CN107947239B - 基于功率变化量和高速机端功率量测的自动发电控制方法 - Google Patents

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Abstract

基于功率变化量和高速机端功率量测的自动发电控制方法，将现有电网调度自动化系统中自动发电控制(AGC)模块的输出指令由发电机组目标有功功率更改为有功功率变化量，同时将发电机DEH的定功率有功功率输入更改为来自于AGC主站的功率变化量与实时10毫秒级量测的机端有功功率之和。相应地对被调度机组的数目、机组的选择方法、装置的量程设置采用不同于常规AGC的方法；对于已投运的不能修改输入量和控制逻辑的DEH，增加了发电机功率指令转换器，在DEH之外实现对机端功率的10毫秒级跟踪。为避免在通信故障等情况下，功率变化量不能及时更新的缺点，在功率转换器中增加了判断输入的功率变化量是否有效的逻辑。

Description

基于功率变化量和高速机端功率量测的自动发电控制方法
技术领域
本申请属于电力系统调度自动化领域，特别涉及一种发电机自动发电控制方法。
背景技术
自动发电控制(AGC)是电网调度自动化系统EMS的核心模块之一，它完成电网内发电机的功率分配，维持电网频率在50Hz附近，有时还需要维持控制区电网与外网间的交换功率在指定范围内。典型自动发电控制系统的实现方法如下：布置于调度控制中心EMS平台上的自动发电控制模块作为自动发电控制主站即AGC主站通过计算其测量到的电网频率与50Hz的偏差以及联络线功率与指定值的偏差，计算出全网发电机需要改变的总出力又称区域控制偏差(ACE)，然后按照一定的规则(例如按照等微增率的经济调度规则或者按照机组容量比例分摊规则)将区域控制偏差分配到控制区域内各个可以参与自动发电控制的发电机组，简称AGC机组(注：AGC机组可以接收AGC主站的有功功率指令，并按照指令的要求发出规定数量的有功功率)；各AGC机组分担的有功功率变化量与AGC主站从EMS平台的SCADA模块获得的该机组当前有功功率相加得到该发电机组在下一指令周期内的期望功率，并将该期望有功功率下发给发电机组的数字电液调节控制系统，即DEH；得到该功率指令的发电机组在得到新的功率指令前(称这段时间为机组的指令周期)，将通过DEH和DCS(即分散控制系统)控制系统利用发电机组的汽门调节(一次调频能力)和锅炉燃烧系统调节(二次调频能力)来跟踪实现发电机出力维持该设定值。关于典型自动发电控制的实现方法请参见电力系统教科书或者参见由刘维烈主编的2006年4月由中国电力出版社出版的书《电力系统调频与自动发电控制》。
在大电网中虽然调度主站的AGC指令周期为4秒左右，但是考虑到发电机组锅炉燃烧系统对指令的跟踪能力，通常对于一台发电机组来说，其指令周期接近1分钟，即AGC通过轮流给不同机组下功率调节指令，保证各机组有足够的时间响应其得到的功率指令；在孤立运行的小电网中，由于发电机组数量可能只有两三台，在考虑机组蓄汽可以在短时间内响应DEH功率指令的情况下，在频率偏移50Hz很大的情况下，调度主站AGC也可以给同一台机组在几秒(例如短至5秒)的时间里连续下发指令。无论在何种情况下，发电机组在指令周期内都将利用DEH跟踪已得到的指令，尽可能保持指令所规定的机械有功功率的输出，即使机端电负荷功率已经发生了大的变化，也仍然使机械功率维持调度下发的功率目标值，这就造成以下问题：
(1)在大电网中，当机组功率不能送出时引起暂态稳定问题。当机组的出线发生短路或开断，机组的电磁功率变得很小，无法送出大量电能，而机械功率维持近乎不变，这导致机组转子转速飞升，进而可能导致机组与大电网失去同步。
(2)在小的孤立电网中，引起机组的频率稳定问题。孤立运行的小电网，由于短路导致负荷线路开断损失大负荷，此时机组仍然维持原发电功率，则会导致机组转速迅速上升，引起超速保护动作等频率问题。(注：对于大电网，大的负荷线路的开断损失的负荷会被多个机组承担，因此很难引起大的频率偏移)
(3)在小电网中有大的负荷突然投入时，发电机转速会降低，一次调频会令发电机增加出力，但是DEH对原AGC指令的跟踪，会降低发电机增加出力的速度。
