互联电网统一协调agc控制方法

文档序号:7437580
专利名称:互联电网统一协调agc控制方法
技术领域
本发明属电力系统控制领域,更准确地说本发明涉及一种计及大规模风电接入的 互联电网自动发电控制(AGC,Automatic Generation Control)协调控制方法。
背景技术
作为清洁可再生能源的重要构成,风力发电在我国已进入快速发展阶段,多个 百万千瓦和千万千瓦等级的大型风电基地正在一些风能资源丰富的地区开始筹建。风电出 力的随机性强、间歇性明显、波动幅度大等特点,使大规模风电并网给互联电网的运行及控 制带来了新的挑战。现阶段我国大区互联电网的有功功率控制模式多为两级调度体系,各省级控制区 域采用联络线频率偏差控制(TBC)或定联络线功率(FTC)控制模式,维持区域的功率平衡; 网调管辖区的直调机组承担调频、计划曲线调整或某些特定的控制任务,如特高压互联线 路的调整任务等。文献一《互联电网AGC分层控制与CPS控制策略》(电力系统自动化2004年第28 卷第1期第78页)披露了一种基于TBC控制模式下的网省调AGC分层控制与协调技术,着 重探讨了 CPS考核标准下的AGC控制策略。文章提出的分层控制技术主要是为我国大区域 互联系统所服务,着重探讨的是我国当前分级调度体系下网调与省调之间控制策略的协调 与配合。文献一提出的分区域控制及建模技术,建立于传统的分省区功率就地平衡的基础 之上,只适合于各省控制规模相当且具备能够与负荷匹配的调节资源的方式下,省区调节 资源不足时仍需其他控制区的支援。大规模风电并网后,由于国内目前的新能源接入主要 分布于“三北”及东南沿海地区,大多远离负荷中心,这一问题变得更为突出。此外,现有的 调度模式缺乏统筹性,当遭遇风电波动时,网省间、省区间AGC相互支援时缺乏有序协调配 合,影响频率和联络线功率的稳定性,功率恢复的时间长。受调度运行方式的掣肘,现阶段 部分直调电厂的作用未能发挥,一些优质的调节资源得不到充分、有效的利用。电力系统中针对风电接入的有功控制技术目前所见有如下方法。文献二《大型风电场对电力系统暂态稳定性的影响》(电力系统自动化2006年第 30卷第15期第10页)对大型风电场接入后的电力系统暂态稳定性进行了研究。从理论 上分析了基于双馈感应电机的风电机组的暂态稳定机理;基于双馈风电机组的动态数学模 型,通过仿真计算研究了大型风电场并网对电力系统暂态稳定性的影响,分析比较了在同 一接入点接入双馈风电机组与接入同步发电机组对电力系统稳定性的影响,得出基于双馈 风电机组的风电场对电力系统暂态稳定性的影响要好于在同一接入点接入相同容量的同 步发电机组的结论。文献三《双馈变速风电机组频率控制的仿真研究》(电力系统自动化2007年第31 卷第7期第61页)以双馈变速风电机组模型为基础,根据双馈变速风电机组控制特点和控 制过程,在电力系统仿真软件中增加了频率控制环节,在系统频率变化时,双馈变速风电机
3组通过释放或者吸收转子中的一部分动能,相应增加或者减少有功出力,实现了风电机组 的频率控制。仿真结果证明了频率控制环节的有效性和实用性,并证明了通过增加附加频 率控制环节,风电场能够在一定程度上参与系统频率调整。文献四《大量风电引入电网时的频率控制特性》(电力系统自动化2008年第32卷 第1期第29页)在深入分析异步电动机频率特性的基础上,采用所开发的电力扰动装置对 不同转矩特性的异步电动机的频率特性进行了测试。基于加权综合的思路建立了包含异步 电动机的综合负荷的频率特性模型。同时分析了风力发电的出力特性。通过对一个包含风 力发电的电网进行分析,论证了考虑负荷频率特性以后,在同样电网调频能力的情况下,频 率波动的偏差会变小。上述文献分别从风电机组和风电场模型及特性、电参与电网一、二次频率控制技 术等不同层面披露了风电接入后的有功调度控制技术,但对于互联电网区域间协调控制的 研究,即如何集中全网的调节资源以实现风电波动的合理消纳均未涉及。

发明内容
