基于CPS标准的自动发电控制策略研究

王闻1闻革1王红2

（1.国网辽宁省电力有限公司大连供电公司；2.网辽宁省电力有限公司检修分公司）

摘要：现代电网已发展成为多控制区域构成的互联系统，自动发电控制是实现互联电网频率及联络线功率控制的有效手段，而其控制策略决定了控制效果。

本文阐述了互联电网频率调整、自动发电控制的相关理论，选取“与频率偏差反号的AGC控制策略”、“基于频差预期的AGC控制策略”、“从其理论依据、作用机理和工作重点等方面进行分析，为控制区域制定更为有效合理的控制策略提供了可靠和有益的依据。

关键词：互联电网；CPS标准；自动发电控制；控制策略

1绪论

1.1课题研究的背景

在稳态条件下，电力系统的频率全网一致。也就是说系统内所有同步发电机产生交流电压的频率一致。它是重要的电力系统运行参数，也是评价电能质量的重要指标。维持整个电网频率相对恒定，保证频率的偏移不超越限值，净区域联络线潮流与计划尽量相等，是电力系统调度控制的重要目标之一。

现代电网是由多个控制区域共同构成的互联系统，在国内现有六个同步电网。调控中心既要保持或提高电网中的频率质量，确保电网按预先计划的联络线交换功率运行，又要使区域运行最经济。即达到以下目标：

（1）使整个互联电力系统的发电机输出功率和总负荷功率匹配，维持电力系统频率；

（2）在控制区域间合理分配发电功率，按计划进行区域间功率交换，实现区域内部功率平衡；

（3）按负荷变化的周期性制定发电计划。按发电计划调整机组出力，实现区域内各发电厂间在线经济负荷分配。

维持整个系统的发电功率和负荷功率平衡，及时进行有功功率、频率的调控，需要实时监控电力系统的频率。当频率发生偏移时，调整发电机组的出力，使电力系统的有功功率再次平衡，频率也又回到标准值。而自动发电控制（AutomaticGenerationControl，AGC）是实现上述目标的有效手段。

1.2课题研究的必要性

在电网频率调整的过程中，系统频率稳定是首要目标，而对于其中各个控制区域，发电及调整的成本更是不可忽视的因素。为保证电力系统频率的质量在要求范围内，电网提出了控制性能评价标准，来约束和引导各控制区域完成调控任务，达到提高频率质量的目的。各控制区域既要完成电网标准所界定的频率调整的任务，达到控制性能评价标准的要求，又要考虑发电机调整成本、经济调度问题，在保证电网安全稳定运行的前提下维护自身利益。

鉴于此，各控制区域可能会出现以下问题：

（1）单纯追求较高的控制性能评价指标，使区域内机组频繁调整，加剧了机组的磨损，增加了区域的调控成本。

（2）控制策略设置不合理，使区域内机组“劳而无功”，难以改善和提高电网频率质量。

（3）某些控制区域在控制策略的设置上，采取某些特殊的控制策略，在满足CPS考核要求的条件下，在一些调节压力大、调节费用高的时间段，减少调整。本区域AGC机组调整难度减小，也相应的节省了本区域的调整费用，但整个互联电网频率的质量会下降，有损于互联电网的整体利益。

由此可见，有必要研究分析基于CPS标准的AGC控制策略，探究比较不同策略的作用效果，剖析其控制本质，以期为适宜的控制策略的制定提供有益的参考。

2互联电网的频率调整

2.1互联电网频率调整的基本原理

电力系统的频率取决于系统中总的发电功率和系统总负荷的平衡情况。系统电源的总输出功率与电力负荷包括网损在内的功率消耗相平衡时，电力系统频率保持稳定；反之若总输出功率与总功率消耗之间失去平衡时,电力系统频率就发生波动。

电力系统的频率波动对电源和用户甚至是整个互联电力系统均会产生影响。频率偏差过大会危害影响产品质量，使电子设备不能正常工作；增大汽轮机叶片磨损，降低发电机组效率；影响系统的相关调整行为，严重时可能发生电网频率崩溃。在《电能质量电力系统频率偏差》国家标准GB/T15945-2008中规定，我国电网额定频率为50Hz，在电力系统正常运行条件下频率偏差限值为±0.2Hz。在AGC投运时，电网频率应在50±0.1Hz以内运行。

电力系统的有功功率、负荷时刻都在发生变化，对实际负荷变化曲线的分析表明，电力系统负荷可以分为三种具有不同变化规律的变动负荷分量。

第一种随机负荷引起的电力系统频率偏移，幅值在0.025Hz以下，由发电机组的调速器进行调整。第二种变化负荷引起的频率偏移，幅值在0.05~0.5Hz之间，仅靠调速器的作用不能将此偏移限制于容许范围，需由调频器进行调控，是AGC主要控制对象。第三种持续负荷引起的电力系统频率偏移，由能量管理系统（EnergyManagementSystem,EMS）中的超短期负荷预测软件进行控制。