出现上述问题的根本原因在于，调度主站通过AGC发给机组的有功功率指令的更新周期太长(几秒钟到几十秒钟)，在这期间发电机的机端电磁功率可能发生突变，而发电机DEH仍按照历史指令尽力维持发电机机械功率不变，弱化了一次调频的作用。典型的DEH控制逻辑框图如图1所示，图中Pmea和fmea为发电机的实测有功功率和转速，fset通常取额定转速，对于参加电网AGC的机组，Pset值来自于调度AGC的有功功率指令，比例积分微分控制模块即PID模块通常由基于可编程逻辑控制器即PLC的通用PID模块实现，其根据设定值对控制对象进行自动控制，F(x)函数根据转速偏差计算发电机组需要对有功功率进行的改变量。
对于发电机DEH来说，其测量周期通常小于50ms，逻辑扫描周期小于测量周期，典型值为10ms，因此如果使AGC的有功功率控制指令能够以小于50ms的速度更新，从而反映机端功率的突变，则发电机DEH就能通过快速的汽门开度控制(现代机组阀门开度的控制速度在几十毫秒级)来及时改变机械功率，从而避免转子速度在短时间内发生巨大的变化，进而避免机组失步或维持电网频率的稳定。然而，目前基于RTU/SCADA的自动发电控制系统AGC不可能达到10ms级的指令更新速度，只能达到秒级更新速度。
此外，应指出的是通常习惯上说的短路故障临界清除时间0.1秒，是指对于发电机组在发生机端短路时，若0.1秒内不清除故障，则在这0.1秒内储存的加速能量将超过故障清除后的第一段减速面积的能量，从而与后续的加速面积能量叠加，使得转子进一步加速，从而失稳或越限。故障后发电机转子角从减速阶段到加速阶段，需要一段时间，这段时间可持续几秒钟，在这几秒钟内通过改变原DEH的控制逻辑，加大减速力度从而扩大减速面积，都将对避免发电机组失步或频率越限起到帮助作用。也就是说，发电机转子从正常转速运行到失稳或转速越限需要有几秒钟的时间，利用控制周期为几十毫秒级(不超过100ms)的控制手段，通过对DEH汽门开度快速调节，可以实现大大提高电网维持频率稳定，避免机组失步的能力。
还需指出的是对于现代的数字化电液控制机组，所谓“一次调频”不是机组的固有特性，而是一种控制汽缸阀门的策略。DEH综合一次调频(频率偏移量)以及二次调频(电网对该机组的功率需求量)的要求形成对机组调门开度的控制指令，当这两个指令源的信息相加后，就无法区分调门开度是针对那一部分的响应；也就是说在汽轮机有功出力调节这个环节，二次调频和一次调频实际上是有相同响应速度，对现代的数字化电液控制发电机通常为10毫秒级的响应速度。只不过这里的功率的快速响应是来自于汽缸、管道、母管中的储汽，当储汽不足，锅炉供应的新汽不能及时补充储汽能力的消耗时，也就是汽缸压力偏低时，即使汽门开度增加，输出机械功率也不一定能增加。通常储汽可以支撑几十秒到1分钟内的功率突变(不管功率突变来自于一次调频还是二次调频)，但是对于功率突变的暂态过程来说，这几秒到几十秒的时间就可以让本来应该失稳的电网稳定下来，为锅炉系统或电网的其他控制手段赢得时间，从而避免电网真正发生暂态或频率失稳。
为此本发明提出了一个能方便实现电网中各发电机组DEH在执行电网调度的秒级功率调节指令的同时，及时以10毫秒级速度跟踪机端功率突变的自动发电控制方法和DEH电磁功率跟踪方法；同时，对于不具备条件修改现有发电机DEH输入和控制逻辑的机组，通过给机组增加一个发电机功率指令转换器，帮助现有DEH实现对机端功率突变的10毫秒级跟踪。
发明内容
为了提高发电机在机端功率突变情况下维持转速稳定的能力，本发明公开了一种基于功率变化量和高速机端功率量测的自动发电控制方法，将现有电网调度自动化系统中自动发电控制(AGC)模块的输出指令由发电机组目标有功功率更改为有功功率变化量，同时将发电机DEH的定功率有功功率输入更改为来自于AGC主站的功率变化量与实时10毫秒级量测的机端有功功率之和。由于各机组的有功功率变化量有步长限制，相应地对被调度机组的数目、机组的选择方法、装置的量程设置采用不同于常规AGC的方法；对于已投运的不能修改输入量和控制逻辑的DEH，增加了发电机功率指令转换器，在DEH之外实现对机端功率的10毫秒级跟踪。为避免在通信故障等情况下，功率变化量不能及时更新的缺点，在功率转换器中增加了判断输入的功率变化量是否有效的逻辑。
本发明采用以下具体方案：
