提高火电机组自动发电控制系统运行水平的策略

电力18讯：    1  引言

   自动发电控制（AGC）系统是一个涉及面广、技术难度大的闭环控制系统。要提高其运行水平，既涉及到AGC控制软件、通信系统、机组自动控制系统、机组一次设备等技术问题，也与电网调度的计划、运行、维护人员之间的协调配合及管理有关。AGC在我国电力系统已投运多年，实现了实时在线闭环控制并取得了一些实效，但由于各个电网负荷性质不同和机组类型构成不同，AGC在各电网中的运行效果及体会也不尽相同。由于水、火电机组在负荷响应特性上存在着较大差异，火电机组的能量产生和转换过程环节多而复杂，且存在较大迟延，致使控制火电机组自动发电有较大的技术难度和管理难度。本文结合山东电网AGC系统的实际运行体会，探讨了有关火电机组控制的问题。自动发电控制系统框图如图1所示。

                         

2  电网功率调整的协调

功率调整是电网运行的基本任务之一，通常包括一次功率调整、二次功率调整和三次功率调整。三次功率调整承担电网负荷中变化幅度大、周期长的成分，这部分负荷与工农业生产、人们的日常生活规律、社会事件、气象等因素相关，其变化轨迹通常由短期负荷预测提供；二次功率调整承担负荷中的分钟级周期分量，这部分负荷的变化幅度相对不大、随机性较强，短期负荷预测难以对其作出较准确的预测；一次功率调整承担负荷中的秒到分钟级周期分量，这部分负荷的变化幅度少、随机性最强。

三次功率调整主要靠非AGC机组的计划出力和AGC机组的基值出力完成；一次功率调整由机组的一次调频功能完成，它采用反映电网频率变化的转速差值产生控制信号，直接调整机组的DEH，有较快的调节速度；二次功率调整则由AGC系统负责。由此可见，AGC系统只是电网功率调整中的一个组成部分，在电网实际运行中，必须协调好功率调整的三种方式。如果电网中没有一次功率调整功能，或投入不够，将不利于电网频率稳定，而且会增加AGC的调节负担；如三次功率调整准确度较低，势必造成较大的功率偏差；如这些偏差全部转嫁到由二次功率调整即AGC系统上， 则将会大大地增加二次功率调整的频度和幅度，明显降低控制效果。如偏差继续增大超出AGC的调整能力，它将失去功率调整的作用。

因此，在开展电网自动发电控制工作的同时，要协调好其他两方面的工作。如尽可能提高负荷预测的准确度，采用超短期预测滚动修正非AGC机组的计划出力，保证自动发电控制机组有合理的调整空间，加强发电机组的一次调频管理，制定综合的一、二、三次功率调整责任范围和管理措施等，做到功率调整层次清晰，责任明确。

3  AGC机组的组合策略

由于电网利用AGC系统的控制目标不同，它将采用不同的控制方式（如：定频率控制、定交换功率控制、联络线频率偏差控制、带电能差、时差校正的联络线偏差控制等）。但不管采用哪种控制方式，要保证AGC系统有较高的运行质量，必须确保它有合理的功率调整容量和调节速度。

综合考虑电网负荷预测精度、主控制
区内的单机最大容量、主控电网与外网的最大交换功率和主控电网负荷变化率等，这两个参数最小值可由下式计算得出


式中 Preg为自动发电控制系统的功率最小调整容量；Vreg 为自动发电控制系统的功率最小调节速度；slf为电网负荷预测误差均方根值；Pace为电网日平均负荷；Psched为电网计划出力均值；sfluct为计划出力机组功率波动误差均方根值；Plarg eunit为AGC主控区内的单机最大容量；Pinter为AGC主控电网与外网的一个最大功率交换值；Vload为主控电网每分钟负荷变化最大值。

   以山东电网为例，电网日平均负荷11GW，最大机组容量600MW，与外网交换功率为0，电网负荷预测误差均方根值为2.5%，电网负荷变化率最大为50MW/min，电网计划出力均值为8.5GW，机组计划功率波动误差均方根值为0.5%。根据式(1)、(2)可计算出电网AGC调整容量不低于1.27GW，电网AGC的调节速度不小于60MW/ min。

    事实上，鉴于电网负荷预测误差的单边性，超短期负荷预测跟踪校正及机组计划的在线修正，基于该原则安排的电网AGC 调整容量、调节速度能够适应电网运行控制的需要。

   基本要求确定以后，针对AGC机组的组合策略可有多种选择，比如可以选定少数机组承担AGC任务，让更多的机组按照计划发电；可以选定较多机组参入AGC任务，但使其基值不过多地偏离计划值或经济值。由于电网中机组存在新旧程度、容量规模、装备水平的差异，机组控制性能也有一定的差距。实际运行经验表明，在功率