CN103066604B - 一种厂网协调模式下的梯级自动发电控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及电网规划和调度运行领域，公开了一种厂网协调模式下的梯级自动发电控制方法，可兼顾电网安全与集控中心控制目标，实现在线实时控制与离线短期调度计划的有机衔接，满足AGC控制安全性、时效性、实用性、经济性的要求。其技术方案为：将电网安全约束纳入梯级自动控制方法中，以厂网协调日前计划电量作为集控中心侧AGC控制目标，通过实时监测电站积分电量与计划电量偏差，确定电站增减负荷投入序位，并以此为基础设计厂间负荷分配的电站组合方法，采用相对耗水率比例进行厂间负荷优化分配。本发明的有益效果是前瞻电网未来发展，在我国干流梯级，尤其是西南地区巨型干流梯级调度运行管理中，具有重要的率先垂范意义。

Description

一种厂网协调模式下的梯级自动发电控制方法

技术领域

本发明涉及电网规划和调度运行领域，特别涉及一种厂网协调模式下的梯级自动发电控制方法。

技术背景

自动发电控制(auto generation control，AGC)是电力系统频率二次调节的重要技术手段，是保证电网安全、优质运行的有效途径。近些年来，随着特高压输电工程的建设，区域电网间互联程度日益加强，面向省级和区域电网的AGC控制方法成为国内外学者研究的热点课题，并取得了大量的研究成果。在集中调度模式下，电网AGC的控制目标主要侧重于维持系统频率恒定和省际联络线交换功率按计划执行，保证系统安稳运行，鲜有顾及发电企业自身对AGC的控制目标。随着电力市场改革的不断深入，电网和发电企业将发展成相互独立的经济实体，集中调度模式将被打破，AGC控制方法必然随之发生深刻的变革。在厂网分离，但电力市场尚未完全形成的背景下，作为发电企业最大经济实体的集控中心，如何根据AGC特点，研究一种厂网协调模式下兼顾发电企业和电网安全运行目标的梯级AGC控制方法，具有重要而深远的意义。

乌江干流梯级位列“中国十三大水电基地”第六，总装机8675MW，是迄今为止开发最为完善和彻底的水电基地。乌江集控中心（以下简称集控中心）管辖贵州境内9座水电站，总装机7515MW，占贵州电网统调总装机的26%，统调水电装机的73.6%。其中，除构皮滩电厂由南方电网直调以外，其余电厂均参与贵州电网（以下简称中调）AGC调节，在保证南方电网区域互联、电网安稳运行方面发挥重要的作用。与现行模式电网直接将AGC指令下达至电厂不同，在厂网协调模式中，集控中心实时接收中调下发的梯级AGC指令，通过梯级AGC控制方法，在满足电网安全约束的基础上，根据自身控制目标实现梯级厂间负荷优化分配，然后将AGC指令下达电厂执行。现阶段，乌江集控中心与贵州中调、以及各所辖电厂之间建设了双向互联的数据通道，可以实时接收中调AGC调度主站下达的梯级AGC指令，同时能实时采集各电站运行工况数据、下发电厂AGC指令数据，具备了梯级AGC控制方法实施的基础条件。

本发明成果前瞻电网未来发展，目前国内相关研究成果和文献报道大多针对集中调度模式下，如何实现省级电网或区域电网的AGC控制目标，尚未见过厂网协调模式下兼顾电网和发电企业目标的梯级AGC控制方法。本成果在我国干流梯级，尤其是西南地区巨型干流梯级调度运行管理中，具有重要的率先垂范意义。

发明内容

本发明要解决的技术问题是提供一种厂网协调模式下的梯级自动发电控制方法，可兼顾电网安全与集控中心控制目标，实现在线实时控制与离线短期调度计划的有机衔接，可满足AGC控制安全性、时效性、实用性、经济性的要求。

本发明的技术方案为：本发明揭示了一种厂网协调模式下的梯级自动发电控制方法，按照下述步骤(1)-(7)实现一次梯级AGC指令的调节过程：

(1)利用中调与集控中心建立的控制中心通信协议（Tele-control Application ServiceElement，TASE.2），实现中调AGC调度主站系统（energy management system，EMS）与梯级AGC优化控制系统实时数据交互共享。当t时刻区域间联络线功率变化时，EMS系统将梯级AGC调节指令P_c,t下达至集控中心；

