CN107769274B - 基于风电负荷变化速度的火电机组agc控制方法及系统 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于风电负荷变化速度的火电机组AGC控制方法及系统，系统包括实时负荷测量装置、偏差计算模块ADD、绝对值计算模块、投入切换模块T、比例系数调节模块F1(x)、积分时间调节模块F2(x)、前馈系数调节模块F3(x)、AGC指令输入模块、前馈指令模块MUL和AGC PID控制器。本发明综合考虑了风力发电和火力发电AGC方式运行机组的技术特点，根据区域电网内风力发电负荷变化速度，动态改变电网内火力发电机组AGC控制系统的调节器控制参数，使火电机组AGC的调节能力与风力发电负荷的变化速度密切相关，在控制系统稳定的基础上提升了电网的快速调节能力，为电网的稳定运行提供了技术支撑。

Description

基于风电负荷变化速度的火电机组AGC控制方法及系统

技术领域

本发明涉及火电机组控制技术领域，具体地说是一种基于风电负荷变化速度的火电机组AGC控制方法及系统。

背景技术

目前，随着风力发电技术设备的成熟，风力发电得到了快速发展，风力发电的装机容量及发电负荷在电网中的比重越来越大，某些区域电网中风力发电的发展速度已经超过常规火力发电的发展速度，电网的组成结构发生较大改变。新能源发电规模的快速增长也带来了消纳难题，与传统能源完全不同，新能源具有随机性大、变化速度快、调节能力差的特点，大规模的新能源并网消纳，对于电力系统而言是个巨大挑战。

在风电相对集中且缺少水电、燃气等具有灵活调节能力发电方式的区域电网，风电负荷的快速增长，使电网中旋转备用负荷越来越少，降低了电网的灵活调节能力，不利于电网的安全稳定运行。另外，在电网运行过程中，有大量自身具有良好调节性能的火力发电机组运行在AGC((Automatic Generation Control，自动发电控制)方式，动态参与电网的调频调峰。

但这类机组的AGC控制系统参数基本设置为定参数运行，不考虑风电负荷对电网的影响，有自身的固有调节速度，其动态调节能力得不到充分的发挥。

发明内容

针对现有技术的不足，本发明提出了一种基于风电负荷变化速度的火电机组AGC控制方法及系统，其能够在区域电网内实现风力发电与火力发电的协同控制，保证消纳新能源发电负荷，同时降低风力发电的固有技术特点给电网带来的不利影响，提升电网的快速调节能力。

本发明解决其技术问题采取的技术方案是：

一方面，本发明实施例提供的一种基于风电负荷变化速度的火电机组AGC控制方法，它包括以下步骤：

获取风力发电的实时负荷数据，并对实时负荷进行品质判断，如果实时负荷值判断正确则进行后续处理，否则对上一实时负荷有效值进行后续处理；

将当前实时负荷有效值保持固定时间T；

将当前实时负荷有效值与固定时间T前的实时负荷有效值进行取差比较，并计算出风力发电负荷变化值；

对风力发电负荷变化值进行绝对值计算；

当触发投入开关时，进入下一步根据风力发电负荷变化速度进行动态调整AGC控制参数，否则屏蔽动态调整AGC控制参数功能；

根据风力发电负荷变化速度大小生成比例系数、积分时间和前馈系数；

根据AGC指令与前馈系数的变化生成AGC控制的前馈指令；

根据AGC指令与机组实时负荷的偏差，进行动态调整AGC控制参数，并生成机组负荷控制指令进行机组负荷调节。

作为本实施例一种可能的实现方式，所述的火电机组AGC控制方法还包括以下步骤：

对动态调整AGC控制参数进行保护限制。

作为本实施例一种可能的实现方式，在屏蔽动态调整AGC控制参数功能时，采用定参数运行机组负荷调节。

作为本实施例一种可能的实现方式，所述固定时间T为60秒。

另一方面，本发明实施例提供的一种基于风电负荷变化速度的火电机组AGC控制系统，它包括：

实时负荷测量装置，用于获取风力发电的实时负荷数据，并对实时负荷进行品质判断，如果实时负荷值判断正确则发送给偏差计算模块ADD和滞后处理e^-Ts模块进行后续处理，否则将上一实时负荷有效值发送给偏差计算模块ADD和滞后处理e^-Ts模块进行后续处理；

