CN110021967A - 一种用于自动发电控制的区域控制偏差计算方法及系统 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种用于自动发电控制的区域控制偏差计算方法及系统，包括：获取电网频率静态特性；自动发电控制ACE的计算；AGC若采用FFC模式，实际电网频率与额定值或设定值f₀形成ΔF的频率变化：若ΔF∈[E_k，E_k+1)，则ACE＝∑B_i(E_i‑E_i‑1)+B_k+1(ΔF‑E_k)；其中，E₁、E₂、……E_m为电网频率大于额定值或设定值时段与段之间的分界点；B₁、B₂、……B_m为各段所对应的斜率；若ΔF∈[E_k+1’，E_k’)，则ACE＝∑B_i’(E_i’‑E_i‑1’)+B_k+1’(ΔF‑E_k’)；其中，E₁’、E₂’、……E_n’为电网频率小于额定值或设定值时，段与段之间的分界点；B₁’、B₂’、……B_n’为各段所对应的斜率；AGC若采用TBC模式时，计算ACE时应在上面计算结果上再增加联络线功率偏差ΔPt。本发明可将电网的非线性和分段特性更为方便准确地应用于电网自动发电控制，可提升AGC的控制性能和调节品质。

Description

一种用于自动发电控制的区域控制偏差计算方法及系统

技术领域

本发明属于电力系统运行控制技术领域，特别涉及一种用于自动发电控制的区域控制偏差计算方法及系统。

背景技术

自动发电控制(Automatic Generation Control，AGC)是电网控制系统频率和联络线交换功率按计划运行的重要技术手段。AGC的作用主要是根据电网当前的负荷、发电功率和频率等因素，实时计算各区的区域控制偏差(Area Control Error，ACE)，并以ACE作为依据调整各区AGC机组有功出力。不同控制模式下，ACE的计算公式也不同。目前国内较为常见的控制模式主要有定频率控制(Flat Frequency Control，FFC)和联络线频率偏差控制(Tieline Bias frequency Control，TBC)。在FFC模式下，ACE＝BΔf；在TBC模式下，ACE＝BΔf+ΔPt；其中，ΔPt为联络线功率偏差，B为区域频率偏差系数。

区域控制偏差ACE的计算量决定了AGC下发的调节量，对控制系统稳定和频率恢复起着至关重要的作用。原有计算方法中，用区域频率偏差系数B近似表征电网功率变化与频率变化的关系，即频率静态特性β。但由于并网发电电源不同的一次调频死区设置及其他因素，电网频率静态特性β存在明显的非线性、分段特征，如图1所示。因固定B系数与非线性、分段特征的β相差较大，依此计算AGC调节量将导致：或因调节量过大导致超调和功率的反复震荡，或因调节量计算过小导致电网一次调频与AGC的方向调节冲突。目前有文献提出，根据火电机组频率死区门槛值f_H和水电机组频率死区门槛值f_S分三种情况设定B值；即当|Δf|≤fH时采用Ba；当fH≤|Δf|≤fs时采用Bb；当|Δf|≥fs时采用Bc。与固定B值相比，分段改变B可以改善与电网分段特性β的拟合效果，但若不改变ACE的计算方法，采用该方法仍不能准确描述β，且文献中也未能给出Bb，Bc具体的设定值计算方法。综上，亟需一种新的ACE计算方法。

发明内容

本发明的目的在于提供一种用于自动发电控制的区域控制偏差计算方法及系统，以解决上述存在的技术问题。本发明可将电网的非线性和分段特性更为方便准确地应用于电网自动发电控制；进而可提升AGC的控制性能和调节品质。

为达到上述目的，本发明采用以下技术方案：

一种用于自动发电控制的区域控制偏差计算方法，包括以下步骤：

步骤1，获取被控电网或选定电网控制区的电网频率静态特性；

步骤2，自动发电控制ACE的计算；

AGC采用FFC模式，实际电网频率与额定值或设定值f₀形成ΔF的频率变化：

若ΔF∈[E_k，E_k+1)，则ACE＝∑B_i(E_i-E_i-1)+B_k+1(ΔF-E_k)；其中，E₁、E₂、……E_m为电网频率大于额定值或设定值时，段与段之间的分界点；B₁、B₂、……B_m为各段所对应的斜率；k为0～m之间的自然数，i取从0至k，设定B₀＝0,E₀＝E_-1＝0,E_m+1＝+∞；

若ΔF∈[E_k+1’，E_k’)，则ACE＝∑B_i’(E_i’-E_i-1’)+B_k+1’(ΔF-E_k’)；其中，E₁’、E₂’、……E_n’为电网频率小于额定值或设定值时，段与段之间的分界点；B₁’、B₂’、……B_n’为各段所对应的斜率，k为0～n之间的自然数，i取从0至k，设定B₀’＝0,E₀’＝E_-1’＝0,E_n+1’＝-∞。

