水电站AGC控制策略

水电站AGC控制策略（共3篇）

水电站AGC控制策略 篇1

摘要：介绍水电站AGC控制策略,包括负荷控制方式、负荷分配原则、与一次调频的控制策略、与水位的控制策略、自动退出及躲避振动区的策略等。

关键词：水电站,AGC,控制策略

0引言

AGC即自动发电控制,是指按预先设定的要求和条件, 自动控制水电站的有功功率来满足电力系统需要的技术, 它是在水轮发电机组自动控制的基础上,实现全电站自动化的一种方式。水电站AGC控制策略包括负荷控制方式、负荷分配原则、与一次调频的协调控制策略、与水位的控制策略、自动退出及躲避振动区的策略等。 水电机组具有起动迅速,负荷调节灵活的特点, 有利于AGC的调节控制, 水电站AGC控制策略还要根据水库上游来水量和电力系统的要求,考虑电站及机组的运行限制条件,在保证电站安全运行的前提下,以经济运行为原则,确定AGC时电站机组运行状况、 运行机组的组合和机组间的负荷分配。

1 AGC的控制方式

1.1水电站AGC系统结构图

一般水电站AGC系统结构如图1所示, 包括调度端主站、厂站端子站监控系统、机组现地控制单元、 机组调速系统、水轮发电机组等。 调度端主站通过远动通信与厂站端子站监控系统之间传输四遥数据。 厂站端子站监控系统向调度端主站上传的遥信量有机组有功功率、无功功率、电站上游水位等,遥信量有机组出口断路器状态、机组及全厂AGC状态、机组各刀闸状态等;调度端主站向厂站端子站监控系统下发的遥调量为全厂有功功率设定值, 遥控量有机组开机、 停机。

1.2负荷控制

AGC负荷控制方式基本有四种,即电站侧定值方式、电站侧曲线方式、调度侧定值方式、调度侧自动方式, 一般通过电站监控系统AGC画面实现调度侧和电站侧的负荷控制权的切换, 通过负荷控制权的切换选择曲线或定值方式。 在电站侧定值负荷控制方式下, 可直接在电站监控系统上设置全厂总有功功率的目标值, AGC依据预定和要求的分配原则将这个目标值分配到各台参加AGC的机组;在调度侧定值负荷控制方式下, 调度侧控制系统通过与电站之间的远动通信定时下发全厂总有功功率的目标值, AGC依据预定和要求的分配原则将这个目标值分配到各台参加AGC的机组; 电站侧曲线方式下,AGC程序依据调度预先下发的全厂负荷曲线给出各个时间点全厂总有功功率目标值, 再按预定和要求的分配原则将这个目标值分配到各台参加AGC的机组; 调度侧自动方式是调度按照电站的有功负荷结合电力系统当前状况、 水电站上游水位经自动计算后通过电站远动通信定时或预设方式下发全厂总有功功率目标值。

1.3频率控制

某些电站设立调频功能,该功能随时监视母线频率, 当频率超出正常调频区段时,AGC增减参加AGC机组的负荷, 直至系统频率重新回到正常调频区段。 多数水电站通过调速器的一次调频功能实现频率控制,并与AGC相互协作。

1.4开停机控制

AGC开停机控制可根据给定的负荷容量、 当前运行的机组台数、AGC中各台机组的运行区间、曲线方式下下一时间段的负荷容量、 定值方式下下一时间段的负荷容量、各台机组的运行工况、电站备用容量等条件给出开停机指导或自动开停机,避免有的机组刚开机后又需要停机或有的机组刚停机后又需要开机。

2 AGC负荷分配原则

2.1与容量成比例分配

与容量成比例分配是较为简单的一种负荷分配原则,在水轮机组的某些特性曲线不全或不够精确的前提下,采用该原则比较合理:

2.2按等微增率原则分配

发电机组单位时间内消耗的能源与发出有功功率的关系,即发电机组输入与输出的关系,称耗量特性,水电站中有功功率负荷合理分配的目标是在满足一定约束条件的前提下, 尽可能节约消耗的水量,耗量特性曲线上某一点纵坐标和横坐标的比值,即单位时间内输入能量与输出功率之比。 AGC应当在满足相关约束的前提下, 水电站承担一定的有功功率时,使总耗水量最小,按耗量微增率在各发电机组间分配负荷。

