黑龙江电网CPS标准下AGC的分析

2011-03-14张慧琦王海涛张慧琳王海波

黑龙江电力 2011年3期

张慧琦，王海涛，张慧琳，王海波

(1.黑龙江省电力有限公司，黑龙江哈尔滨150090;2.哈尔滨电业局，黑龙江哈尔滨150010; 3.华电能源哈尔滨第三发电厂，黑龙江哈尔滨150024)

0 引言

大区电网互联中要保持和提高电网频率质量，改善机组控制调节性能，发挥大电网运行的优越性，这与AGC的控制性能密切相关。东北电网用CPS标准取代A标准，注重控制区域对系统频率质量的贡献。这对AGC机组的运行提出了新的要求，如何调整AGC控制策略，使之适应CPS考核标准成为现阶段亟待解决的重要课题。

1 东北电网CPS考核标准

2010年7月1日起，东北电网关口联络线正式实行CPS考核标准，根据东北电网的实际情况，省间联络线功率交换控制模式为网调采用定频率控制方式(Constant Frequency Control，简称 CFC)模式，3省调采用联络线和频率偏差控制(Tie-line Bias Control，简称TBC)模式。

CPS考核标准由CPS1和CPS2部分组成，CPS1是统计区域控制偏差(Area Control Error，ACE)变化量与频率偏差关系的标准，作用是控制频率;CPS2用于限制大的不可接受且不可预见的系统潮流。CPS标准可以明确评估各控制区域长期对电网频率质量的“功过”，并鼓励各控制区域积极参与调整联合系统的运行频率，促进各区域充分发挥大电网的优越性。

CPS1的计算式定义为

式中ACEAVE为1 min ACE的平均值，要求每5 s采样1次，然后12个取平均值;ΔfAVE为1 min频率偏差的平均值，Hz，要求1 s采样1次，然后60个取平均值;B为控制区域设定的频率偏差系数，MW/0.1 Hz，带负号;n为统计周期所包含的分钟数(东北电网取15 min为1个统计周期);ε1为互联电网对全年1 min频率平均偏差的均方根的控制目标值，为该统计周期所包含的1 min时间个数)。

CPS2的计算式定义为式中B为控制区域的频率偏差系数，MW/0.1 Hz，带负号;B网为整个互联电网的频率偏差系数，MW/0.1 Hz，带负号;ε15为互联电网对全年15 min频率平均偏差的均方根值的控制目标值，ε15=为该统计周期所包含的15 min时间个数)。

根据2009年国调调度生产日报数据，规定东北电网全网-10B网为3 908 MW/Hz、黑龙江省-10B为1 017 MW/Hz、ε15取0.025 Hz、黑龙江L15为80 MW。

对于每个考核时段(15 min)，CPS合格的标准规定:a.若CPS1≥200，则不论CPS2是否合格，均判定CPS合格;b.若100%≤CPS1＜200%，则由CPS2决定，CPS2合格则CPS合格，CPS2不合格则CPS不合格;c.若CPS1＜100%，则不论CPS2是否合格，均判定CPS不合格。

2 AGC控制面临的问题

虽然CPS标准有利于提高电网频率质量，改善机组调节性能以及发挥大电网联网优势等诸多优越性;但伴随而来的是其参与调节的难度大大增加，完全依靠人工进行调整是不现实的，需要有性能优良、可调容量大的AGC机组参与调节。

2010年底，黑龙江电网直调火电机组装机容量为14 997 MW，省网具备投入AGC功能的机组共41台，装机容量11 620 MW，可调容量3 348 MW。但实际运行中，由于AGC机组调节中存在诸多问题，AGC运行时并未给联络线调整带来明显改善。目前，省网运行人员主要依靠人工进行调整，工作繁重，其主要问题分析如下。

2.1 频率偏差系数B值不准确

由于东北区域各子电网B值的选取按2009年网调直调最高用电负荷与3省调所调系统最高用电负荷权重进行分配，而每年中由于季节和各省负荷增长变化情况不同，导致每年中大多数时间B值是不够准确的，ACE(Area Control Error，区域控制误差)计算式为

式中ΔP为电网间实际交换功率和计划交换功率之间的偏差，MW;Δf为电网实际频率与计划频率之间的偏差，Hz。

如果B值准确，同一时刻由于频率波动所造成的ΔP的变化量就会被抵消，ACE值将保持不变。但实际运行中，由于B值偏大，ACE值随频率的波动变化很大，多数情况下CPS1指标始终随频率向恶化的方向调节，迫使AGC机组跟随进行频繁调节，加大了联络线功率的振荡，也无助于CPS指标的提高。建议电网B值应动态调整，可将上周(上月)B值平均值作为本周(本月)B值。

2.2 AGC机组调节特性差、机组控制策略不完善

当前AGC控制策略按CPS1、CPS2标准进行调节，而电网频率是不可预知且快速变化的，其周期通常为2～5 min;但黑龙江电网机组AGC调节特性不好，AGC机组由于频繁动作而挂起或造成单方向调节甚至反方向调节，即使投入再多的AGC机组也无法明显提高黑龙江电网CPS合格率。建议改进AGC控制策略，加强电厂AGC管理。

