適應(yīng)輔助服務(wù)市場(chǎng)化的自動(dòng)發(fā)電控制調(diào)頻容量實(shí)時(shí)計(jì)算方法

仇 進(jìn), 吳繼平, 滕賢亮, 徐 瑞, 于昌海

(1. 河海大學(xué)能源與電氣學(xué)院, 江蘇省南京市 210098; 2. 南瑞集團(tuán)(國網(wǎng)電力科學(xué)研究院)有限公司, 江蘇省南京市 211106; 3. 智能電網(wǎng)保護(hù)和運(yùn)行控制國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室, 江蘇省南京市 211106)

0 引言

二次調(diào)頻作為一種重要的輔助服務(wù),是保證電力系統(tǒng)發(fā)電與負(fù)荷實(shí)時(shí)平衡、維持系統(tǒng)頻率穩(wěn)定的重要技術(shù)手段。自動(dòng)發(fā)電控制(AGC)調(diào)頻容量是電網(wǎng)調(diào)度用來應(yīng)對(duì)系統(tǒng)預(yù)測(cè)發(fā)電計(jì)劃出力與實(shí)際用電負(fù)荷之間的功率缺額而設(shè)置的備用容量[1]。如果系統(tǒng)中的AGC調(diào)頻容量設(shè)置過多,雖然有利于電網(wǎng)的頻率穩(wěn)定,但參與調(diào)頻輔助服務(wù)的發(fā)電機(jī)組為保持足夠的AGC調(diào)頻容量需要預(yù)留大量的調(diào)節(jié)空間,機(jī)會(huì)成本大大提高,降低了發(fā)電廠運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性; 如果預(yù)留的AGC調(diào)頻容量過小又不利于電網(wǎng)頻率的安全[2]。在實(shí)施調(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng)后,調(diào)度機(jī)構(gòu)既要保證電網(wǎng)發(fā)用電的實(shí)時(shí)平衡滿足電網(wǎng)頻率考核的要求,又要減少調(diào)頻服務(wù)的冗余購買保證電網(wǎng)運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性,就必須對(duì)電網(wǎng) AGC 調(diào)頻容量需求進(jìn)行準(zhǔn)確計(jì)算。

傳統(tǒng)的AGC調(diào)頻容量的計(jì)算方法主要有三種:①根據(jù)調(diào)度員的調(diào)度運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)確定[1-3];②在運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上,根據(jù)預(yù)先設(shè)定的計(jì)算公式和實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)進(jìn)行計(jì)算[3];③采用概率統(tǒng)計(jì)等方法根據(jù)機(jī)組歷史調(diào)節(jié)數(shù)據(jù)對(duì)當(dāng)天需要的調(diào)頻容量進(jìn)行預(yù)測(cè)[1-3]。隨著風(fēng)電、光伏等新能源大規(guī)模并網(wǎng)發(fā)電,其間歇性和波動(dòng)性對(duì)電網(wǎng)頻率的影響越來越顯著,為保持電網(wǎng)的頻率穩(wěn)定,風(fēng)電、光伏發(fā)電接入電網(wǎng)后對(duì)AGC調(diào)頻容量的需求明顯增加,傳統(tǒng)的AGC調(diào)頻容量的計(jì)算方法越來越不適用。文獻(xiàn)[1]以浙江電力系統(tǒng)為例,提出了基于負(fù)荷預(yù)測(cè)偏差概率統(tǒng)計(jì)和控制性能標(biāo)準(zhǔn)(CPS)考核指標(biāo)違反修正的AGC調(diào)頻容量計(jì)算方法,新能源接入和電網(wǎng)機(jī)組發(fā)電計(jì)劃等因素并未考慮。文獻(xiàn)[4]提出了BAAL(balancing authority area control error limits)標(biāo)準(zhǔn)下的調(diào)頻容量的預(yù)測(cè),同時(shí)考慮了最大允許越限時(shí)間、安全裕度和控制性能標(biāo)準(zhǔn)CPS2補(bǔ)充約束的影響,僅考慮了負(fù)荷本身,忽略了負(fù)荷預(yù)測(cè)精度及機(jī)組發(fā)電計(jì)劃對(duì)容量計(jì)算的影響。文獻(xiàn)[5]較文獻(xiàn)[4]考慮了機(jī)組發(fā)電計(jì)劃,對(duì)AGC容量需求的成分進(jìn)行了分析,考慮到去除一些不可跟蹤的高頻負(fù)荷部分,考慮計(jì)劃跟蹤、旋轉(zhuǎn)備用等因素的影響,結(jié)合風(fēng)電并網(wǎng)的影響,最終計(jì)算出AGC的容量。文獻(xiàn)[6]根據(jù)不同類型機(jī)組的AGC調(diào)節(jié)特性,并考慮風(fēng)電出力特點(diǎn),建立了含風(fēng)電AGC輔助服務(wù)需求評(píng)估模型,詳細(xì)地分析了風(fēng)電并網(wǎng)的情況,對(duì)其預(yù)測(cè)誤差進(jìn)行了分析,為確定新能源并網(wǎng)情況下的AGC調(diào)頻容量提供了參考。