(2)梯级AGC优化控制系统计算t时刻指令变化值ΔP_c,t，并确定梯级负荷增减标识。若ΔP_c,t>0为梯级增负荷；ΔP_c,t<0为梯级减负荷;

(3)根据集控中心侧AGC控制目标，计算t时刻梯级各电站积分电量与计划电量的偏差情况。根据电量偏差情况和梯级负荷增减标识，确定AGC电站投入顺序。积分电量正偏差率越大，优先投入电厂AGC减荷；积分电量负偏差率越小，优先投入电厂AGC増荷；

(4)以电站AGC投入序位为基础，利用数学中的组合原理确定t时刻参与负荷分配的所有电站组合。若t时刻梯级减荷，有n座电站积分电量正偏差于计划值，则按其投入序位的电站组合共有种。在组合列表中，过滤掉不满足爬坡约束的组合，生成电站组合可行集I={Ω_a,Ω_b，…Ω_n}，然后按序位由高到低、电站由少到多的电站组合顺序投入AGC负荷分配；

(5)对于电站组合Ω_a，先松弛振动区约束，为了提高梯级运行的经济性，根据实时耗水率指标进行电站之间的负荷分配。耗水率小的电站应充分发挥其经济性，梯级増荷时多带负荷；耗水率大的电站，梯级减荷时应尽量少带负荷；

(6)检验各电站负荷分配结果是否满足振动区约束。若满足，则执行步骤(7)；否则，采用I中的下一组合，然后按照步骤(5)所述的方法重新进行负荷分配计算，直到所有电站负荷分配值均满足振动区约束；

(7)判断AGC优化控制运行状态，在开环运行期间，将电站AGC负荷分配结果作为指导建议，通过TASE.2通信协议上传至中调AGC调度主站系统；集控中心AGC控制系统投入闭环运行后，负荷分配结果将直接下达至电厂执行。

本发明对比现有技术有如下有益效果：本发明一种厂网协调模式下的梯级自动发电控制方法前瞻电网未来发展，将电网安全约束纳入梯级自动控制方法中，以厂网协调日前计划电量作为集控中心侧AGC控制目标，通过实时监测电站积分电量与计划电量偏差，确定电站增减负荷投入序位，并以此为基础设计厂间负荷分配的电站组合方法，采用相对耗水率比例进行厂间负荷优化分配。对比现有技术，本发明可兼顾电网安全与集控中心控制目标，实现在线实时控制与离线短期调度计划的有机衔接，满足AGC控制安全性、时效性、实用性、经济性的要求。

附图说明

图1是AGC电站组合的示意图；

图2是梯级AGC控制方法实施流程图；

图3是某天梯级AGC指令变化过程图；

图4是不同AGC控制方法下电站负荷过程对比图；

图4(a)是洪家渡电站负荷过程对比；

图4(b)是东风电站负荷过程对比；

图4(c)是索风营电站负荷过程对比；

图4(d)是乌江渡电站负荷过程对比；

图4(e)是思林电站负荷过程对比；

图4(f)是大花水电站负荷过程对比；

图4(g)是格里桥电站负荷过程对比。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明作进一步的描述。

自动发电控制是保证电力系统安全、优质运行的有效途径。在集中调度模式下，电网AGC的控制目标主要侧重于维持系统频率恒定和省际联络线交换功率按计划执行，当区域联络线交换功率变化时，电网部门根据其控制目标直接将AGC指令下达至电站执行，鲜有顾及发电企业对AGC控制目标。本发明揭示一种厂网协调模式的梯级AGC控制方法，不同于集中调度模式，当区域联络线交换功率变化时，集控中心实时接收电网下发的梯级AGC指令，通过梯级AGC控制方法，在满足电网安全约束的基础上，根据自身控制目标实现梯级厂间负荷优化分配，然后将AGC指令下达电厂执行。

