自动发电控制AGC技术的实现及其发展

1、自动发电控制AGC技术的实现及其开展1引言电力系统频率和有功功率自动控制统称为自动发电控制(AGC)。AGC是通过控制发电机有功出力来跟踪电力系统负荷变化，从而维持频率等于额定值，同时满足互联电力系统间按方案要求交换功率的一种控制技术。根本目标包括使全系统的发电出力和负荷功率相匹配； 将电力系统的频率偏差调节到零，保持系统频率为额定值；及控制区域间联络线的交换功率与方案值相等，实现各区域内有功功率的平衡。现代的AGC是一个闭环反应控制系统，主要 由两大局部构成：1负荷分配器：根据测得的发电机实际出力、频率偏差和其它有关信号，按一定的调节 准那么分配各机组应承当的机组有功出力设定值。该局部为传统

2、的电网调度功能实现。2机组控制器：根据负荷分配器设定的有功出力，使机组在额定频率下的实发功率与设 定有功出力相一致。电厂具备AGC功能时该局部由机组协调控制系统CCS自动实现。从控制论的角度来看，AGC过程是一个通过调节控制区域中各发电机出力，使由于负荷变化和机组出力波动而产生的区域控制偏差(ACE - Area Control Error) 不断减少直到为零的闭环控制过程。该系统可被看作一个多变量串级调节系统，其中负荷分配器的功能为该闭环系统中的主控制器，而机组控制器的作用为串级系统的内回路控制器，各内回路控制器与机组对象一起构成主控制器的执行机构。由于火电机组锅炉的惯性和迟延，使各火电厂在

3、实现 AGC寸表现为惯性特性，出现与主控制回路频率调节快速性要求的矛盾。AGC调节控制的是靠一次调频不能将频率偏移调节到允许的范围之内的一般在10s到3min之间变化幅度比拟大的脉动负荷分量，脉动负荷分量引起的频率偏移较大0.05Hz 0.5Hz。AGC随电力系统自动化在近年来开展很快， 如1992年的文献1为国际IEEE对AGC勺理解 讨论，文2开展了对新的AGC标准实践的介绍。 我国目前正实施厂网别离，AGC乍为连接厂网的技术纽带，可靠的厂网相互协作对电网的稳定发 展和电厂的高效运转都将起到十分积极的作用。2电网AGC开展及其运行控制应用简介2. 1 AGC开展简介电力系统产生的电能必须与

4、消费的电能实 时平衡，这只能靠自动调节和控制装置来维持。 这种平衡不仅要在正常的稳态运行时而且要在 各种扰动状态下从毫秒级到分钟级都能实现这 一要求。为了满足这种调节与控制要求，电力系统自动装置可以分为正常运行自动装置、异常状态下的平安稳定控制装置及保护装置。火电厂及变电站都可以被认作系统中的自动化执行装置。电力系统自动化技术沿着元件一局部一子系统一管理系统的道路开展。理论开展可以分为3个阶段：60年代以前处在经典理论阶段；七八十年代注入了控制论，形成了以电 脑为根底的现代理论阶段；90年代以后注入经济理论，而到达电力市场理论阶段。70年代中期，运用系统工程理论将现代理论的技术成果有机地组织在

5、一起形成了EMSAGC乍为EMS的子系统随电力工业的改革而开展1。电力系统自动化开展的主要表现是：40年代将数据展现在模拟盘上，增强了调度员对实际系统运行变化的感知能力；50年代开环的自动发电控制AGC将调度员从频繁的操作中解脱出来，并提出了电网调度自动化系统的概念，标志着现代电网自动化的开始2。60 年代初，有些电力公司利用数字电脑实现电力系统经济调度，开始了电脑在调度中的应 用。在 1965 年美国东北部大停电后，多数电力公司意识到依靠远动装置在模拟盘上显示信 息的方式已远不能满足复杂电网平安运行的要求， 开始把电脑系统的应用从以考虑经济为主 转移至以平安为主，出现了所谓电网SCADA系统

