计算出AGC的实际速率；3)按照AGC基本服务考核算法和AGC辅助服务补偿算法，对不满足基本AGC服务的部分实施考核；对AGC辅助服务的部分实施补偿。本发明实施在某区域大电网并网发电厂运行评价一体化系统中，独创性地实现了电厂AGC综合效果评价，对不满足基本AGC服务的部分实施考核，对AGC辅助服务的部分实施补偿，促进了厂网和谐，提升了电网运行稳定。

Description

大电网并网发电厂自动发电控制效果评价优化方法

技术领域

本发明属于电力系统自动化技术领域，涉及一种大电网并网发电厂自动发电控制效果评价优化方法。

背景技术

众所周知，自动发电控制(Auto Generation Control，以下简称AGC)作为调度部门协调电网有功平衡的重要手段，其动作效果关乎电能质量和电网安全。长期以来，互联大电网系统中并网发电厂AGC效果的准确评价缺乏有效的手段，主要是两个影响因素未得到解决：

1、综合评价难。机组投入AGC，既是保障电网有功平衡的基本要求，其实际调节也是对电网的贡献，正确界定AGC的基本服务与辅助服务，综合评价AGC实际调控效果，对于促进厂网和谐发展意义重大。界定的难度主要体现在：1)AGC效果评价涉及AGC投入状态、AGC可调容量、AGC调节速率、AGC调节精度、AGC调节电量等多个方面的贡献，基本要求和辅助功能的区分既要满足科学性，又要满足经济性，同时还要考虑实时电网安全运行，难度大；2)大电网中机组众多，所处网架区域不同，机组容量和性能差异大，既要制定统一的评价标准，也要兼顾个体差异；2)由于运行需要，调度员经常会和现场约定调整AGC的投退状态等，这些人工因素较难自动反映在评价系统。

2、准确测速难。机组在AGC受控时，对其调节速率的实时自动测量一直是个难点，体现在：1)调节指令必须足够大。机组在功率调节时通常采用PID算法逼近目标，在调节开始阶段和后期目标阶段都是非线性的，因此测速时宜采用中段线性部分进行计算，若调节指令较小，中部线性段将很短或没有；2)持续时间必须足够长。不同机组在响应调节命令时，会有不同延时，若要保证测速的准确性，有效的测速时段必须能够涵盖单条指令起始一直到线性段结束；3)必须排除影响机组调节的其他因素。对于火电机组要排除其开停磨煤机的增减闭锁影响，对于水电机组要排除由于振动区对有功调节的影响。另外，数据跳变等因素的影响也必须考虑。

实际调度运行中，机组处于AGC受控，以上两个因素均难以解决。例如实时测速，由于AGC调节是为了满足电网有功平衡的实际需要，调节幅值通常较小，且随机性很强，机组在上次调节目标未完成的情况下常会收到新的调节指令。目前，调度AGC系统对影响机组调节的各种信息掌握有限，通常采用人工测速的方式，但由于该方式下机组出力变化较大，对电网的有功平衡可能造成较大影响，波及电网安全，所以在测试操作时需要有经验的电网调度员做很多配合工作，实施麻烦。

因此，采用实用、有效的自动优化方法，尽可能确保以上两个因素都得以解决，是实现准确测速的最佳选择。

发明内容

本发明目的在于提供一种大电网并网发电厂自动发电控制效果评价优化方法，旨在运用先进的实时数据传输技术和优化方法，实现大电网中并网发电厂自动发电控制效果评价，利用评价反馈和经济杠杆，提高AGC控制效果，促进电网频率稳定。