本发明的目的是针对大规模风电并网,提出与之相适应的统一协调AGC控制方法,以最大程度地 发挥网省调机组的协调配合,提升风电接入后有功控制的动态品质;为了实现上述目的,本发明是采取以下的技术方案来实现的一种全网单机模式的互联电网统一协调AGC控制方法,其特征在于,包括以下步 骤1)互联电力系统区域控制中只建立一个主控制区,全网的AGC资源统一由网调调 配;2)网调控制中心针对区域内所有AGC机组建模,包括直调AGC机组和省调AGC机 组;3)网调接收区域内所有AGC机组的实时上送信息,包括调节范围、调节速率等;4)网调控制区直接将控制指令下发给直调AGC机组和省调AGC机组;5)控制区的控制目标为实施全网的机组协调控制,承担区域的频率及对外总交 换功率的调整,负责事故情况下的功率紧急恢复;6)机组全部归由网调控制区统一控制,因而不要求分省平衡,各省级电网的区域 间交换功率控制只须满足定周期的电量完成率; 7)基于全网单机模式的统一协调控制,调节中结合安全约束调度实现重要支路及 稳定断面的预防和校正控制;8)在总调节功率的分配过程中,将区域交换电量的完成率作为参考依据,电量超 送区域的机组在减出力时优先调整;电量欠送区域的机组在加出力时优先调整。一种省调等值模式的互联电网统一协调AGC控制方法,其特征在于,包括以下步 骤1)互联电力系统区域控制中只建立一个主控制区,全网的AGC资源统一由网调调 配;2)网调控制中心对直调AGC机组直接建模,直接采集数据;
3)省调AGC机组建模步骤所有在线可控AGC机组等值为网调控制区的一个等值 虚拟机组,该等值虚拟机组应视作与正常机组无异,参与网调控制区的调节,承担调节功率 分配;4)省调汇总区域内所有在线可控机组的调节信息,包括实际出力、调节速率等,将 其上报给网调;5)省调等值机组的调节范围受等值后的机组调节速率、各区域稳定断面的安全范 围约束;6)网调实时计算直调以及各省调的分配调节量,将交换电量的完成率作为省区等 值机组的排序因子,电量超送省区等值机组在分配时优先减出力,欠送省区等值机组在分 配时优先加出力,以保证当日实际交换电量与计划电量相近;7)指令下发环节,将省调的调节量下发至各省调,直调机组的调节指令则直接下 发;8)网调分配给各省调的调节总量,由对应省调中所有AGC机组分担,通过二次分 配后下发。本发明所达到的有益效果本发明充分利用网省调的各类调节资源,将风电波动引发的冲击在全网范围内进 行消纳,从而进一步提高了电网抵御风电故障功率缺失后的恢复能力,更有效地发挥了全 网AGC协调控制的潜能,发明成果将填补国内此类研究的空白。


图1为全网单机模式统一协调控制示意图;图2为省调等值模式统一协调控制示意具体实施例方式计及大规模风电接入的互联电网AGC控制方法,包括下列内容(1)基于全网单机控制模式的互联电网统一协调AGC控制互联电网区域中的所 有AGC机组参加全网的统一协调控制建模,包括直调机组和现有省调机组,通过调用全网 的调节资源实现最优控制,结合安全约束调度实现重要支路及稳定断面的预防和校正控 制。(2)基于省调等值控制模式的互联电网统一协调AGC控制将省调等值为一个大 机组参加统一协调分配,省调的内部控制仍由其自行分配下发,网调在分配等值机调节量 时,使用已考虑稳定断面约束后的调节范围。(3)互联电网统一协调控制的技术特征对互联电网区域有功控制的控制主体、 平衡方式、调节资源、安全约束、通信传输给出具体的技术要求,明确其适用原则,以界定现 有的分省平衡调度模式。在本发明中,披露了互联电网统一协调AGC控制的第一种具体实现方法,“全网单 机”控制模式附图1为全网单机模式控制示意图,具体实施步骤为1)互联电力系统区域控制中只建立一个主控制区,全网的AGC资源统一由网调调