一种基于功率变化量和高速机端功率量测的自动发电控制方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：
步骤1：按照下式计算调度控制区域内的有功功率区域控制偏差ACE
ACE＝△Pt+β△f，
其中△f是电网频率参考点频率与额定频率的偏差，△Pt是调度控制区域与外网联络线上有功功率与设定有功功率的偏差，β是调度控制区域的频率响应系数；
步骤2：选择当前可根据调度指令参与自动发电调节的机组即自动发电控制机组，简称AGC机组，按照各电网调度自动化系统即EMS系统中自动发电控制模块即AGC模块原控制逻辑选择承担本次功率变化量的机组，若选择出的这些AGC机组的允许有功功率变化量的总和小于步骤1计算出的区域控制偏差ACE的50％，即本次电网需要的有功功率变化量的50％，则从当前剩余的可参与调节的AGC机组中按优先级增加机组共同承担电网在当前时刻需要的有功功率变化量，直到选择出的各机组承担的有功功率变化量超过需要的有功功率变化量的50％，或者没有可增加的当前可参与调节的AGC机组；
步骤3：将分配给各机组的有功功率变化量通过电力调度数据网下发给各发电机组的自动发电控制子站即AGC子站装置，需要将AGC子站装置量程修改为功率变化量的变化范围，替代原先的功率变化范围；
步骤4：AGC子站将接收到的有功功率变化量通过硬接线转发给各机组的功率指令转换器；
步骤5：功率指令转换器的防误判断：功率指令转换器若连续两个周期接收不到新的指令或者检测到指令有误时，则认为与调度主站间的通信有故障，或者调度主站的AGC模块出现故障，或者AGC子站故障，此时将有功功率变化量指令置为0；若有功功率变化量的绝对值大于999MW，则也将功率变化量置为0；
步骤6：功率指令转换器接收到功率变化量指令后将其与实时采集的机端电磁功率有效值相加，得到当前期望发电机组的目标功率，并通过硬接线将该结果传送到发电机组的数字电液调节控制系统DEH的目标功率设定端子，计算和传送周期小于50ms。
本发明进一步包括以下优选方案：
在步骤2中，所述优先级从高到低的顺序为：a)上次接收自动发电控制指令即AGC指令时间距离当前时间最长的机组；b)上次指令的功率调节方向与本次功率指令的调节方向相同的机组；c)容量裕度大的机组。
在步骤6中，发电机机端电磁功率的实时采集是通过硬接线直接从机端电磁功率变送器获得，功率变送器的测量周期应至少小于50ms；或者当发电机配置有PMU时(有功功率测量周期为10ms或20ms)，功率指令转换器基于IEEE C37.118.2协议从PMU装置获得发电机的机端有功功率；
在步骤6中，若发电机DEH的输入可增加机端电磁功率，并且DEH的控制逻辑(DEH的控制逻辑通常由可编程逻辑控制器PLC实现)可修改，可以将功率指令转换器的功能在DEH的控制逻辑的输入数据处理模块中实现，同时DEH的输入端的量程需要修改为与功率变化量数值范围对应的量程。
采用本发明实现的自动发电控制系统可以使得发电机DEH能够以10毫秒级的速度跟踪机端负荷的变化，从而大幅度提高发电机在机端功率突变情况下维持转速稳定的能力，进而提高发电机暂态稳定能力以及发电机所在电网频率稳定能力，这对小型孤立运行电网尤其重要。
附图说明
图1典型的发电机组DEH控制逻辑框图；
图2基于功率变化量指令和高速机端功率量测的发电机组DEH控制逻辑框图；
图3电网中基于功率变化量指令和高速机端功率量测的自动发电控制系统框图。
具体实施方式
下面结合说明书附图和具体实施例对本发明的技术方案做进一步详细介绍。
如图2所示为基于有功功率变化量指令和高速机端功率量测的发电机组DEH控制逻辑框图，图3所示为在实际电网中实现基于功率变化量指令和高速机端功率量测的自动发电控制的系统框图。自动发电控制AGC主站模块是位于电力调度控制中心的能量管理系统的常规模块，本发明在实施中的首要步骤就是对该主站控制程序进行改造，将对各发电机的输出指令由目标有功功率，更改为目标有功功率变化量，相应地主站的功率分配逻辑和量程等也需要做更改。
