CN103439962A

CN103439962A - 一种电网自动发电控制闭环检测验证方法

Info

Publication number: CN103439962A
Application number: CN2013103392908A
Authority: CN
Inventors: 于汀; 李立新; 蒲天骄; 李强; 邵广惠; 杨宁
Original assignee: NORTHEAST GRID CO Ltd; State Grid Corp of China SGCC; China Electric Power Research Institute Co Ltd CEPRI
Current assignee: NORTHEAST GRID CO Ltd; State Grid Corp of China SGCC; China Electric Power Research Institute Co Ltd CEPRI
Priority date: 2013-08-06
Filing date: 2013-08-06
Publication date: 2013-12-11
Anticipated expiration: 2033-08-06
Also published as: CN103439962B

Abstract

本发明涉及电力系统领域的验证方法，具体涉及一种基于连续时间序列仿真的电网自动发电控制闭环检测验证方法，电网AGC主站根据电网断面进行计算并生成AGC策略，并将策略发送给机组AGC子站，机组AGC子站接收到策略并校正无误后，开始模拟机组出力变化。潮流仿真模块根据AGC机组的出力变化，以1s为周期进行连续时间序列仿真，生成新的电网断面供下一周期的电网AGC主站生成新的控制策略使用。本发明提供的电网AGC检测验证方法仿真周期只有1s，完全满足并高于实时数据采集的要求，很好的模拟AGC调节过程中电网运行状态的变化，能够直观的体现电网AGC的闭环控制效果；是一种“即插即用”的检测验证方法，简单、易行、有效。

Description

一种电网自动发电控制闭环检测验证方法

技术领域

本发明涉及电力系统领域的验证方法，具体涉及一种电网自动发电控制闭环检测验证方法。

背景技术

自动发电控制（AGC）通过控制区域内发电机组的有功功率，使本区域机组发电功率跟踪负荷的变化，以满足电力供需的实时平衡，实现维持系统频率与额定值的偏差在允许范围内，以及维持对外联络线功率与计划值的偏差在允许范围内的目的。随着智能电网的建设，AGC已经成为电力系统运行中的重要调控手段，基于智能电网调度技术支持系统（D5000）平台的AGC功能越来越多的在各区域电网和省级电网中等到实际应用。

目前国内主要的电网AGC生产厂家有中国电科院、南瑞科技、北京科东等，各厂家采用的控制方法和控制策略各不相同，可能导致AGC的控制效果也不尽相同，如何离线验证各厂家AGC的控制性能，评估AGC的控制效果能否满足电网控制运行的要求，尚缺乏有效手段。可见，对于电网AGC功能的入网检测还没有很好的数模检测工具，因此非常必要研究电网AGC入网检测验证的方法。

发明内容

针对现有技术的不足，本发明的目的是提供一种电网自动发电控制闭环检测验证方法，该方法提供标准算例供送检厂家的电网AGC主站生成策略，生成的策略发送给机组AGC子站，子站模拟机组出力变化来跟踪响应主站指令。在AGC机组出力调整的过程中，以1s为周期进行连续时间序列潮流仿真，模拟AGC调节过程中的电网运行状态的变化，观察电网AGC的闭环控制效果。

本发明的目的是采用下述技术方案实现的：

本发明提供一种电网自动发电控制闭环检测验证方法，其改进之处在于，所述方法是基于连续时间序列仿真的，该方法用的系统检测验证系统，包括电网断面、电网AGC主站、机组AGC子站、潮流仿真模块以及D5000平台；所述电网断面、电网AGC主站、机组AGC子站和潮流仿真模块依次连接形成闭环，所述电网AGC主站通过D5000平台提供的消息总线模块与机组AGC子站连接；