2.3小负荷分配

当相邻两次全厂总有功功率目标值较小时,可选择一台机组进行小负荷调整,若一台机组进行小负荷调整不能满足要求,可再增加一台参与调整。 小负荷分配可以使AGC机组在较高效率区间运行, 减少机组负荷的频繁变动,减少油压装置的起动、运行时间, 降低了水轮机的导水机构、接力器的磨损,降低水耗, 提高水轮发电机组效率。

2.4 AGC负荷分配要求

(1) 相邻两次负荷调节所造成的机组负荷波动最小。

(2)AGC分配值与调度给定值尽可能接近。

3 AGC与一次调频的控制策略

一次调频是在电网中快速的、小的负荷变化在不改变全厂总有功功率目标值的情况下,发电机控制系统监测到电网频率变化, 通过改变发电机输出功率, 适应电网负荷的随机变动,保证电网频率稳定,即发电机的一次调频。 一次调频功能受机组调速器性能、 机组特性的影响很大,是水电机组调速系统频率特性所固有的能力。 AGC的控制方式一般为功率闭环模式,而AGC的采样周期、响应调整模式和速率很难满足电网的应急要求,一次调频控制方式实际为频率闭环模式,一次调频动作后调速器按照一次调频的方式改变永态转差系数,更快地响应频率要求,按照调速器的频率偏差进行调节。 AGC和一次调频在控制对象、控制方式、响应速度均有较大差异,在一些情况下,双方的控制策略在控制方式、控制方向、控制时间会出现矛盾, 一次调频作为快速和基本控制, 弥补AGC响应周期长的缺陷。

一次调频时AGC的控制策略包括AGC优先、一次调频优先、AGC与一次调频融合等几种方式。 分析AGC与一次调频功能,根据电网、机组的要求和特点制定其控制策略,可使两者具有较好的配合、协同, 防止机组出现拉锯式调节、 反复调节等问题, 降低AGC与一次调频配合不当给机组及电网带来的安全风险。

4 AGC和水位的控制策略

(1)水电站水位的手动/自动切换应保持切换前水位值不变;手动切至自动后,若水位测量值与切换前差值在梯度内,则自动刷新;若测量值不在差值梯度内,不刷新,保持不变并报警。

(2)无论是自动或手动水位值,AGC运行过程中, 若水位值变化向上、向下超过水位梯度限制,则报警并保持当前水位值不变, AGC不退出;自动情况下水位测量恢复正常后,恢复正常刷新。

(3)自动水位下,AGC运行过程中,若水位值变化超过上限、下限限制值,则报警并保持当前水位值不变, AGC不退出。

(4)自动水位情况下,若水位值缓慢变化超过上、 下限值,即表明水位测量信号正确、真实有效,为避免机组运行于非正常水位下,报警“全厂水位值大于最大设定水位”、“全厂水位值低于最小设定水位”, AGC不退出。

5 AGC躲避振动区的策略

(1)避免机组频繁穿越振动区。

(2)避免机组长时间停留在振动区。

6 AGC自动退出策略

(1)母线频率故障,包括频率测量通道故障、频率越限。

(2)机组有功功率测值故障, 此时无法确定机组有功功率测值是否准确,为了避免全厂有功功率设定值受影响,退出全厂AGC。

(3)发电态时机组LCU故障。 由于发电态时机组LCU故障上送机组有功功率值可能为零或AGC不能判断运行机组台数, 为避免此台机组有功功率为零或AGC数据错误,影响全厂AGC分配,退出全厂AGC。

(4)发电态机组有功功率测点品质变坏, 此时无法确定机组有功功率测值是否准确,为了避免其他机组有功功率设定值受此影响, 不论该机组是否参加AGC,退出全厂AGC。

(5)如果机组由发电态突变为其他状态, 且机组有功功率大于机组最大有功值的10%,则不论该机组是否参加AGC,退出全厂AGC。

(6) 参加AGC的机组LCU故障, 无法进行AGC的分配及控制。

(7)电站水位信号故障,根据水电站情况不同,在高水头及流量变化较大的电站退出全厂AGC,在低水头及流量变化较小的电站可不退出全厂AGC。

7结语

实现水电站AGC, 有利于精简调度控制对象, 简化电站运行操作;减少机组变负荷次数,延长机组使用寿命,降低机组的检修成本;根据预设的调节范围,在保证经济性的同时,满足系统安全性的要求。