5配;2)网调控制中心针对区域内所有AGC机组建模,包括直调AGC机组和省调AGC机 组;3)网调接收区域内所有AGC机组的实时上送信息,包括调节范围、调节速率等;4)网调控制区直接将控制指令下发给直调AGC机组和省调AGC机组;5)控制区的控制目标为实施全网的机组协调控制,承担区域的频率及对外总交 换功率的调整,负责事故情况下的功率紧急恢复;6)机组全部归由网调控制区统一控制,因而不要求分省平衡,各省级电网的区域 间交换功率控制只须满足定周期的电量完成率;7)基于全网单机模式的统一协调控制,调节中结合安全约束调度实现重要支路及 稳定断面的预防和校正控制;8)在总调节功率的分配过程中,将区域交换电量的完成率作为参考依据,电量超 送区域的机组在减出力时优先调整;电量欠送区域的机组在加出力时优先调整。在本方法中,全网的AGC资源统一由网调来调配,不再划分省级区域实施功率就 地平衡,需结合安全约束调度实现稳定断面的预防和校正控制,放弃原有各省调的守联络 线计划模式,区域间交换功率的控制只需要满足定周期的电量完成要求。在本发明中,披露了互联电网统一协调AGC控制的第二种具体实现方法,“省调等 值”控制模式附图2为省调等值模式控制示意图,具体实施步骤为1)互联电力系统区域控制中只建立一个主控制区,全网的AGC资源统一由网调调 配;2)网调控制中心对直调AGC机组直接建模,直接采集数据;3)省调AGC机组建模步骤所有在线可控AGC机组等值为网调控制区的一个等值 虚拟机组,该等值虚拟机组应视作与正常机组无异,参与网调控制区的调节,承担调节功率 分配;4)省调汇总区域内所有在线可控机组的调节信息,包括实际出力、调节速率等,将 其上报给网调;5)省调等值机组的调节范围受等值后的机组调节速率、各区域稳定断面的安全范 围约束;6)网调实时计算直调以及各省调的分配调节量,将交换电量的完成率作为省区等 值机组的排序因子,电量超送省区等值机组在分配时优先减出力,欠送省区等值机组在分 配时优先加出力,以保证当日实际交换电量与计划电量相近;7)指令下发环节,将省调的调节量下发至各省调,直调机组的调节指令则直接下 发;8)网调分配给各省调的调节总量,由对应省调中所有AGC机组分担,通过二次分 配后下发。在省调等值模式的统一协调AGC控制方法中,在省调AGC机组在网调以等值机模 型体现,直调机组仍使用单机模型,省调将AGC机组的总体信息上报网调,等值机组调节范 围受省区内稳定断面的约束,网调将各省调等值机的调节目标下发到各省由其自行分配。
统一协调控制的特点为作为唯一的控制中心,由网调负责平衡区域的总不平衡 功率,根据全网的资源分布情况,将调节量直接下发,控制中优先调用品质优良的资源,并 同时考虑全网的各项安全约束条件,如AGC机组有功出力限值、线路有功功率的合理范围、 稳定断面有功功率限值等。在本发明中,披露了计及大规模风电接入的统一协调AGC控制的技术特征及适用 范畴全网统一协调控制依据下列原则实施作为唯一的控制中心,由网调负责平衡区 域的总不平衡功率,根据全网的资源分布情况,将调节量直接下发至省调和直调机组进行 调节。控制中优先调用品质优良的资源,并同时考虑全网的各项安全约束条件、如AGC机组 有功出力限值、线路有功功率的合理范围、稳定断面有功功率限值等。由于实现了全局资源的最优调度,风电扰动时系统具有最快的恢复速度。同时,由 于打破原有的功率就地平衡机制,省区间联络线功率波动的幅度会一定程度增大,需要放 松原有省际间交换计划的严格约束。统一协调AGC控制的关键技术特征有(1)平衡方式。传统的分级调度模式基于TBC控制,以省级控制区域为平衡对象, 主张区域的自我平衡,省网的故障恢复很大程度上依赖于区域自身的资源。统一协调控制 将区域的平衡对象扩大到整个网调区,在某个点产生的扰动将由全网的调节资源来恢复。 这成为统一协调控制最本质的技术特征。(2)控制主体。将原先的多控制区域、两级控制主体合并为单区域单控制主体。多 控制主体在调节过程中可能存在博弈,造成整体上的过调、欠调,由一个控制主体来实施控 制,可以减轻系统间无序调整造成的资源浪费,实现动态过程的最优。(3)调节资源。统一协调控制实施资源统一调配,不再考虑是直调机组还是省调机 组,使直调机组充分摆脱了原有调度模式的束缚,直调机组与省调机组能够公平公正的参 与二次调频辅助服务。(4)省间交换。功率就地平衡机制被打破,跨省区的调节支援较以往增多,控制中 不再要求省区间的联络线功率时刻围绕计划值,只对一定时间的完成电量作要求。同等条 件下,调节资源的调配应有利于减小联络线电量偏差。(5)安全约束。