所述方法包括下述步骤：

A、设置电网初始断面扰动，并确定扰动后的区域控制偏差ACE；

B、根据区域控制偏差ACE确定AGC策略，并生成AGC机组出力的控制指令；

C、控制指令通过安全校验后，开始模拟AGC机组的出力变化；

D、连续时间序列潮流仿真，生成新的电网断面攻下一周期的电网AGC主站使用。

本发明提供的第一优选的技术方案是：，所述步骤A中，电网初始断面扰动包括电网发电扰动和电网负荷扰动，扰动设置的方法改变电网发电或负荷的数值大小；

计算区域控制偏差ACE表达式如下：

ACE＝10B(f-f₀)+(P-P₀) ①；

其中：B—区域频率偏差系数，取正值，单位为MW/0.1HZ；

f—实测频率，单位为HZ；

f₀—额定频率，单位为HZ；

P—区域联络线实际潮流功率之和，单位为MW；

P₀—区域计划净交换功率，单位为MW；

当区域控制偏差ACE<0称为电力系统处于“欠发电”状态，当区域控制偏差ACE>0称为电力系统处于“过发电”状态。

本发明提供的第二优选的技术方案是：，所述步骤B中，电网AGC主站利用区域控制偏差ACE结果计算区域调节功率，计算表达式ΔP＝-k∫(ACE)dt，其中k为调节系数；生成AGC机组出力的控制指令是指将区域调节功率ΔP分配给各AGC机组，得到各AGC机组出力的控制指令。

本发明提供的第三优选的技术方案是：，所述步骤C中，控制指令安全校验包括调节范围校验、调节步长校验和调节死区校验；所述调节范围校验指的是检查控制指令是否在机组可调出力的上、下限值内；所述调节步长校验指的是检查控制指令与机组当前出力之差的绝对值是否超出机组单次最大可调功率值；所述调节死区校验指的是检查控制指令与机组当前出力之差的绝对值是否超出了机组允许调节偏差范围；

控制指令安全校验结束后计算跟踪控制指令所需的时间T_goal，计算表达式为：

T_goal=T_s+(P_goal-P_gen-P_dead)/P_v ②；

其中：

T_s—延时响应时间，单位为s；

P_goal—机组出力指令，单位为MW；

P_gen—机组当前出力，单位为MW；

P_dead—机组出力调节死区，单位为MW；

P_v—机组出力调节速度，单位为MW/s。

本发明提供的第四优选的技术方案是：，所述步骤C中，模拟AGC机组出力变化指的是建立AGC机组出力随时间变化的计算模型。

本发明提供的第五优选的技术方案是：，AGC机组出力随时间变化的计算模型表达式为：

P (t) = \{\begin{matrix} P_{gen} & T_{send} \leq t {\leq T}_{send} {+ T}_{s} \\ P_{gen} + P_{v} (t - T_{s}) & T_{send} + T_{s} < t {\leq T}_{send} + T_{s} + T_{goal} \\ P_{goal} - P_{dead} & t > T_{send} + T_{s} + T_{goal} \end{matrix}

③；

式中：t意指当前时刻，T_send意指指令接收时刻，T_s意指延时响应时间，P_goal意指机组出力指令，P_gen意指机组当前出力，P_dead意指机组出力调节死区，P_v意指机组出力调节速度。

本发明提供的第六优选的技术方案是：，所述步骤D中，连续时间序列潮流仿真意指每1s进行一次潮流计算，更新电网运行状态。

与现有技术比，本发明达到的有益效果是：

1、本发明提供的电网AGC检测验证方法利用连续时间序列潮流仿真来模拟AGC调节效果，由于仿真周期只有1s，所以完全满足并高于实时数据采集的要求，能够很好的模拟AGC调节过程中电网运行状态的变化，能够直观的体现电网AGC的闭环控制效果；

2、本发明提供的电网AGC检测验证系统搭建在D5000平台上，与各生产厂家的AGC开发环境完全一致，避免了数据交互接口的开发工作，是一种“即插即用”的检测验证方法，简单、易行、有效。

附图说明

图1是本发明提供的电网AGC检测验证各模块逻辑关系图；

图2是本发明提供的电网AGC检测验证方法流程图；

图3是本发明提供的具体实施例中算例一的ACE变化曲线图；

图4是本发明提供的具体实施例中算例二的ACE变化曲线图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明的具体实施方式作进一步的详细说明。

本发明提供一种基于连续时间序列仿真的电网自动发电控制闭环检测验证方法，搭建在D5000平台，由电网断面、电网AGC主站、机组AGC子站、潮流仿真、以及D5000平台提供消息总线等模块构成。电网断面、电网AGC主站、机组AGC子站和潮流仿真模块依次连接形成闭环，所述电网AGC主站通过D5000平台提供的消息总线模块与机组AGC子站连接；各模块的逻辑关系如图1所示。

本发明提供的电网AGC检测验证方法流程图如图2所示。电网AGC主站根据电网断面进行计算并生成AGC策略，并将策略发送给机组AGC子站，机组AGC子站接收到策略并校正无误后，开始模拟机组出力变化。潮流仿真模块根据AGC机组的出力变化，以1s为周期进行连续时间序列仿真，生成新的电网断面供下一周期的电网AGC主站生成新的控制策略使用。