滞后处理e^-Ts模块，用于将当前实时负荷有效值保持固定时间T；

偏差计算模块ADD，用于将当前实时负荷有效值与固定时间T前的实时负荷有效值进行取差比较，并计算出风力发电负荷变化值；

绝对值计算模块，用于对风力发电负荷变化值进行绝对值计算；

投入切换模块T，当投入开关为1时，投入切换模块T将绝对值计算模块的计算结果发送给比例系数调节模块、积分时间调节模块和前馈系数调节模块，使系统投入根据风力发电负荷变化速度动态调整AGC控制参数功能；当投入开关为0时投入切换模块T则不发送绝对值计算模块的计算结果，并屏蔽动态调整AGC控制参数功能；

比例系数调节模块F1(x)，用于根据风力发电负荷变化速度大小生成比例系数；

积分时间调节模块F2(x)，用于根据风力发电负荷变化速度大小生成积分时间；

前馈系数调节模块F3(x)，用于根据风力发电负荷变化速度大小生成前馈系数；

AGC指令输入模块，用于输入AGC指令；

实时负荷测量装置，还用于将获取的风力发电实时负荷值发送给AGC PID控制器；

前馈指令模块MUL，用于根据AGC指令与前馈系数的变化生成AGC控制的前馈指令；

AGC PID控制器，用于根据AGC指令与机组实时负荷的偏差，进行动态调整AGC控制参数，并生成机组负荷控制指令进行机组负荷调节。

作为本实施例一种可能的实现方式，所述的火电机组AGC控制系统还包括：

限幅限速模块，设置在比例系数调节模块F1(x)、积分时间调节模块F2(x)和前馈指令模块MUL与AGC PID控制器之间，用于对发送给AGC PID的控制器动态调整AGC控制参数进行保护限制。

作为本实施例一种可能的实现方式，在屏蔽动态调整AGC控制参数功能时，所述AGC PID控制器根据定参数生成机组负荷控制指令进行机组负荷调节。

作为本实施例一种可能的实现方式，所述滞后处理e^-Ts模块保持的固定时间T为60秒。

本发明实施例的技术方案可以具有的有益效果如下：

本发明实施例技术方案综合考虑了风力发电和火力发电AGC方式运行机组的技术特点，根据区域电网内风力发电负荷变化速度，动态改变电网内火力发电机组AGC控制系统的比例系数、积分时间以及前馈系数等调节器控制参数，使火电机组AGC的调节能力与风力发电负荷的变化速度密切相关，在火力发电机组AGC控制系统稳定的基础上，风力发电负荷变化速度越快，火力发电机组AGC调节速度相应也越快，保证了电网运行过程中的灵活调节能力，提升了电网供电品质，同时增强了电网对风力发电的消纳能力，促进了电力系统的源网协调发展。

本发明实施例技术方案在区域电网内实现风力发电与火力发电的协同控制，保证了消纳新能源发电负荷的同时也降低了风力发电负荷随机性大、变化速度、调节能力差的固有技术特点给电网带来的不利影响，提升了电网的快速调节能力，为电网的稳定运行提供了技术支撑。

附图说明

图1是根据一示例性实施例示出的一种基于风电负荷变化速度的火电机组AGC控制方法的流程图；

图2是根据一示例性实施例示出的另一种基于风电负荷变化速度的火电机组AGC控制方法的流程图；

图3是根据一示例性实施例示出的一种基于风电负荷变化速度的火电机组AGC控制系统的示意图。

具体实施方式

为能清楚说明本方案的技术特点，下面通过具体实施方式，并结合其附图，对本发明进行详细阐述。下文的公开提供了许多不同的实施例或例子用来实现本发明的不同结构。为了简化本发明的公开，下文中对特定例子的部件和设置进行描述。此外，本发明可以在不同例子中重复参考数字和/或字母。这种重复是为了简化和清楚的目的，其本身不指示所讨论各种实施例和/或设置之间的关系。应当注意，在附图中所图示的部件不一定按比例绘制。本发明省略了对公知组件和处理技术及工艺的描述以避免不必要地限制本发明。