綜上所述,現(xiàn)有文獻(xiàn)分別從負(fù)荷預(yù)測(cè)、評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)、發(fā)電計(jì)劃和新能源等多種角度對(duì)AGC調(diào)頻容量的計(jì)算方法進(jìn)行了深入分析。但隨著輔助服務(wù)市場(chǎng)化的推進(jìn),尤其是調(diào)頻現(xiàn)貨市場(chǎng)的逐步建立,需要一種可在線化運(yùn)行的AGC調(diào)頻容量實(shí)時(shí)計(jì)算方法,實(shí)時(shí)計(jì)算出電網(wǎng)的調(diào)頻容量需求并與市場(chǎng)交易系統(tǒng)對(duì)接,在保證電網(wǎng)運(yùn)行安全的同時(shí)提高電網(wǎng)運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性。本文從省級(jí)電網(wǎng)的運(yùn)行現(xiàn)狀出發(fā),從電網(wǎng)發(fā)用電平衡的角度,綜合考慮負(fù)荷預(yù)測(cè)、新能源發(fā)電預(yù)測(cè)、聯(lián)絡(luò)線交換計(jì)劃、機(jī)組發(fā)電計(jì)劃及控制性能考核評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)等多種因素,分別計(jì)算影響電網(wǎng)功率平衡的各種偏差分量,最終得到全網(wǎng)總體的調(diào)頻容量需求。在此基礎(chǔ)之上,針對(duì)實(shí)際運(yùn)行中不滿足考核指標(biāo)的情況,可以利用區(qū)域控制性能評(píng)價(jià)指標(biāo)對(duì)計(jì)算結(jié)果進(jìn)行修正,得到更為合理的AGC調(diào)頻容量需求,在保障電網(wǎng)運(yùn)行安全的前提下,提高輔助服務(wù)市場(chǎng)的經(jīng)濟(jì)性。AGC調(diào)頻容量主要用于分鐘級(jí)波動(dòng)分量的調(diào)節(jié),以區(qū)域控制偏差(ACE)作為參考量,通過將區(qū)域控制偏差控制在死區(qū)范圍內(nèi)來保證電網(wǎng)的發(fā)用電平衡[5]。

1 市場(chǎng)環(huán)境下AGC調(diào)頻容量計(jì)算模型

省級(jí)電網(wǎng)作為電網(wǎng)發(fā)用電平衡控制的主體,互聯(lián)電網(wǎng)中典型省級(jí)電網(wǎng)的頻率控制模型見圖1。電網(wǎng)可調(diào)控機(jī)組包括常規(guī)機(jī)組和新能源機(jī)組,常規(guī)機(jī)組一般可以分為非AGC機(jī)組、跟蹤日前計(jì)劃機(jī)組、跟蹤日內(nèi)滾動(dòng)計(jì)劃機(jī)組和AGC調(diào)頻機(jī)組,同時(shí)通過省間聯(lián)絡(luò)線Pab與其他電網(wǎng)互聯(lián),以送出為正。