6、。这是电网调度自动化形成系统的一个台阶， 具有代表性的系统是美国BPA的迪特茂调度中心。从 70年代起，电网自动调频和有功功率经济分配的装置和自动调节系统不再独立存在，而是以AGC/ED软件包的形式和 SCADA统结合，成为SCADA/AG EDC系统，这是SCADA统出现后的电网调度自动化系统中第一次 功能综合。SCADA软件系统是AGC软件系统的“工作平台，承当着多项与AGC任务有关的工作，主要包括：1对各AGC电厂/机组的实时运行信息和系统频率进行实时扫描和处理，将实 时数据存放在EUT实时数据库中，供LFC周期性调用。如果系统频率和机组出力等重要遥测 信息故障，将被置上坏数据标志，LF

7、C将根据此标志立即将 AGC控制挂起，或将机组转为备用状态。2接收AGC软件系统产生的控制信息，并下传至电厂RTU或监控系统。3收AGC软件系统产生的告警和事件信息，并进行显示、打印和记录。4周期性从AGC应用数据库中提取 AGC运行数据，对 AGC®面数据实时刷新。5将AGC应用数据库数据周期 性备份到备用机。6主机故障时，自动在备用机上启动AGC软件系统。SCADA统的信号主要分三类：遥测：被控发电机和区域联络线的有功功率信号经RTU A/D转换为BCD码、按1200bps送调度中心；遥信：AGC投/切和发电机开/停状态信号经 RTU按5us周期扫查送 调度；遥控：即中调遥调 A

8、DS旨令，AGC程序每8s或4 s运算产生一次输出。电力公司在60年代末提出了用 SCAD砾集的实时信息对电力系统的扰动开关操作、事故 跳闸进行在线快速分析计算，用以解决电网运行方式的在线研究和事故跳闸后果的预测。 从70年代初开始，为了解决由于电网不可观察SCADA采集的数据存在误差、通道可能中断、RTU可能停运等带来的潮流计算不收敛在离线电力系统计算时不会遇到，开展了 各种根底算法， 开发了网络拓扑、外部网络等值、 超短期母线负荷预计、状态估计等一系列 软件，建立可计算的所谓可观察区，将SCADA采集到有误差的“生数据转变成潮流计算收敛的“熟数据，建立了熟数据库。在这一根底上开发了调度员在

9、线潮流、开断仿真和校正 控制等所谓电网高级应用软件PAS。PAS投运后，电网运行方式的改变以及当前运行方 式下遇到大扰动时的后果就可以通过PAS自动预计出来。网络熟数据库的建立， 为各种电力系统的优化软件，如线损修正、无功优化、最优潮流等的开发提供了条件。自从PAS综合到电网调度自动化系统，形成了SCADA/AG EDC/PAS系统后，电网调度自动化系统从SCADA系统升级为能量管理系统EMS。EMS是以电脑为根底的现代电力调度自动化系统，主要 针对发电和输电，用于大区级电网和省级电网。EMS由6个局部组成：电脑、操作系统、支持系统、数据收集、能量管理和网络分析。广义的EMS还包括调度员培训模

10、拟系统DTS1 。随着电脑技术、控制技术、通信技术和电力电子技术的不断开展，如今电力系统已 经成为一个 CCCPE的统一体，即电脑computer、控制control、通信communication 和电力电子 power electronics 的产生、输送、分配装置以及电力电子装置。而且。在 21 世纪，不掌握电力市场知识便很难承当电力调度工作。我国早在 60年代就开始了离线潮流和经济调度程序的研制。 1985年，科研部门和高等 院校为我国电网开发的负荷预计、交换方案、 火电分配及水火电分配、 状态估计、 调度员潮 流、平安分析、故障分析等一系列 EMS软件包已在少数网、省调系统投入应用。

11、但由于受支 撑软件的制约，构成系统时显示出其固有缺陷，应用效果不理想，不能到达实用水平。“八五期间，局部电网与科研部门或高等院校合作开发了调度员培训系统DTS、状态估计、最优潮流等应用软件。由于DTS未与实时系统实现理想的结合，存在维护工作量过大的弊病；最优潮流由于入口数据不准确、 网络根底参数不准确、 计算结果可信度差， 即使算出了最正 确策略也不敢就此在电网中实施， 使用效果不够理想。 而后续开发的静态平安分析软件在技 术上可直接采用 SCADA实时数据库断面，实用效果就理想得多。以1989年“四大网华中、华北、华东、东北 EMS/AGCH进工程为契机，我国科研和生产单位开始了较为系统和