本发明的进一步改进在于，步骤2中，AGC采用TBC模式计算ACE时，在AGC采用FFC模式计算的结果上再增加联络线功率偏差ΔPt。

本发明的进一步改进在于，步骤1中，被控电网或选定电网控制区的电网频率静态特性通过试验、电网频率扰动事件分析或根据电网并网电源一次调频特性及负荷特性的分析研究获取。

本发明的进一步改进在于，步骤1中获得的电网频率静态特性通过坐标图表述，横坐标为电网频率相对于额定值或设定值f₀的变化量Δf，单位为0.1Hz，纵坐标为电网功率的变化量Δp，单位为MW；E₁、E₂、……E_m为电网频率大于额定值或设定值时段与段之间的分界点，B₁、B₂、……B_m为各段所对应斜率，单位为MW/0.1Hz；E₁’、E₂’、……E_n’为电网频率小于额定值或设定值时段与段之间的分界点，B₁’、B₂’、……B_n’为各段所对应斜率，单位为MW/0.1Hz；m、n为分界点的个数。

本发明的进一步改进在于，还包括步骤3；步骤3，根据步骤2计算获得的ACE调整AGC有功出力。

一种用于自动发电控制的区域控制偏差计算系统，包括：

输入获取模块，用于获取被控电网或选定电网控制区的电网频率静态特性；

计算模块，用于自动发电控制ACE的计算；

AGC若采用FFC模式，实际电网频率与额定值或设定值f₀形成ΔF的频率变化：

若ΔF∈[E_k，E_k+1)，则ACE＝∑B_i(E_i-E_i-1)+B_k+1(ΔF-E_k)；其中，E₁、E₂、……E_m为电网频率大于额定值或设定值时，段与段之间的分界点；B₁、B₂、……B_m为各段所对应的斜率；k为0～m之间的自然数，i取从0至k，设定B₀＝0,E₀＝E_-1＝0,E_m+1＝+∞；

若ΔF∈[E_k+1’，E_k’)，则ACE＝∑B_i’(E_i’-E_i-1’)+B_k+1’(ΔF-E_k’)；其中，E₁’、E₂’、……E_n’为电网频率小于额定值或设定值时，段与段之间的分界点；B₁’、B₂’、……B_n’为各段所对应的斜率，k为0～n之间的自然数，i取从0至k，设定B₀’＝0,E₀’＝E_-1’＝0,E_n+1’＝-∞；

AGC若采用TBC模式时，计算ACE时应在上面计算结果上再增加联络线功率偏差ΔPt。

逻辑判断输出模块，用于输出计算获得的ACE。

与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：

目前，根据电网频率偏差Δf改变频率偏差系数B的设定方法，进而改进电网的自动发电控制过程。但由于并未改变ACE的计算方式，对于某一确定的Δf，仍是使用确定的某一B值线性化近似电网的频率静态特性，由此计算电网AGC的调节量进行二次调频或联络线功率控制必然造成较大的控制偏差，调节性能及协调性变差。本发明提供了一种区域控制偏差计算方法，可用于相关的AGC系统及装置，本发明的方法可将电网的非线性、分段特性更为方便、准确地应用于电网自动发电控制；本发明方法可根据电网实际的非线性、分段特性，根据电网频率偏差Δf，采用分段累加的方法准确计算出电网应调节的功率变化量；从而可提升AGC的控制性能和调节品质，有效协调电网一次调频、二次调频以及联络线功率控制的关系。

附图说明

图1为电网频率静态特性的表述示意图；

图2为本发明实施例的方法与现有传统方法的大扰动试验频率对比曲线图；

图3为本发明实施例的方法与现有传统方法的联络线功率调节过程对比曲线图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施例对本发明作进一步详细说明。

本发明的一种用于自动发电控制的区域控制偏差计算方法，包括以下具体步骤：

步骤1，确定被控电网或某电网控制区的电网频率静态特性。由于电网各并网电源不同一次调频死区及调节限幅等因素的存在，造成电网的频率静态特性曲线β呈现明显的分段特征。在每一段内，电网频率变化量与功率变化量之间可近似为线性关系。电网频率静态特性可以通过试验、或电网频率扰动事件分析、以及根据电网并网电源一次调频特性及负荷特性的分析研究等多途径获得。其中试验获取方法可参见中国专利申请公开号第CN106908660A号文件。

请参阅图1，图1为电网详细的频率静态特性描述示意图。其中，横坐标为电网频率相对于额定值或设定值f₀的变化量Δf，单位为0.1Hz，纵坐标为电网功率的变化量Δp，单位为MW。E₁、E₂、……E_m为电网频率大于额定值或设定值时段与段之间的分界点(频率偏差门槛值)，B₁、B₂、……B_m为各段所对应斜率，单位为MW/0.1Hz；E₁’、E₂’、……E_n’为电网频率小于额定值或设定值时段与段之间的分界点(频率偏差门槛值)，B₁’、B₂’、……B_n’为各段所对应斜率，单位为MW/0.1Hz，m、n为频率偏差门槛值的个数。