参考文献

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省级电网AGC控制策略研究 篇2

关键词：自动发电控制(AGC),控制策略,控制性能考核标准(CPS),超短期负荷预测

0 引言

随着我国互联电网的快速发展,特别是我国特高压电网逐步建成,在全国范围内优化配置电力资源的格局初步呈现,跨区、跨省联络线交换电量不断增长,使对联络线功率控制的要求进一步提高。在中国电网特有的多级调度模式下,国调负责三华电网的频率控制,组织、协调有关网省调处理大扰动事故;网调负责区域电网的频率调整、跨区联络线功率调整,协调处理网内扰动;省调则进行联络线的频率偏差控制[1,2,3,4]。

保证互联电网安全稳定运行,应先保证电网频率控制在规定范围之内。自动发电控制即是维持电力系统频率在允许波动范围内,维持相邻电网间联络线交换功率与计划值偏差不超过允许范围的重要技术。以重庆电网为例,由于重庆地处华中电网管辖范围,网内无国调、网调机组,装机以火电为主,水电为辅,与其他大电网比较,虽电网发展速度较快,但仍显弱小,网架薄弱,自身发电能力不足,近三分之一的电量依赖外购。全网负荷主要集中在渝西地区,电网统调装机容量876万k W,最大负荷为886万k W,最大峰谷差为335万k W。对比分析重庆典型日负荷曲线发现,春秋两季负荷曲线走势接近,夏季负荷明显走高。重庆电网在华中电网中用电负荷和电厂装机容量都是最少,但负荷峰谷差较大。虽然调度中心此前对EMS系统调度端进行了CPS功能升级改造,当时取得一定效果,但随着电网逐步发展,考核指标日益偏低。AGC控制质量的好坏,关键在于控制策略,但原策略进行控制时未直接体现出对频率质量的要求,互联电网内各控制区域只负责本区域内负荷的就地平衡,未体现互联电网的一体性,不能充分发挥相互支援的特性[5,6,7,8]。

另外,重庆市调度日前计划与实际负荷存在较大的偏差,造成调度员只能凭人工经验平衡实时负荷、调整AGC电厂机组出力,然而个人经验很难做到调度控制科学性与高效性的兼顾。显然目前的AGC控制策略已经不太适应大电网互联的新形势。为了充分利用重庆电网AGC机组资源,提高重庆电网CPS考核指标,同时协调控制网内机组有功出力,对重庆电网网际AGC控制策略进行优化具有现实意义。

1 重庆电网原AGC控制方案

1.1 原AGC控制策略

按|ACE|值大小划分区域为:死区、正常调节区、次紧急调节区、紧急调节区,每个调节区对应有不同控制策略。AGC分配主要使用两种策略:按备用容量分配和按调整速率分配。分别将单台机组备用容量占总容量比例、机组当前调整速率占所有机组调整速率和作为ACE的分配因子。原控制策略调节功率中比例分量用于控制ACE到零;积分分量用于控制ACE平均值在给定的考核时段内不超过规定的范围,以保证CPS2指标;CPS分量用于对电网频率恢复提供功率支援。而调度控制一直追求ACE和Δf保持相反的符号,即CPS1≥200%,这也是原CPS控制策略的关键所在[9]。

1.2 原控制策略的不足

(1)调度计划偏离实际

由计划处参考年、月计划依据短期负荷预测数据以及机组目前的实际状况制定日计划。电厂控制人员在前一日收到机组的日计划,如果没有调度员通知将依此安排机组出力。由于是日前计划加之重庆水电比例较小,调峰调谷能力较弱,计划与实际情况经常出现不符现象。导致调度运行人员发现计划与实际出入时,通过电话频繁下达修改命令,调度运行人员的劳动强度较大,劳动效果也不是很好。同时电厂端也反应在频繁调整机组出力时很难跟上要求的调功速率,并且有时出现短时间内方向相反的指令,不仅对机组磨损较大,也让运行人员难于应付。

(2)电厂端考核

重庆调度控制机组出力变化、AGC投退的指令均采用传统人工方式,只有电话录音作为记录。自动化系统无法判断机组跟踪指令曲线的及时性、机组偏离指令曲线的范围、产生偏差不合格电量的多少,无法统计机组的AGC投运率。电厂方面站在自身利益角度,在执行调度指令曲线时加负荷及时,减负荷却滞后。由于奖惩不明晰,参加调峰的电厂没有得到奖赏,退AGC的电厂也没有受到处罚,致使电厂出力不按调度员预期要求执行,最终结果就导致重庆电网CPS指标偏低。故处理好调度与电厂端的关系,如何利用技术手段解决机组间协调问题意义重大。