为解决上述技术问题，本发明提出一种大电网并网发电厂自动发电控制效果评价优化方法，其特征在于，包括以下步骤：

1)发电厂运行效果评价一体化系统从EMS系统获得机组有功、AGC投退信号、AGC调节限值、AGC指令等数据；

2)通过线性区域搜索测速和强制无扰测速方法准确计算出AGC的实际速率；

3)按照AGC基本服务考核算法和AGC辅助服务补偿算法，对不满足基本AGC服务的部分实施考核；对AGC辅助服务的部分实施补偿。

本发明的有益效果如下：

本发明实施在某区域大电网并网发电厂运行评价一体化系统中，独创性地实现了电厂AGC综合效果评价，对不满足基本AGC服务的部分实施考核，对AGC辅助服务的部分实施补偿，促进了厂网和谐，提升了电网运行稳定。

附图说明

图1为大电网并网发电厂自动发电控制效果评价优化方法流程；

图2为强制小扰动测速方法中电厂(或机组)间电气距离算法流程。

具体实施方式

所述的AGC基本服务考核算法为：

1)考核对象：以PLC为考核对象，即：对于PLC控制单台机组时，以单台机组为考核对象；对于PLC控制多台机组时，以多台机组的组合为控制对象。其中，调节范围、调节速率和调节精度计算均以PLC控制的所有运行机组的综合控制效果为准。

2)考核标准：发电厂AGC服务需要满足三个标准的基本要求，即调节范围、调节速率和调节精度。三个标准均满足时，合格率为100％；其中一个不满足，合格率减33％，以此类推。计算细节详见算法公式。当PLC控制多台机组时，若存在某台机组未投入AGC，但是其三项指标都满足要求，可认为AGC合格。

3)考核时段：每15分钟为一个考核时段，每日统计考核电量，月度汇总。

4)考核原则：

■对所有具备AGC功能的并网发电机组提供的AGC服务进行考核评价，因客观原因(如水头受限)等因素导致不满足要求的部分不计入考核；因电厂原因导致AGC不能投运期间，其合格率按0％计算，非电厂原因导致AGC退出运行期间合格率按100％计算。

■考核系统自动获取能量管理系统(EMS)采集的机组振动区和磨煤机开停信息，用于机组测速计算，确保测速不受其他因素影响。

■存在机组正常开停机过程的时段自动免考，有正常远方AGC投退操作的时段自动免考。

■当超过设定的时间一直没有合适的测速指令，或某段测速结果明显异常时，自动启动“强制小扰动测速”算法。

5)基础源数据：

实时AGC调节上下限：用于计算调节范围；

实时AGC调节指令：用于计算AGC调节速率；

实时机组出力信息：用于计算AGC调节速率和调节精度；

实时AGC状态信号：用于统计PLC是否投入远方AGC控制。

6)考核算法：

调节范围λ_ki合格率计算(以电厂PLC k、考核时段i为例)

其中，

为发电厂远动上送的PLC k的AGC调节上限值，为发电厂上远动上送的PLC k的AGC调节下限值；S_ki为PLC k在i时段的额定容量(火电机组取额定容量，水电机组取考虑水头受限的最大出力)；若是火电厂，P_kit0为PLCk控制机组在i时段的最低稳燃出力之和；若是水电厂，P_kih1为PLC k控制机组在i时段的振动区上限之和；T是考核时段长度，单位为分钟；^代表“与”的关系，即前后条件同时满足。

调节速率ω_ki合格率计算(以电厂PLC k、考核时段i为例)

其中，V_ki为PLC k在考核时段i时的实际调节速度，单位是MW/min，计算方法如下：

为消除数据误差导致的计算错误，只有达到调节指令门槛P_Ti条件的指令才参与测速计算，P_ki0和P_ki1分别是考核时段i中的测速当前值与目标值，t_i是指令发出后出力变化到目标值时间。指令门槛P_Ti的计算方式有两种：

1)P_Ti＝P₀

2)P_Ti＝Min[S_ki×R₀，20MW]

