特高压交流示范工程投运后华北电网AGC策略的改进_尚学伟

第34卷第9期电网技术V ol. 34 No. 9 2010年9月Power System Technology Sep. 2010 文章编号：1000-3673（2010）09-0031-04 中图分类号：TM 76 文献标志码：A 学科代码：470·4054特高压交流示范工程投运后华北电网AGC策略的改进尚学伟1，李立新1，卓峻峰1，杨小煜1，罗亚洲2，刘国旗2（1．中国电力科学研究院，北京市海淀区 100192；2．华北电力调度通信中心，北京市宣武区 100053）Improvement of Strategies of AGC in North China Power GridAfter UHV AC Pilot Project OperationSHANG Xuewei1, LI Lixin1, ZHUO Junfeng1, YANG Xiaoyu1, LUO Yazhou2, LIU Guoqi2(1. China Electric Power Research Institute, Haidian District, Beijing 100192, China;2. North China Electric Power Dispatch Bureau, Xuanwu District, Beijing 100053, China)ABSTRACT: In view of the operational requirement of the UHV AC interconnection pilot project, the strategies of automatic generation control (AGC) in North China Power Grid is improved. Operational tests prove that the presented control strategies of AGC are effective and feasible for UHV tie-line power control, and the putting into operation of the presented control strategies provides technical supporting for stable and secure operation of UHV tie-line.KEY WORDS: UHV; tie-line power control; automatic generation control (AGC); control strategies摘要：针对特高压联网示范工程运行的要求，对华北电网AGC的控制策略进行了改进。

运行试验证明了该控制策略对于特高压联络线功率控制的有效性和可行性。

该控制策略的投入为特高压联络线安全稳定运行提供了技术支持。

关键词：特高压；联络线功率控制；自动发电控制；控制策略0 引言特高压交流联网初期，在系统运行方面除可能出现一般交流联网存在的静态稳定、暂态稳定问题外，还会出现由于联络线潮流大幅波动引起的电压跟随波动等新问题[1-2]。

理论上，交流线路潮流取决于线路两端的节点电压幅值和角度，通过调整节点电压幅值和角度可以实现对交流线路潮流的控制。

目前实际运行的电力系统中调整交流线路功率的手段有限。

但调整交流线路功率的手段有限，交流联络线功率控制通常依靠自动发电控制(automatic generation control，AGC)实现，即通过调度中心的AGC控制命令，调整可调发电机功率以消除或减少区域控制偏差(area control error，ACE)来实现。

针对特高压联网示范工程运行的要求，本文对华北电网AGC的控制策略进行了改进，并对改进后的AGC控制策略进行了验证。

1 华北电网AGC策略1.1 原控制策略对于大区联络线功率控制，各控制区一般采用联络线频率偏差(tie-line frequency bias control，TBC)方式，利用经典的比例积分或比例算法进行控制[3-9]。

华北电网原有的频率、联络线功率控制模式与标准的TBC运行模式有一定的区别[10]，该模式是在2001年、2003年与东北、华中联网时确定下来的，即华北电网内的京津唐机组负责调整全网的频率和大区联络线交换(与东北、华中)功率，各省(区)负责华北电网内部联络线和频率的调整。

华北电网的AGC分为京津唐、河北南网、山西、山东、蒙西电网5个控制区。

京津唐控制区设在网调，其它控制区设在相应省调。

京津唐控制区E ACE的计算公式为ACE ncpg ex exE k f P P=Δ+−(1) 式中：E ACE为区域控制偏差的值；k ncpg为整个华北电网的频率特性系数；Δf为电网频率与标准频率之间的偏差；P ex为华北电网与东北、华中电网交换功率的总和(按华北送出为正向)；0exP为计划的交换功率。

1.2 适应特高压运行的控制策略在原有的控制模式下，京津唐控制区的机组承担了网调机组的全部功能，华北电网内任何一点有32 尚学伟等：特高压交流示范工程投运后华北电网AGC 策略的改进 V ol. 34 No. 9扰动，京津唐区域内的机组就要参加调整，这样一方面京津唐机组调整任务重，另一方面也经常会干扰其它控制区域的正常调整，使AGC 调整过程潮流转移变得复杂化，不利于特高压示范工程投运后的联络线功率控制。

为保证特高压示范工程投产后华北、华中交流互联电网的安全稳定运行，对华北电网的频率和联络线功率控制策略作如下改动：网调采用多区域控制模式[11]，即除京津唐控制区外，增加特高压控制区，从华北所辖各省网控制区的机组中抽出部分机组组成特高压控制区，专门控制华北、华中特高压联络线功率，京津唐控制区机组则只负责本控制区功率平衡，不再承担大区联络线的功率调整。