在风力发电快速发展过程中，如何有效克服风力发电可控性差的技术特点是电力系统的一个技术难题，本发明从风力发电与火力发电联合控制的角度，根据风力发电负荷的变化速度，动态改变火力发电机组的负荷调节速度，利用火力发电的可控性强的技术特点了来弥补了风力发电的不足。

图1是根据一示例性实施例示出的一种基于风电负荷变化速度的火电机组AGC控制方法的流程图。如图1所示，本发明实施例提供的一种基于风电负荷变化速度的火电机组AGC控制方法，它包括以下步骤：

步骤1，获取风力发电的实时负荷数据，并对实时负荷进行(参数突变、越限等)品质判断，如果实时负荷值判断正确则进行后续处理，否则对上一实时负荷有效值进行后续处理；

步骤2，将当前实时负荷有效值保持固定时间T；

步骤3，将当前实时负荷有效值与固定时间T前的实时负荷有效值进行取差比较，并计算出风力发电负荷变化值；

步骤4，对风力发电负荷变化值进行绝对值计算，为后续比例系数、积分时间和前馈系数计算提供数据参考；

步骤5，当触发投入开关时，进入下一步根据风力发电负荷变化速度进行动态调整AGC控制参数，否则屏蔽动态调整AGC控制参数功能；

步骤6，根据风力发电负荷变化速度大小生成比例系数、积分时间和前馈系数；

步骤7，根据AGC负荷指令与前馈系数的变化生成AGC控制的前馈指令，用于提升负荷调节速度；

步骤9，根据AGC指令与机组实时负荷的偏差，进行动态调整AGC控制参数，并生成机组负荷控制指令进行机组负荷调节。

在一种可能的实现方式中，如图2所示，本实施例的另一种火电机组AGC控制方法还包括以下步骤：

步骤8，对动态调整AGC控制参数进行保护限制，防止调节参数变化过程发生突变现象，保证系统稳定运行。

在一种可能的实现方式中，在屏蔽动态调整AGC控制参数功能时，采用定参数运行机组负荷调节。

在一种可能的实现方式中，根据电网实际运行情况，所述固定时间T可动态调整，一般设为60秒。

图3是根据一示例性实施例示出的一种基于风电负荷变化速度的火电机组AGC控制系统的示意图。如图3所示，本发明实施例提供的一种基于风电负荷变化速度的火电机组AGC控制系统，它包括：

实时负荷测量装置，用于获取风力发电的实时负荷数据，并对实时负荷进行参数突变、越限等品质判断，如果实时负荷值判断正确则发送给偏差计算模块ADD和滞后处理e^-Ts模块进行后续处理，否则将上一实时负荷有效值发送给偏差计算模块ADD和滞后处理e^-Ts模块进行后续处理；滞后处理e^-Ts模块，用于将当前实时负荷有效值保持固定时间T；

偏差计算模块ADD，用于将当前实时负荷有效值与固定时间T前的实时负荷有效值进行取差比较，并计算出风力发电负荷变化值，送绝对值计算模块；

绝对值计算模块，用于对风力发电负荷变化值进行绝对值计算，为后续F1(x)、F2(x)及F3(x)参数计算提供数据参考；

投入切换模块T，当投入开关为1时，投入切换模块T将绝对值计算模块的计算结果发送给比例系数调节模块、积分时间调节模块和前馈系数调节模块，使系统投入根据风力发电负荷变化速度动态调整AGC控制参数功能；当投入开关为0时投入切换模块T则不发送绝对值计算模块的计算结果，并屏蔽动态调整AGC控制参数功能；