12、全面地掌握EMS网络分析功能应用技术，采用系统设计思想，“自上而下地消化吸收、开发设计了各个软件模块并投入应用。当今EMS/AGC勺实现技术可分为 3类：使用传统RTU的结构，使用通用设备的结构，以 及网络结构8。90年代电网自动化开展的方向之一是各级主站以EMS/DM阴根底的全局自动化， 以保证电网的平安经济运行， 提高整体工作效率。 电网自动化开展的第 2个特征是 互联网络化。主站一体化功能通过主站局域网LAN进行的综合，而电网各层之间的信息交换那么通过广域网WAN进行。互联网络化有 2个概念：一是不同层次的调度中心主站间 的连接； 另一是主站与直属电厂和变电站群控制中心间的远程通信。对于

13、前者， 在交换信息的根底上， 上一层的主站可以从全网的角度， 为下层主站提供所需而又无法采集的信息， 以 帮助下层主站了解全系统以及相邻系统的情况，可使下一层的外部网络等值计算更加精确。 而目前主站与直属厂站的电脑和RTU通信间的分工关系是：需要连续处理的信号由 RTU通信承当，例如AGC每4s 一次调节指令；至于日负荷曲线等，就由电脑通信实现。Diliaco 提出今后的实时信息网将是统一的广域环形网，所有信息源和信息接受者均连至这个网络上， 各取自已需要的信息。 北京供电网为了高可靠而快速传输实时信息， 已经按环形广域信息网 的概念进行了规划，与 Diliaco 的想法不谋而合。目前正在建设

14、中的国家电力数据网络 (SPDnet) 11也是以此为出发点。2. 2 AGC实施的NERO标准进行协调控制的火电机组在AGC中可看成一个带有一定迟延的调节对象，调节器在调度中心一方。对于有迟延的调节对象，在控制策略上已有许多算法包括智能化算法。对于产生 AGC负荷指令的控制器控制策略，电网调度按考核标准要求进行改造，是提高响应速度和调 节品质的重要环节。目前电力系统AGC性能按照NER(标准设计，分为平稳负荷和扰动负荷两种情况：平稳负荷时的标准 为A1和A2o A1标准要求ACE在每连续的10min内必须至少过零一次； 而 A2标准要求在每1h内，以10min为一固定时段计算 ACE平均值，

15、要求该平均值小于可允许 值。扰动负荷时的标准为标准 B1和标准B2。B1标准要求ACE在扰动负荷发生后 10min内必 须回到零；B2标准要求在扰动负荷发生后1min内，ACE必须向绝对值减小的方向变化。NERCF 1996年提出了 AGC的新标准。主要标准为：CPS1:类似于A2，但采用ACE和频率偏差的1分钟移动平均值MAVG计算；二者乘积大 于阈值时，控制输出为 ACE的1分钟移动平均值；CPS2类似于A2,每1h的ACE平均都在允许区域内；控制输出为ACE的1分钟移动平均值或预给最小控制值； 扰动控制标准：类似于B1,要求在扰动负荷发生后 10min内，ACE必须回到零或回到扰动前 水

16、平； SC辅助控制：ACE或频率偏差大时进行直接控制 控制策略的优先级为：按扰动控制标准控制的优先级最高、CPS2控制、CPS1控制、SC辅助控制优先级逐渐降低。优先级高者屏蔽低者。CPS优于A1、A2之处为不再要求过零。，而且ACE带宽也较原放宽。这样可以减少机组不必要的调节，采用CPS标准考核还有利于电网故障后对事故支援的评价。目前AGO的控制逻辑主要有： 当电网事故频率偏差超过土 0.45Hz时、对TLBC联络线功率 和频率偏差控制和 CLC定频率控制当电网频率测量失效时、对 TLBC和CNIC定净交3 。换功率控制当联络线功率测量失效时， AGC均立即自动暂停，20s不能恢复那么AGC