本发明首先利用中调与集控中心之间的TASE.2通信协议，实现中调AGC调度主站EMS系统与梯级AGC优化控制系统实时数据交互共享，主要包括联络线功率变化时梯级AGC调节指令，以及开环运行状态梯级AGC系统分配的负荷建议值。为梯级AGC控制方法的实施奠定了基础。

本发明的梯级AGC控制方法可兼顾电网安全运行及发电企业对AGC的控制目标。电网侧安全运行目标为：通过梯级AGC控制方法实现区域联络线功率按计划执行，同时控制区域联络线输电功率不超过稳定断面极限，其约束条件表达式如下：

$\left(a\right)P_{c,t}=\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_{i,t}$

式中P_c,t为t时刻电网下达的梯级AGC指令；P_i，t为电站i在时刻t的发电负荷；n为参与负荷分配的电站个数;

$\left(b\right)\underset{i=1}{\overset{m}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_{i,t}\&le;N_s,$ i∈S_m

式中N_s为稳定断面s的输电极限；S_m为接入断面s的电站集合，m为电站个数;

发电企业侧AGC控制目标为：通过梯级AGC控制方法使梯级各电站实际发电量逼近中调发布计划电量，从而实现离线短期调度与在线实时控制的有机衔接，进而保证发电企业远期合约电量的完成。其目标函数为：

minf=|EI_i,d-ES_i,d|

式中EI_i，d、ES_i,d分别为电站i第d日的积分发电量和日发布计划电量；

本发明中，除了上述电网安全约束之外还涉及到一个电站约束条件集合，这是为了满足电站安全、经济运行。约束条件集合如下：

(c)出力限制约束

${\underset{\&OverBar;}{P}}_{i,t}\&le;P_{i,t}\&le;{\stackrel{\&OverBar;}{P}}_{i,t}$

式中 分别为电站i在时刻t的出力上下限;

(d)爬坡速率约束。

$\left\{\begin{array}{c}{P}_{i,t}-P_{i,t-1}\&le;R_{i,u},P_{i,t}>P_{i,t-1}\\ P_{i,t-1}-P_{i,t}\&le;R_{i,d},P_{i,t-1}>P_{i,t}\end{array}\right.$

式中R_i，u、R_i,d分别为电站i最大升、降速率;

(e)振动区约束

$(P_{i,t}-{\stackrel{\&OverBar;}{\mathrm{PS}}}_{i,t,m})(P_{i,t}-{\underset{\&OverBar;}{\mathrm{PS}}}_{i,t,m})\&GreaterEqual;0$

式中 分别为电站i在时刻t的第m振动区的上下限;

(f)AGC机组启停顺序。

$\underset{j=1}{\overset{g}{\mathrm{\&Sigma;}}}{U}_{i,j}=g{U}_{i,g}$

式中g为开机台数；U_i,j为电站i启停序位为j的机组状态。其中，U_i，j=1表示开机；U_i,j=0表示停机。AGC机组开停机序位由电厂给定。

相比于电力系统离线运行经济调度，AGC优化控制属于在线运行实时调度，主要平衡电力系统负荷曲线上变化周期在10秒钟至3分钟之间的负荷分量，因此，其求解方法侧重于安全性、实时性、可操作性，在经济性方面可以适当放宽要求。

本发明的梯级AGC求解方法将电网安全约束纳入模型中，根据计划电量执行偏差确定AGC电站投入序位，并以此设计操作性强的电站组合方法。为了消除装机容量对电量偏差的影响，用电量偏差率作为排序的量化指标，其计算式为：

Δr_i,d,t=(EI_i,d,t-ES_i,d,t)/ES_i,d,t+Δr_i,d-1

式中Δr_i，d，t为电站i第d日0至t时刻的电量偏差率；EI_i，d，t和ES_i，d，t分别为电站i第d日在0至t时刻的积分电量和计划电量；Δr_i,d-1为电站i前d-1天累积的电量偏差率，且有

Δr_i，d-1=(EI_i,d-1-ES_i，d-1)/ES_i,d-1+Δr_i，d-2

以电站AGC投入序位为基础，利用数学中的组合原理确定厂间负荷分配的电站全组合。若t时刻梯级减荷，有n座电站积分电量正偏差于计划值，则按其投入序位的全组合共有种。在组合列表中，过滤掉不满足爬坡约束的组合，然后按序位由高到低、电站由少到多的顺序投入AGC负荷分配，如图1所示。不满足爬坡约束的电站组合过滤计算式为：