2 重庆电网调度改进策略

2.1 超短期负荷预测技术的应用

日前发电计划根据短期负荷预测安排,而短期负荷预测由于算法、气象、时间等原因,与实际负荷存在一定误差,因此,实时调度计划须在日前计划基础上进行相应调整。之前重庆电网主要依靠调度人员判定负荷趋势,人工修改日前发电计划进行实时调度。这种方法依赖于调度人员的经验:一方面虽工作量很大但调整效果不理想,另一方面电厂端(尤其是火电厂)对频繁调整机组出力不能接受。

在省网负荷有规律地升降过程中,由日前计划机组承担跟随负荷大幅度增减的基础容量,由15min超短期负荷预测机组跟踪未来负荷趋势,可以降低AGC机组调功压力。但当水电下调容量不足时,允许火电AGC机组群起减出力待水电机组能保证调功需求时再恢复。超短期负荷预报线性模型如下:

其中,b是负荷爬坡速率,需结合电网实际情况进行在线辨识。

超短期预测是利用当前时刻前15 min的负荷参数,过滤掉其中最大和最小负荷,按离当前时刻越近权重越高的原则,将剩下的负荷进行加权平均处理求均值负荷。表达式如下:

这样处理既排除了瞬间毛刺对当前时刻负荷值选取的影响,又考虑到由于尖峰时刻负荷升降速率较快,过滤后可能造成当前点离实际值差别较大而影响精度。超短期负荷预测技术的应用使得对电网负荷趋势的跟踪更加准确,机组利用更加科学,有助于提高区域电网CPS考核成绩。对负荷的超前控制如图1所示。

2.2 机组分类达到不同控制目标

按机组性能将其分为三类(如表1):日前计划机组、超短期负荷预测机组、联络线AGC机组[10]。日前计划机组跟踪日前设定的96点计划值,多为20万k W及以下机组,若发生天气突变或其他原因造成实际负荷曲线与日前负荷预测曲线偏差较大,则按一定比例滚动修正日前计划机组的96点计划值。超短期负荷预测机组主要跟踪负荷趋势,实时平衡系统每15 min进行一次超短期负荷预测,并对日前计划机组的下一点计划及AGC机组的中间目标值进行扫描,得出超短期负荷预测机组出力增加或减少的数量,并按照人为设定的优先级(考虑电网安全约束,节能调度,机组爬坡率等)对超短期负荷预测机组进行负荷分配。由于

其中,ΔtP联络线功率偏差占主要部分,所以由联络线AGC机组跟踪ΔtP,调整联络线潮流使CPS指标合格。

2.3 机组间的协调控制策略

与调度模型的目标是:满足负荷需求情况,代价最小[11]。其约束条件包括:

1)基点功率值的平衡;

2)系统可调容量>未来时段负荷所需出力变化;

3)系统爬坡率>未来时段负荷所需总爬坡率。

机组的基点功率值设定为Pi,从其他分区购买的电量为PB,i,出售给其他分区的电量为Ps,i。节能与电价的协调系数wp、we,水火电类型的协调系数ww、ws,枯水季ww>1,ws<1,丰水季ww<1,ws>1,AGC机组与非AGC机组的协调系数Cextra,省内发电与省间购售电的协调系数win、wout,发电进度的协调系数:。协调系数根据电网运行情况确定,数学模型如下:

3 实际应用

通过将AGC机组按性能分为三大类,利用超短期负荷预测技术对调度控制进行辅助,协调好不同种机组的控制,这些策略也已经应用到重庆电网OPEN2000 EMS系统中。由于CPS控制性能评价标准追求CPS1值最大化,强调控制区域对维持系统频率质量所作的贡献。对策略执行前后半年情况进行对比,表2是AGC控制策略修改前后月度CPS1考核合格率情况。

从表2可以看出,启用新策略后重庆电网CPS1考核合格率显著上升,月均合格率从79.40%上升到83.75%。可见超短期负荷预测、机组分组以及机组协调控制策略改善了重庆电网AGC调节品质。

4 结论

本文提出的AGC控制策略在重庆市应用后,过去日前计划经常出现与实际负荷不符情况较少出现。经过精度更高的超短期负荷预测及机组分组技术应用,大大提高了调度AGC控制的科学性及自动调节水平,同时更为科学的协调控制策略使省内机组运行更加经济,ACE越限次数也明显减少,提高了频率控制质量。经实践证明,该策略在重庆电网的应用是有效和成功的。