所述方法包括下述步骤：

A、针对电网初始断面设置扰动，并计算扰动后的区域控制偏差ACE：

电网AGC主站的计算周期是4s，各厂家的电网AGC主站首先根据当前电网断面提供的频率和联络线功率，利用统一的计算方法计算区域控制偏差（ACE），其计算表达式为：

ACE＝10B(f-f₀)+(P-P₀) ①；

其中：B—区域频率偏差系数，取正值，单位为MW/0.1HZ；

f—实测频率，单位为HZ；

f₀—额定频率，单位为HZ；

P—区域联络线实际潮流功率之和，单位为MW；

P₀—区域计划净交换功率，单位为MW；

ACE的大小直接反应了电网发电和负荷的平衡关系，理想的状况下应使ACE=0。ACE>0说明电网处于“过发电”状态，ACE<0说明电网处于“欠发电”状态。

B、根据ACE进行AGC策略计算，生成AGC机组出力的控制指令：

电网AGC主站利用ACE结果计算区域调节功率，计算表达式ΔP＝-k∫(ACE)dt，其中k为调节系数；生成AGC机组出力的控制指令，是指将区域调节功率ΔP分配给各AGC机组，得到各AGC机组出力的控制指令。需要说明的是，由于各厂家AGC控制算法和策略不尽相同，调节系数k的取值并不一致，将区域调节功率ΔP分配给各AGC机组的计算方法也各有特点。

C、控制指令通过安全校验后，开始模拟AGC机组的出力变化：

电网AGC主站对各AGC机组的控制指令生成后利用D5000平台提供的消息总线模块，将指令发送给各机组AGC子站，机组AGC子站负责接收主站发来的命令，并进行控制指令安全校验，控制指令安全校验包括调节范围校验、调节步长校验、调节死区校验。所述调节范围校验意指检查控制指令是否在机组可调出力的上、下限值内；所述调节步长校验意指检查控制指令与机组当前出力之差的绝对值是否超出机组单次最大可调功率值；所述调节死区校验意指检查控制指令与机组当前出力之差的绝对值是否超出了机组允许调节偏差范围。

校验合格后根据机组当前有功出力，以及设定的响应时间，调节速率、调节死区等参数，计算跟踪控制指令所需的时间T_goal，计算表达式为：

T_goal＝T_s+(P_goal-P_gen-P_dead)/P_v ②；

其中：

T_s—延时响应时间（s）

P_goal—机组出力指令（MW）

P_gen—机组当前出力（MW）

P_dead—机组出力调节死区（MW）

P_v—机组出力调节速度（MW/s）。

模拟AGC机组出力变化意指建立AGC机组出力随时间变化的计算模型。

AGC机组出力随时间变化的计算模型表达式为：

P (t) = \{\begin{matrix} P_{gen} & T_{send} \leq t {\leq T}_{send} {+ T}_{s} \\ P_{gen} + P_{v} (t - T_{s}) & T_{send} + T_{s} < t {\leq T}_{send} + T_{s} + T_{goal} \\ P_{goal} - P_{dead} & t > T_{send} + T_{s} + T_{goal} \end{matrix}

③；

其中：t意指当前时刻，T_send意指指令接收时刻，T_s意指延时响应时间，P_goal意指机组出力指令，P_gen意指机组当前出力，P_dead意指机组出力调节死区，P_v意指机组出力调节速度。

D、进行连续时间序列潮流仿真，为下一次AGC策略生成提供最新的电网运行状态：

在AGC机组开始进行出力调整的过程中，通过连续时间序列潮流仿真的方式来模拟电网数据变化。仿真周期为1s，首先根据AGC机组出力随时间变化的表达式计算各AGC机组的当前出力，然后用其替代原有的机组出力并进行潮流计算，最后利用计算结果更新电网断面及电网频率，供下一周期的电网AGC主站计算使用。

实施例

以某省级电网模型为例，对中国电科院的AGC性能进行检测验证。AGC计算的初始相关参数如表1所示：

表1AGC计算初始相关参数

系数名称	常数值
		区域频率偏差系数B	30MW/0.1HZ
额定频率f₀	50HZ
		区域联络线计划功率P₀	1400MW
初始断面负荷	23565MW
		初始断面发电	23562MW
初始断面频率	49.99HZ
		初始断面联络线功率	1364MW
ACE调节死区范围	-10MW～10MW