$\underset{i=1}{\overset{a}{\mathrm{\&Sigma;}}}(P_{i,t-1}+P_{i,r})<P_{c,t},$ i∈Ω_a

式中Ω_a为电站数目为a的组合；P_i,r为考虑出力限制约束的最大爬坡速率，且有

$P_{i,r}=\left\{\begin{array}{cc}\min (P_{i,u},{\stackrel{\&OverBar;}{P}}_{i,t}-P_{i,t-1}),{\mathrm{\&Delta;P}}_{c,t}>0& \\ \min (P_{i,d},P_{i,t-1}-{\underset{\&OverBar;}{P}}_{i,t}),{\mathrm{\&Delta;P}}_{c,t}<0& \end{array}\right.$

式中 分别为电站i在时刻t的出力上下限；R_i,u、R_i,d分别为电站i最大升、降速率；

相比于离线经济调度，AGC实时调度能够获得更为全面的电站在线运行信息。利用实时水头数据，可以为厂间负荷经济分配提供一个简单、有效的解决思路。通过水头查耗水率曲线，可以获得当前时刻电站运行的水耗指标。耗水率小的电站应充分发挥其经济性，梯级増荷时多带负荷；耗水率大的电站，梯级减荷时应尽量少带负荷。为此，本发明采用相对耗水率比例进行厂间负荷优化分配，该方法一方面可以提高梯级运行经济性，且能同步增减电站负荷，不至于爬坡速率快的电站快速到达出力限制而失去调节能力；另一方面，计算速度快、不存在收敛问题，满足实时控制要求。相对耗水率比例厂间负荷分配公式为：

P_i，t=P_i，t-1+r_i，tΔP_c,t

式中r_i,t为t时刻相对耗水率比例，且有

$r_{i,t}=\left\{\begin{array}{cc}\frac{1}{{\mathrm{\&sigma;}}_{i,t}}/\underset{i=1}{\overset{a}{\mathrm{\&Sigma;}}}\frac{1}{{\mathrm{\&sigma;}}_{i,t}},{\mathrm{\&Delta;P}}_{c,t}>0& \\ {\mathrm{\&sigma;}}_{i,t}/\underset{i=1}{\overset{a}{\mathrm{\&Sigma;}}}{\mathrm{\&sigma;}}_{i,t},{\mathrm{\&Delta;P}}_{c,t}<0& \end{array}\right.$

式中σ_i,t为电站i在时刻t的耗水率。

图2是梯级AGC控制方法实施示意图。根据上述思想，对于一次梯级AGC指令的调节过程，按照下述步骤(1)-(7)予以实现：

(1)利用中调与集控中心建立的控制中心通信协议（Tele-control Application ServiceElement，TASE.2），实现中调AGC调度主站系统（energy management system，EMS）与梯级AGC优化控制系统实时数据交互共享。当t时刻区域间联络线功率变化时，EMS系统将梯级AGC调节指令P_c,t下达至集控中心；

(2)梯级AGC优化控制系统计算t时刻指令变化值ΔP_c,t，并确定梯级负荷增减标识。若ΔP_c,t>0为梯级增负荷；ΔP_c,t<0为梯级减负荷;

(3)根据集控中心侧AGC控制目标，计算t时刻梯级各电站积分电量与计划电量的偏差情况。根据电量偏差情况和梯级负荷增减标识，确定AGC电站投入顺序。积分电量正偏差率越大，优先投入电厂AGC减荷；积分电量负偏差率越小，优先投入电厂AGC増荷；

(4)以电站AGC投入序位为基础，利用数学中的组合原理确定t时刻参与负荷分配的所有电站组合I={Ω_a,Ω_b，…Ω_n}。若t时刻梯级减荷，有n座电站积分电量正偏差于计划值，则按其投入序位的电站组合共有种。在组合列表中，过滤掉不满足爬坡约束的组合，然后按序位由高到低、电站由少到多的电站组合顺序投入AGC负荷分配；