参考文献

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水电站AGC控制策略 篇3

1 江苏电网AGC应用情况介绍

自动发电控制 (AGG) 是调整电网频率与有功功率、保证电网安全、经济运行的重要措施之一。从1995年起步以来, 江苏电网AGC工作取得了很大进步, AGC功能已成为调度运行人员不可或缺的重要技术手段, 其控制运行指标也已作为华东电网省际联络线电力电量考核的依据, 成为电网商业化运行的重要技术经济指标。

江苏电网于1995年3月成立了AGC领导小组和工作小组, 使AGC工作有计划、有步骤地向前发展。于1995年6月编制了《江苏电网自动发电控制 (AGC) 工作规划》, 在此工作规划的指导下, 制定了相应的AGC工作目标和实施步骤。1998年8月江苏电网通过华东集团公司AGC功能的实用化专项验收, 2000年4月、2005年10月、2009年5月通过华东集团公司 (华东电网有限公司) AGC功能实用化复查。

在1998年10月1日至2001年9月30日期间, 华东电网采用AGC的A1/A2标准实施省际联络线的电力电量考核;从2001年10月1日起, 华东电网采用AGC的CPS考核标准实施省际联络线的电力电量考核。江苏电网积极开展适应CPS标准AGC控制策略的研究与应用、发电机组一次调频、备用容量监视、AGC与实时安全约束调度闭环等一系列工作, 极大地提高了江苏电网AGC工作水平, 提高了华东电网电能质量, 为江苏电网和华东电网的安全优质经济运行发挥了重要作用。江苏电网“AGC控制优化”研究项目从2005年5月开始至2005年11月结束, 经历了7个月时间。本项目通过深入分析AGC的CPS标准及华东电网CPS考核办法的特点, 优化AGC控制策略, 以进一步提高CPS指标, 控制无意交换电量, 为江苏省电力公司争取更大的经济效益。

到目前为止, 江苏电网可参与AGC调节的机组134台, 装机容量达51606.5MW, 可调容量20776.5MW, 分别占全省统调装机总容量 (59404.75MW, 包括二热#4、南热#2、利港二厂#7-#8、望厂#4机组, 共2585MW机组容量) 的86.87%和34.97%。

2 CPS标准下的AGC控制策略改进

2.1 CPS标准下AGC控制策略

AGC控制的根本目的在于保证电网的频率质量, 虽然ACE中包含频率分量, 但并未直接涉及对频率的控制, 在未修改交换计划之前, 无法实现对其它控制区的支援。在联络线和频率偏差控制 (TBC) 方式下, ACE按下式计算:

其中:B为控制区频率偏差系数, 取正值, 单位MW/0.1HZ;△F为频率偏差, 正方向为频率超过50Hz (高周) , 单位HZ;△PT为实际交换功率与计划值之差, 送出为正, 单位MW。因此, ACE的正方向为区域发电过剩 (超发) , 单位MW。

在适当的B系数下, (1) 式只反应了本控制区的功率缺额。也就是说, 当负荷变化发生在本控制区时, ACE完全反应了负荷的变化量, 而当负荷变化发生在外区域时, 本控制区的ACE无任何变化, 仅在一次调频中给予外区域以临时性支援。表面上看, (1) 式中包含频率分量, 实际上, 当负荷变化发生在外区域时, A控制策略无所作为。

在NERC提出的CPS标准中, 要求在某一时间段内:

式中:AVGpe riod[]为对括号中的值求平均值;ACEAVE-m in为1minACE的平均值;△FAVE-m in为一分钟频率偏差的平均值;ε1为常数。

2.2 AR R中的积分分量

ARR中的积分分量PI=-GI×IACE用于控制ACE平均值在给定的考核时段 (如10min) 内不超过规定的范围l10, 以保证CPS2指标。ACE积分值IACE在每个考核时段开始时重新累计, 当IACE超过给定的下限Imin时, 按上式引入调节功率中的积分分量PI。为了防止引入过大的积分分量, 使ACE发生严重偏离, 将IACE限制在给定的上限Imax上, 即当IACE大于Imax时, 在上式中用±Im ax替换IACE。