其中，P₀是功率常数，R₀是比例常数，20MW是选择的指令门槛的封顶值。

AGC调节中的线性区域选择算法如下：

a)确定扫描起止时间段：

t_t＝t_s+T_s+T_f

其中，t_t为扫描终点；t_s为扫描起点，取指令发送时间点；T_s为理论动作时间，取指令调节量除以理论速率的结果；T_f为附加的固定搜索延时(火电和水电会有所区别)。

b)判断本次调节是否参与测速：

$\mathrm{\&mu;}=\left\{\begin{array}{cc}1,& t_s^{\&prime;}-t_s\&GreaterEqual;T_d\\ 0,& t_s^{\&prime;}-t_s<T_d\end{array}\right.$

其中，μ为是否参与标志；t_s和t′_s分别为本次和下一次发送指令时间点；T_d为相邻指令间隔设定门槛。

c)确定线性时段起点：

t₁＝t，        P-P_s＝P_sd

其中，t₁为线性时段起点；P为当前实际出力；P_s为扫描起点实际出力；P_sd＝Min[S_ki×R₁，5MW]为起点动作设定门槛，R₁是比例常数。

d)确定线性时段终点：

t₂＝t，      P_t-P＝P_td

其中，t₂为线性时段终点；P为当前实际出力；P_t为目标出力；P_td＝Min[S_ki×R₂，5MW]为起点动作设定门槛，R₂是比例常数。

e)如果未能确定t₁和t₂，取t₁＝t_s，t₂＝t_t。

调节精度θ_ki合格率计算(以电厂PLC k、考核时段i为例)

${\mathrm{\&theta;}}_{\mathrm{ki}}=\left\{\begin{array}{cc}1,& \left|{\mathrm{\&Delta;P}}_{\mathrm{ki}}\right|/S_{\mathrm{ki}}\&le;3\%\\ 0,& \left|{\mathrm{\&Delta;P}}_{\mathrm{ki}}\right|/S_{\mathrm{ki}}>3\%\end{array}\right.$

其中，ΔP_ki是i时段内PLC k实时有功出力P_ki曲线与其AGC指令

曲线(根据AGC指令，考虑响应时间、注册速率模拟形成的AGC连续计划曲线)之间的差值的，即积分后除以曲线时段T_ki，无指令(N_ki≤0)时沿用上一次计算结果：

${\mathrm{\&Delta;P}}_{\mathrm{ki}}=\left\{\begin{array}{cc}(\underset{i}{\&Integral;}{P}_{\mathrm{ki}}-P_{\mathrm{ki}}^a)/T_{\mathrm{ki}},& N_{\mathrm{ki}}>0\\ {\mathrm{\&Delta;P}}_{k(i-1)},& N_{\mathrm{ki}}\&le;0\end{array}\right.$

曲线时段的选择算法：1)在预估时间内实际出力到达调节死区(距离目标值的设定门槛)，则取其后T_c(设定参数)时段作为曲线时段；2)在预估时间内未达到调节死区，则取到达目标值的理论时间点的实际出力和AGC指令目标出力计算差值。

考核电量统计(以电厂PLC k、考核时段i为例)

$Q_{\mathrm{ki}}=(1-{\mathrm{\&lambda;}}_k\&times;0.33-{\mathrm{\&omega;}}_k\&times;0.33-{\mathrm{\&theta;}}_k\&times;0.33)\&times;\underset{i}{\&Integral;}{P}_{\mathrm{ki}}\&times;0.1\%$

所述AGC辅助服务补偿算法：

1)补偿对象：以PLC为补偿对象；

2)补偿标准：对发电厂AGC两项辅助服务提供补偿，即调节容量、调节电量；

3)补偿时段：每15分钟为一个补偿时段，每日统计补偿费用，月度汇总；

4)补偿原则：

■对所有具备AGC功能的并网发电机组提供的AGC辅助服务进行费用补偿。

■自动获取AGC考核算法中的调节速率。

■根据电厂所处位置，分省设定补偿标准。

■存在机组正常开停机过程的时段自动免补偿，有正常远方AGC投退操作的时段自动免补偿。

5)基础源数据：

实时AGC调节上下限：用于计算调节范围；

实时AGC调节指令：用于计算AGC调节速率；

实时机组出力信息：用于计算机组运行时间；

实时AGC状态信号：用于统计AGC投运率。

机组调试信息：用于AGC月投运率；

6)补偿算法：

AGC月投运率γ_k计算(以电厂PLC k)：

${\mathrm{\&gamma;}}_k=\underset{i}{\&Integral;}{t}_{\mathrm{ki}}^a/\underset{i}{\&Integral;}{t}_{\mathrm{ki}}^o$