圖1 省級(jí)電網(wǎng)模型Fig.1 Provincial grid model

省級(jí)電網(wǎng)調(diào)度機(jī)構(gòu)在實(shí)施頻率控制時(shí),通過控制AGC調(diào)頻機(jī)組的出力滿足全網(wǎng)發(fā)用電平衡。在負(fù)荷—發(fā)電平衡中,可將發(fā)電部分分為幾種分量:聯(lián)絡(luò)線計(jì)劃分量、跟蹤日前計(jì)劃機(jī)組分量、跟蹤日內(nèi)滾動(dòng)計(jì)劃機(jī)組分量和AGC調(diào)節(jié)分量,如圖2所示。

圖2 參與頻率調(diào)節(jié)的各種分量Fig.2 Various components involved in frequency adjustment

因此,從全網(wǎng)發(fā)用電平衡角度出發(fā),AGC調(diào)頻容量需求可以全網(wǎng)負(fù)荷為基準(zhǔn),通過計(jì)算負(fù)荷變化導(dǎo)致的調(diào)頻容量需求、新能源出力分量、聯(lián)絡(luò)線計(jì)劃調(diào)節(jié)分量、機(jī)組發(fā)電計(jì)劃調(diào)節(jié)分量,得到AGC調(diào)頻容量需求,即

P=Pload-Penergy-Pline-PG-plan

(1)

式中:Pload為負(fù)荷變化導(dǎo)致總調(diào)頻容量需求;Penergy為新能源的發(fā)電出力;Pline為聯(lián)絡(luò)線計(jì)劃調(diào)節(jié)分量;PG-plan為跟蹤計(jì)劃機(jī)組的調(diào)節(jié)分量。

2 AGC調(diào)頻容量計(jì)算算法

2.1 負(fù)荷變化分量

如前所述,AGC調(diào)頻容量主要用于調(diào)整計(jì)劃發(fā)電出力與實(shí)際負(fù)荷之間的功率不平衡,因此電網(wǎng)所需的AGC上調(diào)容量和下調(diào)容量與負(fù)荷變化情況密切相關(guān)。在計(jì)算AGC調(diào)頻容量時(shí),首先根據(jù)歷史負(fù)荷實(shí)際數(shù)據(jù)和當(dāng)日的負(fù)荷超短期預(yù)測(cè)數(shù)據(jù)對(duì)AGC調(diào)頻容量進(jìn)行初步的計(jì)算。

1)基于負(fù)荷超短期預(yù)測(cè)數(shù)據(jù),將一天分為若干(例如24個(gè))時(shí)段,每時(shí)段計(jì)算一次,取每個(gè)時(shí)段的最高負(fù)荷和最低負(fù)荷的差值作為該時(shí)段負(fù)荷變化導(dǎo)致的調(diào)頻需求量Pload,如式(2)所示。

Pi,load=Li,max-Li,min

(2)

式中:Pi,load為第i個(gè)時(shí)段負(fù)荷導(dǎo)致的調(diào)頻需求量;Li,max為第i個(gè)時(shí)段的最高負(fù)荷值;Li,min為第i個(gè)時(shí)段的最低負(fù)荷值。

2)由于實(shí)際負(fù)荷與超短期預(yù)測(cè)負(fù)荷數(shù)據(jù)肯定會(huì)存在一定偏差,但隨著超短期負(fù)荷預(yù)測(cè)方法的持續(xù)研究和逐步完善,超短期負(fù)荷預(yù)測(cè)結(jié)果已較為準(zhǔn)確。同時(shí)AGC頻率控制是一個(gè)長周期的控制過程,個(gè)別點(diǎn)或個(gè)別時(shí)段預(yù)測(cè)偏差量較大并不影響電網(wǎng)平衡,相關(guān)的控制性能考核評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)也是允許的,因此可以通過統(tǒng)計(jì)本電網(wǎng)過去一段時(shí)間(例如一個(gè)月)相似日同時(shí)段的實(shí)際負(fù)荷La與超短期預(yù)測(cè)負(fù)荷Ls之差的平均值,得到該時(shí)段的負(fù)荷預(yù)測(cè)偏差ΔPload。

