安徽电网实时发电控制系统设计及实现

发布时间：2009-08-06 作者：李端超,谢恒,江山立,陈家庚

        1　引言
        随着电网规模的扩大和自动化水平的提高，自动发电控制（AGC）技术已在全国各个电网广泛应用，成为电网运行不可缺少的技术手段。全国有24个网、省（市）调AGC相继通过实用化验收，安徽电网AGC系统于1998年5月通过实用化验收。但由于种种原因，电网中大量机组没有协调控制系统，不具备AGC控制功能，调整发电计划仍需调度员电话临时通知，调节精度差，调度人员负担重。在夜晚低谷时段AGC机组退出控制时，AGC功能完全失去作用，区域控制偏差（ACE）控制由人工进行，使运行人员负担更重。同时安徽电网AGC机组中水电机组容量仅有150MW，开机方式受季节影响较大，大多数情况下由火电机组调节ACE，调节速度慢，调节品质差。特别是负荷变动较快时，AGC机组调节速率滞后于负荷变化，致使ACE值很难合格，这就迫切需要非AGC机组根据负荷变化趋势，较为精确地提前增减负荷，减轻AGC机组调节负担。另外由于日计划受各种因素影响，精确度很难进一步提高，特别是天气突变和大机组非计划停运时，AGC机组很难承担此类变化，此时就需要非AGC机组大范围调整发电计划。用调度员电话临时修改计划不仅工作量大、精确度差，而且给运行和内部电力市场考核也带来不便。如果利用超短期负荷预计的优越性，实时预测若干分钟后的系统负荷，由负荷分配软件根据电网负荷变化和系统运行情况自动调整非AGC机组发电计划，并自动下发到电厂，使机组按修改后计划运行，同时保存修改后计划，作为市场考核依据。这样不仅减轻了AGC机组调节负担、提高了AGC系统调节品质，而且也减轻了运行人员负担，使考核更为科学合理。
        2　程序设计原理及方法
        安徽省调于1996年引进的基于UNIX操作系统的分布式SCADA／EMS系统具有良好的开放性。从实用和便于维护、改进、再开发的角度出发，在参考其它超短期负荷预计的设计方法上，笔者在高级应用软件平台上开发了超短期负荷预计实时软件。为与安徽电网实际生产一致，超短期负荷预报每15 min计算1次，预测15 min后系统负荷预测值送至实时计划计算模块，根据当前系统情况计算发电需求量，并将其按一定原则分配给调节模式为“超短期”模式的机组。由这些机组参与该15 min内发电需求量调节，超短期负荷预报偏差（一般在1％以内）由AGC机组调节，以减轻AGC机组调节负担，提高AGC调节品质。为了避免坏数据对超短期预计产生影响，超短期负荷预报程序具有自动在线识别坏数据功能，从而避免坏数据对闭环控制系统产生不可承受的影响。调度员也可根据系统需要通过切换机组模式手动整定机组下一点计划值以及通过调整机组计划折扣系数来调整机组日计划。为提高超短期负荷预计软件运行可靠性和快速性，超短期负荷预报程序同其他EMS软件运行于同一服务器，每5 min将采集到的系统实际负荷（当然要经过坏数据鉴别）送至系统负荷数据库，作为超短期负荷预报计算的依据和历史数据。根据考核和运行的实际需要，不具备AGC功能的机组在同一电厂按机组属性分类组合，等值为1台机组，主站软件对等值机组修改和下发实时计划。若等值机中某台机组停运或并网，该组合运行上、下限自动改变，无需调度员手动调整。对于具备AGC功能的机组投AGC运行时，由AGC软件根据系统情况实时调整出力。当AGC机组退出AGC控制时，则自动按非AGC机组方式对该机组提前15 min修改和下发实时计划。同时机组的计划修改值和实际发电自动保存至EMS计划库中，送至MIS供内部电力市场考核用。
        2．1　超短期负荷预报软件的设计原理简介
        超短期负荷预测是基于当前系统负荷预测若干分钟（5～60 min）后的系统负荷，因为各种主要影响负荷的因素已经隐含在当前负荷中，所以预测结果精度较好（一般误差在1％以内），可以满足闭环控制的要求。一种成熟的超短期负荷预测方法是线性外推法，该方法简单实用，结果也比较精确。所谓外推方法就是根据已知的历史资料来拟合1条曲线，使此曲线反映负荷本身的变化趋势，然后根据变化趋势，从曲线上估计未来时刻的负荷值［1］。实践中SCADA系统难免会有坏数据出现，如不能自动识别，则会对闭环控制产生无法承受的影响。在读入负荷数据之前，超短期负荷程序根据历史数据对该数据进行鉴别，如果是坏数据则用一预测值替代该数据，并记录到文件中供有关人员分析。经过鉴别后的数据存入专门系统负荷数据库，该数据库可保存400 d的系统负荷（间隔为5 min），利用该数据库可开发短期负荷预报。根据安徽电网实际生产需要，超短期负荷预计程序从当前系统负荷出发，分析历史数据，每隔15 min预测从该时刻起15 min后的系统负荷，并送至实时计划计算模块，作为计算机组实时计划的依据。为了提高超短期负荷预报的精度，笔者用安徽电网1年多的负荷数据，对各种算法的预测结果进行分析和统计，最后找到一个平均误差最小、预报精度较高的算法，简述如下。
        超短期负荷预报数学表达式为
        Floadi＋1＝Loadi×（1＋Ki）
        式中　Floadi＋1为时刻i＋1系统超短期负荷预报负荷；Loadi为时刻i经过鉴别后的系统实际负荷；Ki为时刻i到i＋1的系统负荷变化系数。
        算法的关键是如何预测出Ki值。笔者采取的方法是：计算最近7 d的时刻i到i＋1的系统负荷变化系数，然后去掉一个最大值和一个最小值，再计算剩下的5个数据的数学平均值，以此作为当天时刻i到i＋1的系统负荷变化系数Ki，便可方便地计算出时刻i＋1系统预测负荷。负荷数据的鉴别方法是：在存储负荷数据前，将其和前5 min存储负荷数据比较，其差值和历史数据间的差值不应超过1个阀值，否则便是坏数据，应当用一预测值代替。该阀值是根据系统负荷变化自动调整的。由于篇幅限制，具体框图从略。
        考虑到快速性和可靠性，超短期负荷预计软件同EMS高级应用软件一样，用C语言编程，在UNIX环境下与EMS高级应用软件在同一服务器上运行，数据管理采用美国OSI公司的Openview数据库管理技术，考虑到配合次序，超短期负荷预计程序由AGC软件定时（5 min）触发。表1为1999年10月27日负荷变化较快时段安徽电网超短期负荷结果。
        2．2　实时计划生成
        超短期负荷预测软件预测的是下一时刻的系统负荷，根据此预测结果可计算出下一时刻系统用电负荷的变化量。由于安徽电网与华东电网联网，联络线交换功率需要按照预定的计划运行，因此也要考虑下一时刻的联络线计划交换功率的变化量。根据用电负荷变化量和计划交换功率变化量以及当前偏差量，可得出需要调整的系统发电出力的变化量。另外系统中一部分机组下一时刻计划可能是按照日计划或调度员手动给定值运行，从系统总的发电需求变化量中扣除这类机组发电出力预期的变化量后就是系统实际需要再分配的发电功率，此功率将分配给定义为“超短期”模式的机组（即参与超短期负荷分配的机组），负荷分配策略可考虑按比例和经济原则2种方式分配。