其中，

为AGC投入时间；

为PLC k控制机组运行时间，需要扣除机组启停(通过机组判启停算法自动统计)、调试和发电出力低于AGC投入允许最低出力的时段；i为补偿时段。

调节容量ζ_ki计算(以电厂PLC k、补偿时段i为例)：

${\mathrm{\&xi;}}_{\mathrm{ki}}=\mathrm{Min}(3\&times;V_{\mathrm{ki}},P_{\mathrm{ki}}^u-P_{\mathrm{ki}})+\mathrm{Min}(3\&times;V_{\mathrm{ki}},P_{\mathrm{ki}}-P_{\mathrm{ki}}^l)$

其中，V_ki为AGC考核中计算的PLC k在i时段的速率。P_ki、分别为实时出力、AGC调节上限值和下限值。

AGC调节电量η_ki计算(以电厂PLC k、补偿时段i为例)：

${\mathrm{\&eta;}}_{\mathrm{ki}}=\left\{\begin{array}{cc}\&Integral;\mathrm{Max}<\mathrm{Min}[(P_{\mathrm{ki}}-P_{\mathrm{ki}}^s),(P_{\mathrm{ki}}^a-P_{\mathrm{ki}}^s)],0>,& (P_{\mathrm{ki}}^a-P_{\mathrm{ki}}^s)\&GreaterEqual;0\\ \&Integral;\mathrm{Min}<\mathrm{Max}[(P_{\mathrm{ki}}-P_{\mathrm{ki}}^s),(P_{\mathrm{ki}}^a-P_{\mathrm{ki}}^s)],0>,& (P_{\mathrm{ki}}^a-P_{\mathrm{ki}}^s)<0\end{array}\right.$

其中，P_ki为当前实际出力；

为AGC起始出力，

为AGC目标出力，因此，

代表往上调节，

代表往下调节；公式中扣除了反调和过调的电量。

补偿费用统计(以电厂PLC k、补偿时段i为例)

W_ki＝R₁×ζ_ki+R₂×η_ki

强制小扰动测速方法

强制小扰动测速方法，是在前文提到的测速结果明显不满足要求的情况下，建立在测速算法上的一种人工优化策略。

根据电网和机组运行状况，可以分为以下两种策略：

1)对于同一电厂运行的不同机组，可以对两台机同时进行测速，一台机增加出力，另一台机减少出力，增减幅值相等，保持全厂出力不变。该策略对电网有功平衡零扰动。

2)对于全厂统一控制的水电厂或只有单台机组运行的火电厂，选取电气距离最近的两个电厂或机组进行增减出力测速，保证出力变化对电网扰动最小。该策略对电网有功平衡微扰动。

利用本发明设计的大电网并网发电厂自动发电控制效果评价优化方法，具有如下优点：

1)实施在某1+X区域电网并网发电厂运行评价一体化系统中，独创性地实现了电厂AGC综合效果评价，对不满足基本AGC服务的部分实施考核，对AGC辅助服务的部分实施补偿，促进了厂网和谐，提升了电网运行稳定。