17、被挂起。 当发电机组的功率测量失效时暂停对相应 PLC/DCS的控制，20s不能恢复那么该机组退出 AGC3. AGC在火电厂的实施与应用3. 1火电厂AGC的监视和控制系统微机分散协调控制 DCS和CCS大型火电厂的监视和控制系统经过了模拟控制、功能设备分散方式的第1代数字控制微机分散控制 DCS、分层分散方式的第 2代数字控制三个阶段，其特征是各机组所用的 电脑系统彼此孤立。目前正在向第3代数字控制开展，采用开放式工业自动化系统，构成火电厂综合自动化系统。一般分2级：机组级采用开放式 DCS和顺序控制器，在线监控单元机 组、输变电和辅助车间的生产运行；全厂级由MIS及厂站机构成，通过网络取

18、得第一线的在线实时监控信息，并向第一线发布各种命令 在第3代控制系统中，全厂级可以向 电力调度所提供全厂在线实时信息并 接受命令，经全厂经济负荷分配计算 后下达命令至机组级控制机组启停、 出力和机组输出功率。该系统采用的 技术有：开放式工业电脑系统； 现场总线与智能变送器及伺服机； 大屏幕监视器；先进控制技术。通 信标准化MAP/TOF已获成功。DCS和 PLC融合，DCS向小型化、分散化、多 功能封闭型模块化方向开展， PLC向网 络化方向开展。现场总线国际标准逐 步进入实用阶段，不同厂家的产品仅 需一个gataway接口就能接入 DCS由 DCS实现的机组协调控制 CCS和电调系 统DEH

19、已成为AGC闭环实现的根底。3. 2 AGC电网调度的厂站控制及接口 控制方式根据电厂对AGC控制方式的不同需求，可将电厂AGC控制模式划分为“调厂模式和“调 机模式。所谓“调厂模式，就是省调AGC软件系统将AGC电厂作为一台等值机组，计算并下达该电厂期望的出力，或将计算出的该电厂各AGC机组的期望出力相加，发送给电厂。对电厂内各机组出力的调节，由电厂自行确定。实行这种AGC控制模式的电厂必须安装了具有AGC功能的可靠的电厂自动化监控系统，这种模式也就是对电厂的整定值控制模式。所谓“调机模式，就是由省调AGO件系统通过 RTU或电厂监控系统直接对电厂各机组的出力 进行控制，电厂不能改变受控机对

20、象、控制量的大小和控制方向。对只装有RTU的电厂，一般采用脉冲输出的方式改变机组电调器的输入，进而调节机组出力，也就是通常所说的“升降脉冲控制。对装有监控系统的电厂，可按升降脉冲控制方式或整定值控制方式，由电厂监控系统对机组实施控制。电网对电厂参加 AGC机组要求的信息主要包括模拟量和开关量信号两大类：模拟量信号包括：每台发电机组的功率；AGC调整厂总有功功率；负荷调整指令的设定值；机组负荷变 化率限制；机组负荷高限、低限。开关量信号包括：机组AGC寺命方式可接收AGC;机组处于AGC状态；机组出力限制；机组RUNBACKRUNUP快速减负荷、快速增负荷 。各系统间接口关系参见图2。其中调度指

21、令负荷即为调度对机组出力的调整值；调度信号可用与故障表示调度 AGC遥调功能正常或不正常； AGC接 口故障信号表示 CCS无法进行AGC调控;AGC接口 A/ M状态信号表示 CCS处于自动或手动的运行方式。3. 3 火电机组协调控制对 AGQ的适应性影响火电机组负荷响应的主要因素有： 锅炉响应的迟延特性 ：锅炉蒸汽产生的纯迟延时 间一般在1.02.5 min间。滑压运行影响：机组负荷变动在滑压运行阶段25%75%MCR锅炉蓄热能力将随参数的变化而变化， 变化方向恰好与负荷需求方向相同。 锅炉蓄热能力的 利用：负荷控制方案IEB、DEB等影响不同。为协调机、炉间对负荷的不同响应能力，控制系统可采用3 个主要措施：一是在锅炉侧增加