        按比例方式分配是根据机组容量以及升降速率来计算的。设当前系统负荷为LOADi，区域控制偏差为ACEi，下一时刻负荷预测值FLOADi＋1，当前联络线计划交换值为EXCHi，下一时刻联络线计划交换为EXCHi＋1，按计划或固定负荷运行的机组下点发电变化量ΔPi＋1，则下一时刻系统需要的发电变化量为
        ΔGENi＋1＝（FLOADi＋1－LOADi）＋（EXCHi＋1－EXCHi）－ACEi－ΔPi＋1
        根据华东电网AGC控制策略，安徽电网区域控制偏差ACE计算公式为
        ACEi=∑ TIC_LINEi_EXCHi+k×Δf
        式中　TIE＿LINEi为当前省际联络线有功潮流，MW；k为频率特性系数，目前安徽电网设定值为400 MW／Hz；Δf为当前系统频率偏差。
        为了在统计和考核上与华东网调保持一致，正常情况下直接取华东网调传送来的ACE值作为控制目标。若华东传送不正常，可自动或手动切换至本地AGC软件计算ACE值。为和实际生产一致，机组负荷调整速率分为升负荷速度和降负荷速度。若机组j升负荷速率为RATE1j，降负荷速率为RATE2j，则所有参与超短期分配机组的升降负荷速率为

        式中　Ks为超短期负荷分配系数。
        Δgenj要受到机组实际爬坡速率限制。
        Δgenj＝min（Δgenj，RATEj×INTERVAL）    （5）
        式中　INTERVAL为相邻2点的计划时间间隔；RATEj为机组当前爬坡速率。
        机组下一时刻期望发电为　　
        Des＿genj＝Act＿genj＋Δgenj    （6）
        式中　Act＿genj为机组j的当前实际发电。
        经过机组上、下限条件约束后形成机组j的下点实时计划为