2)算法中自主设计和实现了发电厂AGC服务自动、实时考核和补偿，能够自动免除因客观因素(非电厂原因)导致的考核。

3)采用自主创新的AGC测速算法，适合大电网AGC调节特点，能够准确和实时地计算AGC机组调节速率。

4)采用自主创新的强制无扰测速方法，不但能有效解决前文中提到的测速难点，还能克服人工测速的缺点。

本算法在某区域并网发电厂运行评价一体化系统中得到应用，该区域电网包括五个省级电网。系统能够从EMS系统获得机组有功、AGC投退信号、AGC指令等数据，通过线性区域搜索测速和强制无扰测速方法准确计算出AGC的实际速率，并按照AGC考核和补偿算法，对不满足基本AGC服务的部分实施考核，对AGC辅助服务的部分实施补偿。

本方法在实际电网数据下开展大电网并网发电厂自动发电控制效果评价的研究和尝试，摸索出一种大电网并网发电厂自动发电控制效果评价优化方法。该算法创新性地实现了强制无扰测速方法，有效解决了AGC运行时存在的“综合评价难、准确测速难”两个测速难点，实现了AGC的准确测速，为AGC并网运行考核和辅助服务补偿的实施提供了理论依据，提高了AGC控制效果，促进了电网频率稳定，具有广泛的推广前景。

此处根据特定的示例性实施案例描述了本发明。对本领域的技术人员来说不脱离本发明范围下进行适当的替换或修改是显而易见的。示例性的实施例仅仅是例证性的，而不是对本发明的范围的限制，本发明的范围由所附属的权利要求定义。

Claims (1)

1.一种大电网并网发电厂自动发电控制效果评价优化方法，其特征在于，包括以下步骤：

1)发电厂运行效果评价一体化系统从EMS系统获得机组有功、AGC投退信号、AGC调节限值、AGC指令数据；

2)当超过设定的时间一直没有合适的测速指令，或某段测速结果明显异常时，自动启动强制小扰动测速算法，准确计算出AGC的实际速率；

3)按照AGC基本服务考核算法和AGC辅助服务补偿算法，对不满足基本AGC服务的部分实施考核；对AGC辅助服务的部分实施补偿，

在所述步骤3)中，所述AGC基本服务考核算法为：

1)考核对象：以PLC为考核对象，对于PLC控制单台机组时，以单台机组为考核对象；对于PLC控制多台机组时，以多台机组的组合为考核对象；

2)考核标准：发电厂AGC服务需要满足三个标准的基本要求，即调节范围、调节速率和调节精度，三个标准均满足时，合格率为100％；其中一个不满足，合格率减33％；

3)考核时段：每15分钟为一个考核时段，每日统计考核电量，月度汇总；

4)基础源数据：

实时AGC调节上下限：用于计算调节范围；

实时AGC调节指令：用于计算AGC调节速率；

实时机组出力信息：用于计算AGC调节速率和调节精度；

实时AGC状态信号：用于统计PLC是否投入远方AGC控制；

5)考核算法： 

调节范围λ_ki合格率计算，以电厂PLC k、考核时段i为例，

其中， 

为发电厂远动上送的PLC k的AGC调节上限值， 

为发电厂上远动上送的PLC k的AGC调节下限值；S_ki为PLC k在i时段的额定容量，火电机组取额定容量，水电机组取考虑水头受限的最大出力；若是火电厂，P_kit0为PLC k控制机组在i时段的最低稳燃出力之和；若是水电厂，P_kih1为PLC k控制机组在i时段的振动区上限之和；T是考核时段长度，单位为分钟；∧代表“与”的关系，即前后条件同时满足；

调节速率ω_ki合格率计算，以电厂PLC k、考核时段i为例，

其中，V_ki为PLC k在考核时段i时的实际调节速度，单位是MW/min，计算方法如下：

为消除数据误差导致的计算错误，只有达到调节指令门槛P_Ti条件的指令才参与测速计算，P_ki0和P_ki1分别是考核时段i中的测速当前值与目标值，t_i是指令发出后出力变化到目标值时间，指令门槛P_Ti的计算方式有两种：

1)P_Ti＝P₀

2)P_Ti＝Min[S_ki×R₀，20MW]