比例系数调节模块F1(x)，用于根据风力发电负荷变化速度大小生成比例系数；

积分时间调节模块F2(x)，用于根据风力发电负荷变化速度大小生成积分时间；

前馈系数调节模块F3(x)，用于根据风力发电负荷变化速度大小生成前馈系数；

AGC指令输入模块，用于输入AGC指令；

实时负荷测量装置，还用于将获取的风力发电实时负荷值发送给AGC PID控制器；

前馈指令模块MUL，用于根据AGC指令与前馈系数的变化生成AGC控制的前馈指令，用于提升负荷调节速度；

AGC PID控制器，用于根据AGC指令与机组实时负荷的偏差，进行动态调整AGC控制参数，并生成机组负荷控制指令进行机组负荷调节。

在一种可能的实现方式中，本实施例的火电机组AGC控制系统还包括设置在比例系数调节模块F1(x)、积分时间调节模块F2(x)和前馈指令模块MUL与AGC PID控制器之间的限幅限速模块，用于对发送给AGC PID的控制器动态调整AGC控制参数进行保护限制，防止调节参数变化过程发生突变现象，保证系统稳定运行。

在一种可能的实现方式中，在屏蔽动态调整AGC控制参数功能时，所述AGC PID控制器根据定参数生成机组负荷控制指令进行机组负荷调节。

例如，某火力发电机组AGC PID调节控制器采用定参数运行时的调节参数分别为：比例系数Kp0、积分时间Ti0、前馈系数FF0，此时AGC控制系统的综合技术指标最优。该系统临界调节参数(即系统稳定状态下最快调节速度时)分别为：比例系数Kpmax、积分时间Timin、前馈系数FFmax，且Kp0≤Kpmax，Timin≤Ti0，FF0≤FFmax。风力发电负荷变换速度最大值为Pmax。

比例系数调节模块F1(x)根据风力发电负荷变化速度大小生成的比例系数如表1所示：

表1：动态生成的比例系数

风力发电负荷变化速度x	F1(x)输出的比例系数
		0	Kp0
30％Pmax	Kp0
		90％Pmax	Kpmax
Pmax	Kpmax

积分时间调节模块F2(x)根据风力发电负荷变化速度大小生成的积分时间如表2所示：

表2：动态生成的积分时间

风力发电负荷变化速度x	F2(x)输出的比例系数
		0	Ti0
30％Pmax	Ti0
		90％Pmax	Timin
Pmax	Timin

前馈系数调节模块F3(x)根据风力发电负荷变化速度大小生成的前馈系数如表3所示：

表3：动态生成的前馈系数

风力发电负荷变化速度x	F3(x)输出的比例系数
		0	FF0
30％Pmax	FF0
		90％Pmax	FFmax
Pmax	FFmax

在一种可能的实现方式中，根据电网实际运行情况，所述滞后处理e^-Ts模块保持的固定时间T可动态调整，一般设为60秒

本发明的实施例综合考虑了风力发电和火力发电AGC方式运行机组的技术特点，根据区域电网内风力发电负荷变化速度，动态改变电网内火力发电机组AGC控制系统的比例系数、积分时间以及前馈系数等调节器控制参数，使火电机组AGC的调节能力与风力发电负荷的变化速度密切相关，在火力发电机组AGC控制系统稳定的基础上，风力发电负荷变化速度越快，火力发电机组AGC调节速度相应也越快。

本发明的实施例在区域电网内实现风力发电与火力发电的协同控制，保证了消纳新能源发电负荷的同时也降低了风力发电负荷随机性大、变化速度、调节能力差的固有技术特点给电网带来的不利影响，提升了电网的快速调节能力，为电网的稳定运行提供了技术支撑。

本发明的实施例整体上保证了电网运行过程中的灵活调节能力，提升了电网供电品质，同时增强了电网对风力发电的消纳能力，促进了电力系统的源网协调发展。

以上所述只是本发明的优选实施方式，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也被视为本发明的保护范围。

Claims (8)

1.一种基于风电负荷变化速度的火电机组AGC控制系统，其特征是，包括：

实时负荷测量装置，用于获取风力发电的实时负荷数据，并对实时负荷进行品质判断，如果实时负荷值判断正确则发送给偏差计算模块ADD和滞后处理e^-Ts模块进行后续处理，否则将上一实时负荷有效值发送给偏差计算模块ADD和滞后处理e^-Ts模块进行后续处理；