例如，某电网控制区内，水、火电机组一次调频频率死区为±0.05Hz、±0.033Hz；水电机组一次调频均不设调节限幅，火电机组一次调频限幅均为6％；火电机组一次调频转速不等率均为4％，电网其他并网电源不参与一次调频。则图1中E₁＝0.033Hz、E₂＝0.05Hz、E₃＝0.033+6％×4％×50＝0.153Hz，E₁’＝-0.033Hz、E₂’＝-0.05Hz、E₃’＝-0.153Hz，m＝n＝3，B₁＝B₁’其大小与电网内负载的静态频率特性相关，B₂＝B₂’其大小与电网内并网发电的火电机组容量及其转速不等率相关，B₃＝B₃’其大小与电网内并网发电的水、火电机组容量、占比及其转速不等率或调差率相关，B₄＝B₄’其大小与电网内并网发电的水电机组容量及其调差率相关。

步骤2，自动发电控制ACE的计算。

AGC若采用FFC模式时，当实际电网频率与f₀形成ΔF的频率变化，即Δf＝ΔF时，具体计算公式按如下条件和计算公式，分类讨论计算。

若ΔF∈[E_k，E_k+1)时，则ACE＝∑B_i(E_i-E_i-1)+B_k+1(ΔF-E_k)。k可取0～m之间的任意自然数，i取0～k之间的自然数，设定B₀＝0,E₀＝E_-1＝0,E_m+1＝+∞。

若ΔF∈[E_k+1’，E_k’)时，则ACE＝∑B_i’(E_i’-E_i-1’)+B_k+1’(ΔF-E_k’)。k可取0～n之间的任意自然数，i取0～k之间的自然数，设定B₀’＝0,E₀’＝E_-1’＝0,E_n+1’＝-∞。

AGC若采用TBC模式时，计算ACE时在上面计算结果上再增加联络线功率偏差ΔPt即可。这一点与常规算法并无差别，不再详细说明。

按步骤1中的例子计算ACE来进一步说明。该电网在不同的ΔF(单位：0.1Hz)下的ACE值为：

若ΔF∈[-0.033Hz，0.033Hz]，则ACE＝ΔF×B₁；

若ΔF∈[-0.05Hz，-0.033Hz)或ΔF∈[0.033Hz，0.05Hz)，则ACE＝0.33B₁+(ΔF-0.33)×B₂；

若ΔF∈[-0.153Hz，-0.05Hz)或ΔF∈[0.05Hz，0.153Hz)，则ACE＝0.33B₁+(0.5-0.33)B₂+(ΔF-0.5)×B₃；

若ΔF∈[-∞，-0.153Hz)或ΔF∈[0.153Hz,+∞)，则ACE＝0.33B₁+(0.5-0.33)B₂+(1.53-0.5)B₃+(ΔF-1.53)×B₄。

另外，使用上述计算方法的自动发电控制AGC软件或系统，包括相关参数输入和获取模块、计算模块及相应的逻辑分析判断模块等，形成本发明用于自动发电控制的ACE计算软件、系统及装置。

请参阅图2和图3，图2和图3为本发明的方法与现有传统方法电网大扰动试验频率及联络线功率调节过程对比曲线图。两次实测试验在同一电网、同一天、相同扰动功率下进行，两次扰动电网AGC均采用TBC控制模式。通过图2和图3的对比可知，采用本发明方法计算AEC进行电网AGC控制，在电网发生功率扰动后，无论是电网频率还是扰动区域内的联络线功率的恢复，相比传统方法，调节过程都明显加快，有着更好的调节效果。

随着电力系统的发展，电网中并网电源及相关涉网性能技术要求呈现明显多样化和差异化，譬如并网发电的水、火电机组，风电场、光伏电站在一次调频性能要求上存在较大差别。其一次调频死区、调差率(转速不等率)、调节限幅的指标的差异，造成电网频率静态特性呈现明显的非线性、分段特征。现有的技术中，电网在利用AGC进行系统频率和联络线功率调整时，多将电网频率静态特性整体进行线性化近似。由于与电网实际的非线性、分段特征静态特性相差较大，所以电网频率调整效果差，电网一次调频、二次调频以及联络线功率之间的协调控制也难以实现。相关研究中，也有根据电网频率偏差Δf改变频率偏差系数B的设定方法，进而改进电网的自动发电控制过程。但由于并未改变ACE的计算方式，对于某一确定的Δf，仍是使用确定的某一B值线性化近似电网的频率静态特性，由此计算电网AGC的调节量进行二次调频或联络线功率控制必然造成较大的控制偏差，调节性能及协调性变差。本发明方法可根据电网实际的非线性、分段特性，根据电网频率偏差Δf，采用分段累加的方法准确计算出电网应调节的功率变化量。从而可提升AGC的控制性能和调节品质，有效协调电网一次调频、二次调频以及联络线功率控制的关系。