计算初始断面ACE=10*30*(49.99-50)+(1364-1400)=-39MW。

算例一：设置电网负荷扰动，在不改变电网发电的前提下增加电网负荷15MW，进行潮流计算更新电网断面，并得到当前断面电网频率f=49.94HZ，联络线功率1352MW。

计算当前ACE=10*30*(49.94-50)+(1352-1400)=-66MW。通过连续5分钟的检测验证，电网频率稳定在50.04HZ，联络线功率稳定在1380MW，ACE稳定在-8MW，满足ACE的调节死区范围要求。ACE变化曲线如图3所示。

算例二：设置电网发电扰动，在不改变电网负荷的前提下增加电网发电30MW，进行潮流计算更新电网断面，并得到当前断面电网频率f=50.09HZ，联络线功率1391MW。

计算当前ACE=10*30*(50.09-50)+(1391-1400)=-18MW。通过连续5分钟的检测验证，电网频率稳定在50.05HZ，联络线功率稳定在1381.3MW，ACE稳定在-6.7MW，满足ACE的调节死区范围要求。ACE变化曲线如图4所示。

通过观察上述算例的结果可见，本发明提出的电网AGC检测验证方法能较好的对电网AGC性能进行入网检测，能够验证电网AGC的控制效果，并对指导生产厂家进行电网AGC的技术改进具有重要意义。

最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims

1.一种电网自动发电控制闭环检测验证方法，其特征在于，所述方法是基于连续时间序列仿真的，该方法用的系统检测验证系统，包括电网断面、电网AGC主站、机组AGC子站、潮流仿真模块以及D5000平台；所述电网断面、电网AGC主站、机组AGC子站和潮流仿真模块依次连接形成闭环，所述电网AGC主站通过D5000平台提供的消息总线模块与机组AGC子站连接；

所述方法包括下述步骤：

C、控制指令通过安全校验后，开始模拟AGC机组的出力变化；

2.如权利要求1所述的检测验证方法，其特征在于，所述步骤A中，电网初始断面扰动包括电网发电扰动和电网负荷扰动，扰动设置的方法改变电网发电或负荷的数值大小；

计算区域控制偏差ACE表达式如下：

ACE＝10B(f-f₀)+(P-P₀) ①；

其中：B—区域频率偏差系数，取正值，单位为MW/0.1HZ；

f—实测频率，单位为HZ；

f₀—额定频率，单位为HZ；

P—区域联络线实际潮流功率之和，单位为MW；

P₀—区域计划净交换功率，单位为MW；

3.如权利要求1所述的检测验证方法，其特征在于，所述步骤B中，电网AGC主站利用区域控制偏差ACE结果计算区域调节功率，计算表达式ΔP＝-k∫(ACE)dt，其中k为调节系数；生成AGC机组出力的控制指令是指将区域调节功率ΔP分配给各AGC机组。

4.如权利要求1所述的检测验证方法，其特征在于，所述步骤C中，控制指令安全校验包括调节范围校验、调节步长校验和调节死区校验；所述调节范围校验指的是检查控制指令是否在机组可调出力的上、下限值内；所述调节步长校验指的是检查控制指令与机组当前出力之差的绝对值是否超出机组单次最大可调功率值；所述调节死区校验指的是检查控制指令与机组当前出力之差的绝对值是否超出了机组允许调节偏差范围；控制指令安全校验结束后计算跟踪控制指令所需的时间T_goal，计算表达式为：

T_goal＝T_s+(P_goal-P_gen-P_dead)/P_v ②；

其中：

T_s—延时响应时间，单位为s；

P_goal—机组出力指令，单位为MW；

P_gen—机组当前出力，单位为MW；

P_dead—机组出力调节死区，单位为MW；

P_v—机组出力调节速度，单位为MW/s。

5.如权利要求1所述的检测验证方法，其特征在于，所述步骤C中，模拟AGC机组出力变化指的是建立AGC机组出力随时间变化的计算模型。

6.如权利要求5所述的检测验证方法，其特征在于，AGC机组出力随时间变化的计算模型表达式为：

P (t) = \{\begin{matrix} P_{gen} & T_{send} \leq t \leq T_{send} + T_{s} \\ P_{gen} + P_{v} (t - T_{s}) & T_{send} + T_{s} < t \leq T_{send} + T_{s} + T_{goal} \\ P_{goal} - P_{dead} & t > T_{send} + T_{s} + T_{goal} \end{matrix}

③；

7.如权利要求1所述的检测验证方法，其特征在于，所述步骤D中，连续时间序列潮流仿真意指每1s进行一次潮流计算，更新电网运行状态。