滞后处理e^-Ts模块，用于将当前实时负荷有效值保持固定时间T；

偏差计算模块ADD，用于将当前实时负荷有效值与固定时间T前的实时负荷有效值进行取差比较，并计算出风力发电负荷变化值；

绝对值计算模块，用于对风力发电负荷变化值进行绝对值计算；

投入切换模块T，当投入开关为1时，投入切换模块T将绝对值计算模块的计算结果发送给比例系数调节模块、积分时间调节模块和前馈系数调节模块，使系统投入根据风力发电负荷变化速度动态调整AGC控制参数功能；当投入开关为0时投入切换模块T则不发送绝对值计算模块的计算结果，并屏蔽动态调整AGC控制参数功能；

比例系数调节模块F1(x)，用于根据风力发电负荷变化速度大小生成比例系数；

积分时间调节模块F2(x)，用于根据风力发电负荷变化速度大小生成积分时间；

前馈系数调节模块F3(x)，用于根据风力发电负荷变化速度大小生成前馈系数；

AGC指令输入模块，用于输入AGC指令；

实时负荷测量装置，还用于将获取的风力发电实时负荷值发送给AGC PID控制器；

前馈指令模块MUL，用于根据AGC指令与前馈系数的变化生成AGC控制的前馈指令；

AGC PID控制器，用于根据AGC指令与机组实时负荷的偏差，进行动态调整AGC控制参数，并生成机组负荷控制指令进行机组负荷调节。

2.如权利要求1所述的基于风电负荷变化速度的火电机组AGC控制系统，其特征是，还包括：

限幅限速模块，设置在比例系数调节模块F1(x)、积分时间调节模块F2(x)和前馈指令模块MUL与AGC PID控制器之间，用于对发送给AGC PID的控制器动态调整AGC控制参数进行保护限制。

3.如权利要求1或2所述的基于风电负荷变化速度的火电机组AGC控制系统，其特征是，在屏蔽动态调整AGC控制参数功能时，所述AGC PID控制器根据定参数生成机组负荷控制指令进行机组负荷调节。

4.如权利要求1或2所述的基于风电负荷变化速度的火电机组AGC控制系统，其特征是，所述滞后处理e^-Ts模块保持的固定时间T为60秒。

5.一种基于风电负荷变化速度的火电机组AGC控制方法，其特征是，利用权利要求1-4任意一项所述的一种基于风电负荷变化速度的火电机组AGC控制系统对火电机组AGC进行控制，所述方法包括以下步骤：

获取风力发电的实时负荷数据，并对实时负荷进行品质判断，如果实时负荷值判断正确则进行后续处理，否则对上一实时负荷有效值进行后续处理；

将当前实时负荷有效值保持固定时间T；

将当前实时负荷有效值与固定时间T前的实时负荷有效值进行取差比较，并计算出风力发电负荷变化值；

对风力发电负荷变化值进行绝对值计算；

当触发投入开关时，进入下一步根据风力发电负荷变化速度进行动态调整AGC控制参数，否则屏蔽动态调整AGC控制参数功能；

根据风力发电负荷变化速度大小生成比例系数、积分时间和前馈系数；

根据AGC指令与前馈系数的变化生成AGC控制的前馈指令；

根据AGC指令与机组实时负荷的偏差，进行动态调整AGC控制参数，并生成机组负荷控制指令进行机组负荷调节。

6.如权利要求5所述的基于风电负荷变化速度的火电机组AGC控制方法，其特征是，还包括以下步骤：

对动态调整AGC控制参数进行保护限制。

7.如权利要求5或6所述的基于风电负荷变化速度的火电机组AGC控制方法，其特征是，在屏蔽动态调整AGC控制参数功能时，采用定参数运行机组负荷调节。

8.如权利要求5或6所述的基于风电负荷变化速度的火电机组AGC控制方法，其特征是，所述固定时间T为60秒。