集中全网资源消除扰动,联络线功率的转移有可能引发线路、稳定 断面的潮流重载甚至越限。因此AGC必须要结合安全约束调度(SCD)实施预防及校正控 制。基于全网潮流的安全约束调度正常情况下周期启动计算,存在重载情况时,提供机组对 重载线路/断面的灵敏度信息,AGC在调节时禁止正关联机组加出力,禁止负关联机组减出 力,以防止重载加剧;当有约束违反时按事件驱动,提供相应的校正控制策略由AGC自动执 行,以保障整个控制区的安全稳定运行。(6)通信传输。传统控制方式对区域间的通信依赖较低,各控制区通过本端数据采 集即可实施分散AGC控制。统一协调控制增加了对数据通信的要求,控制中心需要收集整 个区域内的联络线功率、稳定断面潮流、调节资源等信息。本发明按照优选实施例进行了说明,应当理解,但上述实施例不以任何形式限定 本发明,凡采用等同替换或等效变换的形式所获得的技术方案,均落在本发明的保护范围 之内。
权利要求
一种全网单机模式的互联电网统一协调AGC控制方法,其特征在于,包括以下步骤1)互联电力系统区域控制中只建立一个主控制区,全网的AGC资源统一由网调调配;2)网调控制中心针对区域内所有AGC机组建模,包括直调AGC机组和省调AGC机组;3)网调接收区域内所有AGC机组的实时上送信息,包括调节范围、调节速率信息;4)网调控制区直接将控制指令下发给直调AGC机组和省调AGC机组;5)控制区的控制目标为实施全网的机组协调控制,承担区域的频率及对外总交换功率的调整,负责事故情况下的功率紧急恢复;6)机组全部归由网调控制区统一控制,因而不要求分省平衡,各省级电网的区域间交换功率控制只须满足定周期的电量完成率;7)调节中结合安全约束调度实现重要支路及稳定断面的预防和校正控制;8)在总调节功率的分配过程中,将区域交换电量的完成率作为参考依据,电量超送区域的机组在减出力时优先调整;电量欠送区域的机组在加出力时优先调整。
2.一种省调等值模式的互联电网统一协调AGC控制方法,其特征在于,包括以下步骤1)互联电力系统区域控制中只建立一个主控制区,全网的AGC资源统一由网调调配;2)网调控制中心对直调AGC机组直接建模,直接采集数据;3)省调AGC机组建模步骤所有在线可控AGC机组等值为网调控制区的一个等值虚 拟机组,该等值虚拟机组应视作与正常机组无异,参与网调控制区的调节,承担调节功率分 配;4)省调汇总区域内所有在线可控机组的调节信息,包括实际出力、调节速率,将其上报 给网调;5)省调等值机组的调节范围受等值后的机组调节速率、各区域稳定断面的安全范围约束;6)网调实时计算直调以及各省调的分配调节量,将交换电量的完成率作为省区等值机 组的排序因子,电量超送省区等值机组在分配时优先减出力,欠送省区等值机组在分配时 优先加出力,以保证当日实际交换电量与计划电量相近;7)指令下发环节,将省调的调节量下发至各省调,直调机组的调节指令则直接下发;8)网调分配给各省调的调节总量,由对应省调中所有AGC机组分担,通过二次分配后 下发。
全文摘要
本发明公开了一种互联电网自动发电控制(AGC)协调控制方法,包括下列步骤为适应我国风力发电的快速发展及接入消纳的要求,提出互联电网统一协调AGC的控制方法,对互联电网区域间AGC控制的控制主体、平衡方式、调节资源、安全约束、通信传输做出了明确的技术要求;提供了统一协调控制的两种具体实现方法,“全网单机”控制模式和“省调等值”控制模式,对网省调协调控制中区域建模、数据上传、计算分配、指令下发等关键步骤给出描述。本发明充分利用网省调的各类调节资源,将风电波动引发的冲击在全网范围内进行消纳,因而提高了电网抵御风电故障功率缺失后的恢复能力,进一步有效发挥了全网AGC协调控制的潜能。
文档编号H02J3/38GK101873004SQ20101020190
公开日2010年10月27日 申请日期2010年6月13日 优先权日2010年6月13日
发明者张小白, 滕贤亮, 高宗和 申请人:国电南瑞科技股份有限公司
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