(5)对于电站组合Ω_a，先松弛振动区约束，为了提高梯级运行的经济性，根据实时耗水率指标进行电站之间的负荷分配。耗水率小的电站应充分发挥其经济性，梯级増荷时多带负荷；耗水率大的电站，梯级减荷时应尽量少带负荷；

(6)检验各电站负荷分配结果是否满足振动区约束。若满足，则执行步骤(7)；否则，采用I中的下一组合，然后按照步骤(5)所述的方法重新进行负荷分配计算，直到所有电站负荷分配值均满足振动区约束；

(7)判断AGC优化控制运行状态，在开环运行期间，将电站AGC负荷分配结果作为指导建议，通过TASE.2通信协议上传至中调AGC调度主站系统；集控中心AGC控制系统投入闭环运行后，负荷分配结果将直接下达至电厂执行。

现以某天乌江梯级AGC模拟闭环运行为例，从与日前计划趋近程度、优化节水量、梯级蓄能分布三方面对比中调AGC与梯级AGC控制方法下的统计指标，进行梯级AGC效益评价分析。图3是中调AGC调度主站EMS下达的梯级AGC指令变化过程。图4为模拟闭环运行不同控制方法下各电站出力过程对比。

表1为不同控制方法下的效益指标统计表。从控制目标分析，该日中调发布梯级计划电量为7194.6万kWh，而实际运行中，梯级实际发电量为7353.2万kWh，比发布计划多158.6万kWh。由日电量执行偏差可以看出，梯级AGC控制方法下，各电站日电量偏差的绝对值均小于中调AGC，更接近于发布计划电量，这说明了本发明有效性；从耗水率分析，由于梯级AGC控制方法厂间负荷分配时，根据实时耗水率确定厂间负荷分配比例，当梯级增加负荷时，耗水率小的电站多带负荷；梯级降低负荷时，耗水率大的电站多将负荷，因此，梯级耗水率较中调控制方法下的小0.02，转换成节约水量约为144万立方米；从期末蓄能统计，梯级控制方法可以提高蓄能122.08万kWh，转换成节水量约为486万立方米，总计节水530万立方米。

表1

Claims (1)

1.一种厂网协调模式下的梯级自动发电控制方法，其特征包括如下步骤，

(1)利用中调与集控中心建立的控制中心通信协议TASE.2，实现中调AGC调度主站系统EMS与梯级AGC优化控制系统实时数据交互共享；当t时刻区域间联络线功率变化时，EMS系统将梯级AGC调节指令P_c,t下达至集控中心；

(2)梯级AGC优化控制系统计算t时刻指令变化值ΔP_c,t，并确定梯级负荷增减标识；若ΔP_c,t＞0为梯级增负荷；ΔP_c,t＜0为梯级减负荷；

(3)根据集控中心侧AGC控制目标，计算t时刻梯级各电站积分电量与计划电量的偏差情况；根据电量偏差情况和梯级负荷增减标识，确定AGC电站投入顺序；积分电量正偏差率越大，优先投入电厂AGC减荷；积分电量负偏差率越小，优先投入电厂AGC増荷；

(4)以电站AGC投入序位为基础，确定t时刻参与负荷分配的所有电站组合I＝{Ω_a，Ω_b，…Ω_n}；若t时刻梯级减荷，有n座电站积分电量正偏差于计划值，则按其投入序位的电站组合共有种；过滤掉不满足爬坡约束的组合，然后按序位由高到低、电站由少到多的电站组合顺序投入AGC负荷分配；

(5)对于电站组合Ω_a，根据实时耗水率指标进行电站之间的负荷分配：耗水率小的电站梯级増荷时多带负荷，耗水率大的电站梯级减荷时应尽量少带负荷；

(6)检验各电站负荷分配结果是否满足振动区约束；若满足，则执行步骤(7)；否则，采用I中的下一组合，然后按照步骤(5)所述的方法重新进行负荷分配计算，直到所有电站负荷分配值均满足振动区约束；

(7)判断AGC优化控制运行状态，在开环运行期间，按照电站AGC负荷分配结果，通过TASE.2通信协议上传至中调AGC调度主站系统；集控中心AGC控制系统投入闭环运行后，负荷分配结果将直接下达至电厂执行。