在发电厂子站侧，由于传统EMS/SCADA对AGC子站装置的功率指令接收和转发要求是秒级的，因此在硬件能力上AGC子站装置不具有10毫秒级测量、转换、传送快速功率变化的能力，因此相应的对机端功率的跟踪和指令的转换功能，只能借助于新的具有10毫秒级测控能力的新的装置，即功率指令转换器；或者直接将这些功能在DEH内实现。对于传统AGC子站来说，其主要的更改是将量程根据功率变化量的范围作出修改。但是，应指出的是，虽然基于可编程逻辑控制器PLC的DEH在硬件上和软件上具有通过少量更改就完成10毫秒级功率跟踪和指令转换的条件，但是在现实情况下，已经投运的DEH装置的生产厂家甚至电厂用户基于各种原因的考虑通常不会再对DEH的内部逻辑进行更改，这就需要通过外加的指令转换器来实现本发明所提出的自动发电控制方法。对于机端有功功率的测量，实际的发电机系统通常已有专用的发电机机端功率变送器，其测量结果可以通过硬接线接入到本发明的指令转换器上。但是需要指出的是目前的这类功率变送器的测量周期一般为50毫秒，而目前大型发电机通常另外安装有基于GPS的相量测量装置(PMU)，其测量周期一般为10毫秒或20毫秒，远快于常规的功率变送器，而且精度和抗干扰能力也高。因此在具有PMU的发电机组，建议从PMU取得发电机机端实时有功功率信号，相应的数据传送协议遵循IEEEC37.118.2。
在具有上述现实条件的情况下，就可以按照本发明提出的方法实现基于有功功率变化量的自动发电控制方法，以提高发电机在机端功率突变情况下维持转速稳定的能力，进而提高发电机的暂态稳定和电网的频率稳定能力。本发明将现有电网调度自动化系统中自动发电控制(AGC)模块的输出指令由发电机组目标有功功率更改为有功功率变化量，同时将发电机DEH的定功率有功功率输入更改为来自于AGC主站的功率变化量与实时10毫秒级量测的机端有功功率之和。由于各机组的有功功率变化量有步长限制，相应地对被调度机组的数目、机组的选择方法、装置的量程设置采用不同于常规AGC的方法；对于已投运的不能修改输入量和控制逻辑的DEH，增加了发电机功率指令转换器，在DEH之外实现对机端功率的10毫秒级跟踪。为避免在通信故障等情况下，功率变化量不能及时更新的缺点，在功率转换器中增加了判断输入的功率变化量是否有效的逻辑。本发明的具体实现方法和步骤如下：
步骤1：按照下式计算调度控制区域内的有功功率区域控制偏差ACE
ACE＝△Pt+β△f，
其中△f是电网频率参考点频率与额定频率的偏差，△Pt是调度控制区域与外网联络线上有功功率与设定有功功率的偏差，β是调度控制区域的频率响应系数；
步骤2：选择当前可根据调度指令参与自动发电调节的机组即自动发电控制机组，简称AGC机组，按照各电网调度自动化系统即EMS系统中自动发电控制模块即AGC模块原控制逻辑选择承担本次功率变化量的机组，若选择出的这些AGC机组的允许有功功率变化量的总和小于步骤1计算出的区域控制偏差ACE的50％，即本次电网需要的有功功率变化量的50％，则从当前剩余的可参与调节的AGC机组中按优先级增加机组共同承担电网在当前时刻需要的有功功率变化量，直到选择出的各机组承担的有功功率变化量超过需要的有功功率变化量的50％，或者没有可增加的当前可参与调节的AGC机组；
该步骤中所述“优先级”从高到低的顺序为：a)上次接收自动发电控制指令即AGC指令时间距离当前时间最长的机组；b)上次指令的功率调节方向与本次功率指令的调节方向相同的机组；c)容量裕度大的机组；
步骤3：将分配给各机组的有功功率变化量通过电力调度数据网下发给各发电机组的自动发电控制子站即AGC子站装置，需要将AGC子站装置量程修改为功率变化量的变化范围，替代原先的功率变化范围；
步骤4：AGC子站将接收到的有功功率变化量通过硬接线转发给各机组的功率指令转换器；
步骤5：功率指令转换器的防误判断：功率指令转换器若连续两个周期接收不到新的指令或者检测到指令有误时，则认为与调度主站间的通信有故障，或者调度主站的AGC功能模块出现故障，或者AGC子站故障，此时将有功功率变化量指令置为0；若有功功率变化量的绝对值大于999MW，则也将功率变化量置为0；
步骤6：功率指令转换器接收到功率变化量指令后将其与实时采集的机端电磁功率有效值相加，得到当前期望发电机组的目标功率，并通过硬接线将该结果传送到发电机组的数字电液调节控制系统DEH的目标功率设定端子，计算和传送周期小于50ms。