2.3 区域调节需求AR R的加速因子

江苏电网内的机组多数为火电机组, 调节速率较慢, 在需要快速调节出力时往往跟踪不及时, 一定程度上影响了CPS1指标。因此引入ARR加速因子的概念, 当ACE和△F同号时, 将区域调节需求ARR乘以加速因子 (一般为1~2倍) 予以扩大, 加速机组调节的速度, 使当前运行点快速逼近理想运行区域。

同时为了避免过调, 当区域调节需求ARR进入AGC调节死区时, 给某些AGC机组下发一个校正控制命令, 其目标出力等于实际出力。这些机组满足如下三个条件:

1) 机组正在受AGC控制;

2) 机组当前实际出力在正常调节上下限内;

3) 上一次下发的目标出力与当前实际出力之差超过机组命令死区。

2.4 ACE积分分量的设置

按照华东电网考核的要求, ACE平均值以10分钟为考核周期, 因此要有效地控制当前10分钟的ACE积分分量, 以满足CPS2指标并减少CPS罚款电量。

为了达到既能控制当前10分钟的ACE积分分量, 又有利于CPS1原则, 作如下技术处理:

1) 当ACE积分值<0时, 如系统频率>50Hz, ACE积分分量不起作用;如系统频率<50Hz, ACE积分分量起作用;

2) 当ACE积分值>0时, 如系统频率>50Hz, AGC积分分量起作用;如系统频率<50Hz, AGC积分分量不起作用。

2.5 无意电量校正分量的设置

无意交换电量是实际净交换功率偏离计划值时所产生的计划外电量, 校正的方法是在ACE的计算公式中设置交换功率的偏置 (即计划偿还功率) , 提供自动或手动校正机制。

按照华东电网考核的要求, 无意交换电量以30分钟为考核周期。为了达到既能控制当前30分钟的无意交换电量, 又有利于CPS1原则, 作如下技术处理:

1) 当无意交换电量<0 (多受电或少送电) 时, 如系统频率>50Hz, 校正分量不起作用;如系统频率<50Hz, 校正分量起作用;

2) 当无意电量>0 (少受电或多送电) 时, 如系统频率>50Hz, 校正分量起作用;如系统频率<50Hz, 校正分量不起作用。

2.6 应用效果

经过多次仿真试验后, 2005年6月29日12时江苏电网AGC系统成功升级, 从而实现了CPS标准下的AGC控制策略改进, 从6月29日12:00~6月30日24:00, AGC控制策略优化后的AGC系统进入现场测试;2005年7月1日, 优化后的AGC系统投入试运行。从7月份的试运行结果分析可看出, 控制策略优化后的AGC控制系统投入运行后, 进一步提高了江苏电网CPS指标, 并比较有效地控制了无意交换电量。但在8月份由于缺少AGC调节备用 (主要为低谷时段下调节备用) , AGC运行指标有所下滑。为此, 项目实施小组成员与开发商一起深入分析研究华东电网及江苏电网运行特点特性和江苏电网AGC机组运行情况, 设计了利用超短期负荷预计结果计算自动计划偏置、在CPS调节功率和ACE中增加频率偏移分量等多种AGC辅助调节措施, 这些辅助调节措施经过多次测试后于2005年11月25日投入运行。从一个多月的运行情况分析, 这些辅助措施投入使用后, 江苏电网CPS指标有了很大提高, 而无意交换电量则减少明显, 取得了较大的经济效益。

3 结语

AGC控制优化项目将AGC控制策略从区域总调节功率的计算到AGC控制区域的划分作了较为全面的优化, 提供的辅助调节措施实用有效, 并增加了电力市场环境下AGC机组经济调度控制模式。本文深入分析了江苏AGC机组调节性能及系统频率变化的特点特性, 进一步研究了互联电网在CPS标准下的控制策略的优化, 并在江苏的AGC控制系统中予以在线应用。本文的主要特点如下:

1) AGC优化控制策略采用了CPS调节功率分量这一新概念, 在区域控制偏差 (ACE) 和频率偏差 (△F) 构成的运行平面上, 由最小支援力度线和最大支援力度线共同确定AGC理想运行区域。

2) 根据江苏AGC机组的调节特性及华东电网频率平均偏高的特点, 控制策略在ACE及CPS调节功率分量中引入了频率偏移分量, 加大下调节力度, 优化AGC运行指标。

3) 优化的AGC控制系统投入运行后, 进一步提高了江苏电网CPS指标, 较有效地控制了无意交换电量, 取得了较大的经济效益。

参考文献

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