各省网控制区的划分和功能不变。

各控制区E ACE 计算与控制策略为：1）特高压控制区。

采用定交换功率(constant net interchange control ，CNIC)控制方式ACE E P =Δ (2) 式中ΔP 为特高压联络线交换功率与计划功率之间的偏差。

通过设定AGC 软件控制参数，在一般情况下该控制区的机组不动作调整，只有当功率偏差ΔP>L f 时(L f 为联络线功率波动限值)机组才动作。

2）津唐和各省网控制区采用TBC 控制。

当E ACE 与特高压联络线ΔP 反向为无责任，则E ACE 不修正；E ACE 与特高压联络线ΔP 同向为有责任，如果|ΔP |−K 2L f <0，则E ACE 不修正，否则对E ACE 做如下修正ACEACE 12f ()/i i E E K P K L k k ′=±Δ−∑ (3) 式中：当原始E ACE 为正时，取“+”，反之，取“−”；E ′ACE 为修正后的区域控制偏差；K 1、K 2为控制参数，可预先设定；k i 是满足E ACE 与ΔP 的方向一致(即调整联络线功率有责任)的控制区频率特性系数。

对于京津唐和省网控制区的AGC 机组，当特高压联络线偏差量接近正L f 时，对正向调节的机组暂停控制；当联络线偏差量接近负L f 时，对负向调节的机组暂停控制。

1.3 试验验证利用AGC 实现潮流控制，AGC 调整过程可能涉及大范围的潮流转移和重新分配，在一些情况下(如控制系统参数设置不合理、数据采集时刻不同步等)，AGC 有时会起负作用，延长电网功率恢复平衡的过程。

如果考虑电网中机组一次调频与AGC 相互作用，问题将变得更加复杂，单纯靠人的经验分析很难得出有效结论。

对复杂电网AGC 控制效果进行全面分析，一般有2种办法：1）采用数字仿真手段对复杂电网AGC 控制进行仿真[12-13]；2）采用实际电网进行AGC 控制的物理试验。

数字仿真依赖于数学模型建立，且需要比较准确的电网参数，从建模到计算分析直至得出结论需要较长时间。

在目前情况下采用实际电网进行试验是比较现实的办法。

2008年10月15日和11月20日，由国家电力调度中心组织并联合相关网、省调，对华北和华中两大电网进行了2次以500 kV 辛洹线联网的联络线潮流控制试验，目的是通过辛洹线联网运行以及有关扰动试验，诊断华北、华中联络线的功率波动情况，验证联络线功率控制策略的正确性，为特高压示范工程联络线调试和投运奠定基础。

在第2次试验中，华北网调从京津唐、河北南网、山西、山东、蒙西电网抽调一定容量的火电机组形成单独控制区控制大区交换功率，京津唐电网只负责本区域功率平衡。

华北电网总频率特性系数由第1次联网试验时根据电网扰动实测确定，各省网(含京津唐)控制区根据总频率特性系数对各自系数相应进行调整。

京津唐电网正常运行的潮流曲线如图1所示。

由图1可知：京津唐电网的最大偏差为150 MW ，其受电功率的控制要比原来仅由各省网控制效果要好的多。

京津唐电网内发电负荷的平衡也利于减少大区网间功率波动，从另一方面说明京津唐区域负责本区发电负荷平衡的控制策略是合理的。

−3 700−3 750−3 800−3 850−3 900−3 95010:02:0510:03:4510:05:5510:07:3510:09:1510:11:2510:13:0510:14:45时刻功率/M W图1 京津唐电网正常时受电潮流Fig. 1 Receiving power flow of Jing-jin-tang powersystem under normal condition托克托7号机切机600 MW(15:33:20)前后，京津唐电网发生扰动后受电潮流的变化曲线如图2所示。

托克托7号机直接介入京津唐电网，对京津唐控制区来说是内部扰动，经过约10 min 扰动平息。

扰动过程分析采用扰动控制标准(disturbance control standard ，DCS)[14-15]来评价，考虑失去电源，第34卷 第9期 电 网 技 术 33−−−−时刻功率/M W15:32:45 15:34:50 15:37:40 15:39:45 15:41:50 15:43:55 15:46:05 15:50:2015:48:10图2 京津唐电网扰动时受电潮流Fig. 2 Receiving power flow of Jing-jin-tang powersystem after disturbance若故障前区域的区域控制偏差E A <0，则故障恢复系数为loss A M loss {[max(0,)]/}100%R P E E P =−−× (4) 式中：P loss 为故障损失功率，E A 为扰动前电网的ACE 水平，E M 为故障恢复过程ACE 最大值。