综上，本发明提供了一种区域控制偏差计算方法、可以用于相关的AGC系统及装置的调节控制。本发明的ACE计算方法，可以直接将非线性、分段特性的电网β，准确方便地应用到ACE的计算中，可提升AGC的控制性能。

本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。

本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。

这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。

这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。

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，这些未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，均在申请待批的本发明的权利要求保护范围之内。

Claims (6)

1.一种用于自动发电控制的区域控制偏差计算方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤1，获取被控电网或选定电网控制区的电网频率静态特性；

步骤2，自动发电控制ACE的计算；

AGC采用FFC模式，实际电网频率与额定值或设定值f₀形成ΔF的频率变化：

若ΔF∈[E_k，E_k+1)，则ACE＝∑B_i(E_i-E_i-1)+B_k+1(ΔF-E_k)；其中，E₁、E₂、……E_m为电网频率大于额定值或设定值时，段与段之间的分界点；B₁、B₂、……B_m为各段所对应的斜率；k为0～m之间的自然数，i取从0至k，设定B₀＝0,E₀＝E_-1＝0,E_m+1＝+∞；

若ΔF∈[E_k+1’，E_k’)，则ACE＝∑B_i’(E_i’-E_i-1’)+B_k+1’(ΔF-E_k’)；其中，E₁’、E₂’、……E_n’为电网频率小于额定值或设定值时，段与段之间的分界点；B₁’、B₂’、……B_n’为各段所对应的斜率，k为0～n之间的自然数，i取从0至k，设定B₀’＝0,E₀’＝E_-1’＝0,E_n+1’＝-∞。

2.根据权利要求1所述的一种用于自动发电控制的区域控制偏差计算方法，其特征在于，步骤2中，AGC采用TBC模式计算ACE时，在AGC采用FFC模式计算的结果上再增加联络线功率偏差ΔPt。

3.根据权利要求1所述的一种用于自动发电控制的区域控制偏差计算方法，其特征在于，步骤1中，被控电网或选定电网控制区的电网频率静态特性通过试验、电网频率扰动事件分析或根据电网并网电源一次调频特性及负荷特性的分析研究获取。

4.根据权利要求1所述的一种用于自动发电控制的区域控制偏差计算方法，其特征在于，步骤1中获得的电网频率静态特性通过坐标图表述，横坐标为电网频率相对于额定值或设定值f₀的变化量Δf，单位为0.1Hz，纵坐标为电网功率的变化量Δp，单位为MW；E₁、E₂、……E_m为电网频率大于额定值或设定值时段与段之间的分界点，B₁、B₂、……B_m为各段所对应斜率，单位为MW/0.1Hz；E₁’、E₂’、……E_n’为电网频率小于额定值或设定值时段与段之间的分界点，B₁’、B₂’、……B_n’为各段所对应斜率，单位为MW/0.1Hz；m、n为分界点的个数。

5.根据权利要求1所述的一种用于自动发电控制的区域控制偏差计算方法，其特征在于，还包括步骤3；

步骤3，根据步骤2计算获得的ACE调整AGC有功出力。

6.一种用于自动发电控制的区域控制偏差计算系统，其特征在于，包括：

输入获取模块，用于获取被控电网或选定电网控制区的电网频率静态特性；

计算模块，用于自动发电控制ACE的计算；

AGC采用FFC模式，实际电网频率与额定值或设定值f₀形成ΔF的频率变化：

若ΔF∈[E_k，E_k+1)，则ACE＝∑B_i(E_i-E_i-1)+B_k+1(ΔF-E_k)；其中，E₁、E₂、……E_m为电网频率大于额定值或设定值时，段与段之间的分界点；B₁、B₂、……B_m为各段所对应的斜率；k为0～m之间的自然数，i取从0至k，设定B₀＝0,E₀＝E_-1＝0,E_m+1＝+∞；

若ΔF∈[E_k+1’，E_k’)，则ACE＝∑B_i’(E_i’-E_i-1’)+B_k+1’(ΔF-E_k’)；其中，E₁’、E₂’、……E_n’为电网频率小于额定值或设定值时，段与段之间的分界点；B₁’、B₂’、……B_n’为各段所对应的斜率，k为0～n之间的自然数，i取从0至k，设定B₀’＝0,E₀’＝E_-1’＝0,E_n+1’＝-∞；

逻辑判断输出模块，用于输出计算获得的ACE。