在步骤6中功率指令转换器对发电机机端电磁功率的实时采集是通过硬接线直接从机端电磁功率变送器获得，功率变送器的测量周期应至少小于50ms；或者当发电机配置有PMU时(有功功率测量周期为10ms或20ms)，功率指令转换器基于IEEE C37.118.2协议从PMU装置获得发电机的机端有功功率；
在步骤6中，若发电机DEH的输入可增加机端电磁功率，并且DEH的控制逻辑(DEH的控制逻辑通常由可编程逻辑控制器PLC实现)可修改，可以将功率指令转换器的功能在DEH的控制逻辑的输入数据处理模块中实现，同时DEH的输入端的量程需要修改为与功率变化量数值范围对应的量程。
申请人结合说明书附图对本发明的实施例做了详细的说明与描述，但是本领域技术人员应该理解，以上实施例仅为本发明的优选实施方案，详尽的说明只是为了帮助读者更好地理解本发明精神，而并非对本发明保护范围的限制，相反，任何基于本发明的发明精神所作的任何改进或修饰都应当落在本发明的保护范围之内。

Claims (4)

1.一种基于功率变化量和高速机端功率量测的自动发电控制方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：
步骤1：按照下式计算调度控制区域内的有功功率区域控制偏差ACE：
ACE＝△Pt+β△f，
其中△f是电网频率参考点频率与额定频率的偏差，△Pt是调度控制区域与外网联络线上有功功率与设定有功功率的偏差，β是调度控制区域的频率响应系数；
步骤2：选择当前可根据调度指令参与自动发电调节的机组即自动发电控制机组，简称AGC机组，按照各电网调度自动化系统即EMS系统中自动发电控制模块即AGC模块原控制逻辑选择承担本次功率变化量的机组，若选择出的这些AGC机组的允许有功功率变化量的总和小于步骤1计算出的区域控制偏差ACE的50％，即本次电网需要的有功功率变化量的50％，则从当前剩余的可参与调节的AGC机组中按优先级增加机组共同承担电网在当前时刻需要的有功功率变化量，直到选择出的各机组承担的有功功率变化量超过需要的有功功率变化量的50％，或者没有可增加的当前可参与调节的AGC机组；
步骤3：将分配给各机组的有功功率变化量通过电力调度数据网下发给各发电机组的自动发电控制子站即AGC子站装置，需要将AGC子站装置量程修改为功率变化量的变化范围，替代原先的功率变化范围；
步骤4：AGC子站将接收到的有功功率变化量通过硬接线转发给各机组的功率指令转换器；
步骤5：功率指令转换器的防误判断：功率指令转换器若连续两个周期接收不到新的指令或者检测到指令有误时，则认为与调度主站间的通信有故障，或者调度主站的AGC模块出现故障，或者AGC子站故障，此时将有功功率变化量指令置为0；若有功功率变化量的绝对值大于999MW，则也将功率变化量置为0；
步骤6：功率指令转换器接收到功率变化量指令后将其与实时采集的机端电磁功率有效值相加，得到当前期望发电机组的目标功率，并通过硬接线将该结果传送到发电机组的数字电液调节控制系统DEH的目标功率设定端子，计算和传送周期小于50ms。
2.根据权利要求1所述的基于功率变化量和高速机端功率量测的自动发电控制方法，其特征在于：
在步骤2中，所述优先级从高到低的顺序为：a)上次接收自动发电控制指令即AGC指令时间距离当前时间最长的机组；b)上次指令的功率调节方向与本次功率指令的调节方向相同的机组；c)容量裕度大的机组。
3.根据权利要求1所述的基于功率变化量和高速机端功率量测的自动发电控制方法，其特征在于：
在步骤6中，发电机机端电磁功率的实时采集是通过硬接线直接从机端电磁功率变送器获得，功率变送器的测量周期应至少小于50ms；或者当发电机配置有PMU时，有功功率测量周期为10ms或20ms，功率指令转换器基于IEEE C37.118.2协议从PMU装置获得发电机的机端有功功率。
4.根据权利要求1所述的基于功率变化量和高速机端功率量测的自动发电控制方法，其特征在于：
在步骤6中，若发电机DEH的输入可增加机端电磁功率，并且DEH的控制逻辑可修改，能够将功率指令转换器的功能在DEH的控制逻辑的输入数据处理模块中实现，同时DEH的输入端的量程需要修改为与功率变化量数值范围对应的量程。
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