        若机组j的下点计划Schedi＋1超出该机组的上（下）限值或机组爬坡速率，则该机组下点计划为上（下）限或最多能运行到的出力，总的发电需求量扣除该机组承担的部分后，程序回到式（1），重新迭代计算其它超短模式机组的下点计划。
        对于计划模式机组，即按日计划运行的机组，其下点计划
        Schedi＋1＝Pj×Day＿Schedi＋1
        式中　Pj为人工输入的机组计划折扣系数（0．2＜Pj＜2）；Day＿Schedi＋1为机组j下点计划（日计划）。
        在日计划比较准确或负荷曲线形状和日计划比较吻合的情况下，此种模式效果较好。
        对固定模式机组，即按调度员手动输入负荷运行的机组，其下点计划为
        Schedi＋1＝Base＿pointj
        式中　Base＿pointj为调度员手动输入值。
        在调度员下次输入之前，机组j将一直按上次输入负荷值运行，无需逐点输入。
        对于每个非AGC运行机组，实时计划值都带有时标，便于识别和下发。实时计划时间为

        式中　Delt＿Geni＋1为下点系统预期不匹配负荷；Schedi＋1为机组j的下点计划值。
        Delt＿Geni＋1值在实际运行中非常有用，它告诉调度员下点系统的预期的不匹配负荷，当该值的绝对值较大时，调度员必须提前采取措施以调整发电负荷（如开、停水电机组），使下点ACE值保持在合格范围。
        随着电力市场的逐步建立，发电采用报价方式，容量实现负荷调整的经济调度，以上负荷分配方式必然要随之改变。为减少不必要的计算时间，实时计划形成模块执行周期等于安徽电网发电机组相邻2时刻的计划时间间隔（即15min执行一次）。
        对于参与ACE调节的AGC机组的调节模式及分配方式与通常AGC软件大致相同，许多文章已经做过详细介绍，这里不再赘述。
        2．3　实时计划下发、接收和储存
        实时服务器CMX中的下发计划进程不断检测XAP服务器上AGC数据库中机组新的实时计划是否形成（通过检测机组实时计划时间来判断是否是下点计划），一旦检测到后，下发程序便把实时计划通过下行通道下发到现场。为保证下发的可靠性，程序中设定连续下发3次。电厂由自动装置或当地功能接收机组实时计划，一旦接收到下点计划以后，可以自动分配给各台机组，并可通过语音报警通知运行人员，迅速加以调整，跟踪系统负荷变化。主站EMS在下发各类机组实时计划的同时，也将实时计划储存在数据库中。非正常情况下，调度员需要改变已下发的机组计划时，可以电话通知电厂值长，同时可以在计划修改画面中手动修改数据库中机组的该点计划值。全天计划执行完毕后，专门的程序将机组前一天的实时计划值写到省调MIS中的机组计划库，作为内部电力市场的考核依据。同时AGC软件中记录的机组AGC投停时间和机组运行时间也由程序传送到MIS，供考核用。
        3　系统结构简图
        该系统功能模块结构简图如图1所示。

        4　系统运行情况
        本系统自1999年元月投入正式运行，覆盖安徽电网所有统调考核机组（包括AGC机组和非AGC机组，占总装机容量的93．3％）。每15min对非AGC控制机组（或机组组合）下发下一时刻发电计划，电厂语音报警系统将负荷指令通知运行人员，运行人员调整机组出力跟踪实时计划值，投AGC控制机组由AGC软件实时下发负荷指令。由于考核严格，每个电厂完成的实时计划非常准确，从调度人员来看，似乎所有的机组都具备不同程度的AGC功能，仅需少量AGC机组自动调节即可满足系统控制ACE的要求。该系统的投运使安徽电网区域控制偏差ACE的合格率明显提高，1998年8～12月ACE的合格率月平均为80．88％，1999年1～12月上升至90．31％。这种方式取代了过去调度员频繁用电话调度电厂出力方式，使发电调度更为科学、合理，并且减轻了运行人员负担，使其有更多的时间考虑系统安全性。实践证明，对于老机组较多的电网，用该系统来提高调度自动化水平，加强运行管理，不失为一种投资少、见效快的方式，它已成为安徽电网调度运行管理不可缺少的技术手段，也可为将来开展的实时电力市场提供坚实的技术支撑。
        5　小结
        安徽电网实时发电控制系统设计思想源于电网生产调度实际需要，是在AGC实用化工作中各部门通力合作，在原有的AGC系统基础上由安徽电力中心调度所独立开发的系统，具有很强的实用性，人机界面友好，绝大多数操作用鼠标即可进行。该系统是在利用调度自动化系统中原有的开发平台和硬件、远动通道基础上实现的，投资极少而效益明显。实际运行表明，如果超短期负荷预计准确的话，电网并不需要大量的AGC机组，也并不一定非要对大量老机组机炉协调系统进行改造，从而能节省大量的改造资金。
        当然，实时计划应与EMS的安全分析软件或潮流优化软件结合，以校验实时计划的可行性，保证电网安全、经济、优质运行。目前正在进行这方面的开发工作。
        参考文献：
        ［1］　于尔铿，刘广一，等．能量管理系统（EMS）［M］．北京：科学出版社，1998．
        ［关键词］：超短期负荷预测
        自动发电控制 实时发电控制系统