负荷特性及发电机控制系统对负荷变化的响应能力，决定了频率偏差的大小及其持续时间，因此有必要进行研究。

2.2自动发电控制（AGC）的结构及原理

2.2.1自动发电控制及其原理

电力系统的一次调频只能做到频率的有差调节，频率想要达到无差调节需要二次调整。

以前，电力系统的二次调频是通过调控发电机组调速系统的同步电机，移动其调差特性曲线，来完成电网调频的。但是受限于没有火力发电机组燃烧系统的自动控制，想要实现互联电网的功率控制，需要手动操作调整原动机功率的基准值，从而增减原动机功率。

现在，随着发电机组协调控制系统（CoordinatedControlSystem,CCS）被普遍采用，已由自动控制来代替人工进行此类操作，可以使得自动发电控制得以实现。

自动发电控制是能量管理系统（EnergyManagementSystem,EMS）的一个重要组成，是建立在电网调度自动化的能量管理系统与发电机组协调控制系统间闭环控制的一种技术手段，也是并网发电厂提供的有偿辅助服务之一。自动发电控制着重解决电力系统在运行中的频率调节和负荷分配，以及与相邻电力系统间按计划进行功率交换问题。AGC对电网调频机组出力进行二次调整，来适应时刻发生变动的用电需求，保证电网频率，控制本区域与相联其他区域间联络线交换功率数值符合协议规定。在电力系统的安全性约束下，经济调度控制（EconomicDispatchControl,EDC）各AGC机组的发电量。

2.2.2自动发电控制的结构及功能

如图2.1所示，AGC系统总体上可分为机组控制、区域调节控制和区域跟踪控制这三个控制环节。其中的区域调节控制确定机组的调节分量PR，区域跟踪控制确定机组功率的基点值（basepoint）Pi，相叠加共同形成了作用于调频机组的控制系统的预期发电量P，调速器的控制量nREF，组成机组输出功率的闭环控制。在互联电网中，有功功率的失衡使频率上下波动。因此将电网的频率作为一个可以调整发电设备输出功率的反馈信号，AGC也正是以此反馈调节修正发电机组输出功率。此系统还应该满足控制性能标准和联络线功率偏差上下限约束、AGC机组出力上下限约束等系统限制。由此可见，AGC系统基本上可以说是一个输出功率跟踪控制系统。

AGC的控制过程指的是当发生了负荷波动后AGC的一系列动作，如下：

（1）由计划内外负荷确定机组基点功率值并送出；

（2）取数据并计算ACE；

（3）计算消除ACE需要的总调节功率；

（4）由经济负荷分配计算各机组调节功率；

（5）将各机组功率调节要求值送出。

如图2.2所示，将互联电力系统分为n个通过联络线实现互联的区域，各控制区域分别拥有独立的AGC系统，并与上一级AGC系统相联。各控制区内分别拥有若干AGC机组和非AGC机组这两类发电机组。AGC机组实时接受来自电网调控中心的最新AGC信号，自动调整发电机组的输出功率。而非调频机组直接依据电网调度中心的提前下发的上网计划，由人工手动调整方式或是由本地的控制系统调控机组发电出力。

作为AGC的一个核心功能—区域调节控制，其能够维持ACE为零，保持本区域的发电和负荷相等及交换功率的平衡。AGC系统具有以下主要功能：

（1）使发电机自动跟踪电力系统负荷变化，监视和调整备用容量。调整全网电能平衡供需，保持电网频率在50±0.1Hz以内正常运行。

（2）对采用联络线功率偏差控制的联合电力系统，需使联络线净交换功率波动在允许的计划范围内，及时纠正时钟误差及无意交换电量。

（3）在能量管理系统中，以AGC安全运行为基础，对管辖电网范围中机组间负荷进行经济分配，使系统处于经济运行状态,从而作为最优潮流和安全约束、经济调度的执行环节。

3互联电网控制性能评价标准

在多区域互联电网，ACE因控制模式的差异，所以存在多种计算公式。经NERC指定，在联络线频率偏差控制模式下，ACE被准确描述成本控制区i的频率偏差功率与联络线功率偏差二者之和，如式（3.1）：

通过标准约束，互联电力系统各控制区域的ACE在较长的时间段内，保持平均值近于零，控制区域间的无意交换电量最低，发用电平衡，联络线计划交换和实际交换之间平衡。

结论

在电力系统中，各控制区域通过AGC确保控制区域的发电功率、电力负荷及联络线交易的平衡。为了规范和引导控制区域AGC的控制行为，需由相应的控制性能评价标准对其进行评价；同时各控制区域也需制定相应的控制策略，一方面满足评价标准的约束，另一方面保证本区域的经济利益。本文主要关注于我国现有的基于CPS标准的AGC控制策略的比较，对我国执行CPS标准后的三种控制策略（“频差反号”、“频差预期”和“负荷预测”）进行了详细的分析，由此展开分析与论述。这种控制策略可以广泛地运用于各类电网，尤其适用于规模较小，负荷波动相对剧烈的电网。

参考文献

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