其中，P₀是功率常数，R₀是比例常数，20MW是选择的指令门槛的封顶值；

AGC调节中的线性区域选择算法如下：

a)确定扫描起止时间段：

t_t＝t_s+T_s+T_f

其中，t_t为扫描终点；t_s为扫描起点，取指令发送时间点；T_s为理论动作时间，取指令调节量除以理论速率的结果；T_f为附加的固定搜索延时；

b)判断本次调节是否参与测速：

其中，μ为是否参与标志；t_s和t′_s分别为本次和下一次发送指令时间点；T_d为相邻指令间隔设定门槛；

c)确定线性时段起点：

t₁＝t，P-P_s＝P_sd

其中，t₁为线性时段起点；P为当前实际出力；P_s为扫描起点实际出力；P_sd＝Min[S_ki×R₁，5MW]为起点动作设定门槛，R₁是比例常数；

d)确定线性时段终点：

t₂＝t，P_t-P＝P_td

其中，t₂为线性时段终点；P为当前实际出力；P_t为目标出力；P_td＝Min[S_ki×R₂，5MW]为起点动作设定门槛，R₂是比例常数；

e)如果未能确定t₁和t₂，取t₁＝t_s，t₂＝t_t；

调节精度θ_ki合格率计算，以电厂PLC k、考核时段i为例， 

其中，ΔP_ki是i时段内PLC k实时有功出力P_ki曲线与其AGC指令 

曲线之间的差值的，即积分后除以曲线时段T_ki，当N_ki≤0时为无指令，则沿用上一次计算结果：

曲线时段的选择算法：1)在预估时间内实际出力到达调节死区，则取其后设定参数T_c时段作为曲线时段；2)在预估时间内未达到调节死区，则取到达目标值的理论时间点的实际出力和AGC指令目标出力计算差值；

考核电量统计，以电厂PLC k、考核时段i为例，

所述AGC辅助服务补偿算法为：

1)补偿对象：以PLC为补偿对象；

2)补偿标准：对发电厂AGC两项辅助服务提供补偿，即调节容量、调节电量；

3)补偿时段：每15分钟为一个补偿时段，每日统计补偿费用，月度汇总；

4)基础源数据：

实时AGC调节上下限：用于计算调节范围；

实时AGC调节指令：用于计算AGC调节速率；

实时机组出力信息：用于计算机组运行时间；

实时AGC状态信号：用于统计AGC投运率；

机组调试信息：用于AGC月投运率； 

5)补偿算法：

AGC月投运率γ_k计算，以电厂PLC k为例：

其中， 

为AGC投入时间； 

为PLC k控制机组运行时间，需要扣除机组启停、调试和发电出力低于AGC投入允许最低出力的时段，通过机组判启停算法自动统计机组启停时段；i为补偿时段；

调节容量ζ_ki计算，以电厂PLC k、补偿时段i为例，

其中，V_ki为AGC考核中计算的PLC k在i时段的速率，P_ki、 

分别为实时出力、AGC调节上限值和下限值；

AGC调节电量η_ki计算，以电厂PLC k、补偿时段i为例，

其中，P_ki为当前实际出力； 

为AGC起始出力， 

为AGC目标出力，因此， 

代表往上调节， 

代表往下调节；公式中扣除了反调和过调的电量；

补偿费用W_ki统计，以电厂PLC k、补偿时段i为例，

W_ki＝R₁×ζ_ki+R₂×η_ki；

在所述步骤2)测速结果明显不满足要求的情况下，建立在测速算法上的人工优化方法，根据电网和机组运行状况，包括以下两种方法：

1)对于同一电厂运行的不同机组，对两台机同时进行测速，一台机增加出力，另一台机减少出力，增减幅值相等，保持全厂出力不变； 

2)对于全厂统一控制的水电厂或只有单台机组运行的火电厂，选取电气距离最近的两个电厂或机组进行增减出力测速，保证出力变化对电网扰动最小。 

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