2.3 缺乏AGC机组评价及经济考核机制

由于CPS标准下机组AGC功能还不完善，目前还未开发AGC机组评价和考核结算功能，这使生产人员无法准确掌握各台机组的调节特性，也不能从根本上调动发电厂投入AGC机组的积极性。AGC控制系统应设计机组出力跟踪曲线，自动记录机组每分钟的调度负荷指令、机组实际出力、机组控制模式，这些信息均可通过历史数据查询，并以表格或曲线形式浏览。

2.4 低谷调峰困难对AGC机组的影响

随着电网“节能减排、上大压小”的逐步推进，黑龙江电网已没有可用于调峰的火电机组，而新投运的大容量供热机组调峰能力有限;此外，近2年风电场大量投运，风电的反调峰特性也使电网调峰能力逐年下降，低谷期间可用于调节的AGC机组非常少。当前联络线调整过分依赖莲花水电机组的调峰及快速调整能力，当水电机组少发或停发时，将加大火电机组调峰的困难程度，火电机组将因出力过低无法投入AGC运行。这就需要AGC机组要具备较大的可调容量，能在较低出力的情况下进行调节，并且在任意出力区间内均能迅速调整，以满足电网运行的要求。

3 提高AGC调节效果的措施

3.1 改进AGC控制策略

在A1/A2控制标准下，仅以ACE的15 min平均值作为控制标准。因此，只要有足够的调节速率，就有可能达到该控制标准;而在CPS标准下，必须同时考虑频率因素。此时AGC控制策略是频率偏差较小时尽量使ACE趋近于零，频率偏差较大时尽量使ACE偏差和系统频率偏差的符号相反。这种调整的优点是ACE曲线波动小，CPS指标高而且稳定性好，对机组AGC性能要求较高，需要机组响应迅速，调节精度高。由于黑龙江电网机组AGC控制功能不完善，机组经常受煤质、辅机设备、机组响应时间慢等影响，接受AGC调节的效果不好，运行中经常发现同一时间内不同机组的调节方向相反，很多机组还由于调节频繁，AGC功能自动挂起不再调节。

由式(4)可看出，ACE值的瞬时波动主要取决于频率分量，而本区域的调整行为又无法有效影响频率分量的波动，因此利用AGC调节使ACE 15 min均值趋近于零是不现实的。因此，目前最佳的控制策略是尽量简化AGC动作条件，保证AGC机组动作的同一性，其方法是设定ACE曲线+40 MW和-40 MW为两个动作目标值，当判断ACE偏差与频率偏差同方向且大于AGC动作门槛值时，调节AGC机组使ACE曲线向反方向目标值(+40 MW或-40 MW)调节，直至频率偏差翻转或ACE曲线达到目标值为止。

系统频率偏差符号反转的平均时间多数在2～3 min左右，机组在这几分钟内的调节应尽可能使ACE与频率偏差符号相反，而在频率偏差符号反转后还能尽快做出相应调节。实现这一点的关键是加强机组集中并行调节能力，尽量使得所有AGC机组的调节能力和调节比例基本相当。这样不但可以提高本系统对ACE和电网频率的响应速率，而且使机组调节负载均衡，大大减小超调量，从而提高本控制区的调节品质。

3.2 改进火电机组调节策略

火电机组负荷指令方向变化过于频繁而使机组出力处于不断地升、降交替变化状态时，机组控制系统将始终处于频繁的调节状态，不仅使机组不能稳定运行，同时影响了机组及AGC系统的负荷调节响应效果。为此，可增加机组反向控制延迟功能，即机组的反向调节需经过人为设定的时间。这样，不仅提高了机组的调节性能，同时也提高了整个AGC系统的调节性能。

3.3 一次调频与AGC相结合

就CPS考核标准而言，最理想的调节策略应当是使机组出力总是向使系统频率偏差变小的方向调节。由机组一次调频的原理可知，机组的一次频率响应完全符合这个理想调节策略。因此，要充分发掘系统中机组一次调频的潜力，合理整定一次调节的有关参数和协调好机组数字电液调节系统(DEH)中一次调频与机组分散控制系统(DCS)的AGC调节的关系，取得最佳的调节效果。

为防止AGC调节指令和机组一次调频响应之间可能产生的矛盾，在AGC机组的DEH中投入一次调频功能的同时，在DCS系统中也尽量考虑一次调频环节，从而协调了一次调频和AGC控制之间的关系。

3.4 超短期负荷预报与AGC相结合

将超短期负荷预报与AGC相结合，使AGC由“跟踪调节”转为“预测调节”，可进一步提高AGC的调节效果。考虑到机组出力没有加减到位也可以通过适当提前加减负荷来弥补，可在超短期负荷预测中加入一个反映电网负荷变化趋势的调节因子［1］，使得机组在电网负荷上升或下降前适当提前加减出力，对减少负荷偏差，减少电量罚款有实际意义。