ΔPi,load=avg(Lia-Lis)

(3)

式中:avg(·)為求平均值函數(shù);ΔPi,load為第i個(gè)時(shí)段的負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差;Lia為第i個(gè)時(shí)段的負(fù)荷實(shí)際運(yùn)行值;Lis為第i個(gè)時(shí)段的負(fù)荷超短期預(yù)測(cè)值。

3)負(fù)荷變化導(dǎo)致的調(diào)頻需求和負(fù)荷預(yù)測(cè)偏差之和作為負(fù)荷分量的總調(diào)頻需求。

2.2 新能源出力分量

如果電網(wǎng)有大量新能源(如光伏、風(fēng)電)并網(wǎng),新能源的波動(dòng)性、低預(yù)測(cè)性將導(dǎo)致電網(wǎng)的調(diào)頻需求大大增加,這時(shí)就需要對(duì)新能源出力波動(dòng)導(dǎo)致的調(diào)頻需求進(jìn)行單獨(dú)計(jì)算。可以將新能源發(fā)電出力視作“附加負(fù)荷”(記作Lad),與原始負(fù)荷Lr疊加后得到凈負(fù)荷Leq[6],計(jì)算得到計(jì)及新能源出力的調(diào)節(jié)負(fù)荷分量,并將之作為區(qū)域負(fù)荷波動(dòng)。其中,新能源發(fā)電出力的計(jì)算方法如下。

將新能源預(yù)測(cè)出力Penergy視作“附加負(fù)荷”,采用滾動(dòng)平均法[7]得到平滑負(fù)荷曲線。即

(4)

式中:LFt為經(jīng)滾動(dòng)平均法平滑處理后,t時(shí)刻的負(fù)荷值;Lt為原t時(shí)刻的負(fù)荷值;2M為滾動(dòng)求平均的負(fù)荷量值個(gè)數(shù)。

通過式(4)可以得到平滑后的新能源預(yù)測(cè)出力曲線,新能源預(yù)測(cè)出力的變化同樣是控制區(qū)發(fā)用電平衡需關(guān)注的一部分,因此需將每個(gè)時(shí)段新能源預(yù)測(cè)出力變化作為調(diào)頻需求的一部分,通過計(jì)算某時(shí)段初始和結(jié)束時(shí)刻出力大小的差,就能算出每個(gè)時(shí)段內(nèi)新能源發(fā)電出力變化導(dǎo)致的調(diào)頻需求，即

Penergy=LN,t+Δt-LNt

(5)

式中:LNt為t時(shí)刻的新能源預(yù)測(cè)出力;LN,t+Δt為t+Δt時(shí)刻的新能源預(yù)測(cè)出力。

由于新能源波動(dòng)性大、可預(yù)測(cè)性低,新能源預(yù)測(cè)偏差是調(diào)頻容量需求計(jì)算中不可忽視的部分?？紤]到不同類型新能源的波動(dòng)性及可預(yù)測(cè)性存在差異,為保證新能源調(diào)頻容量需求計(jì)算的準(zhǔn)確性,將風(fēng)電和光伏的預(yù)測(cè)偏差分開計(jì)算。

對(duì)于風(fēng)電預(yù)測(cè)偏差,可以通過統(tǒng)計(jì)過去一段時(shí)間本地區(qū)風(fēng)力的實(shí)際發(fā)電與預(yù)測(cè)發(fā)電之差的概率分布,得到風(fēng)電預(yù)測(cè)偏差的累積分布曲線[8],通過設(shè)置覆蓋一定概率分布要求(例如90%)得到風(fēng)電預(yù)測(cè)偏差值,作為風(fēng)電預(yù)測(cè)偏差的調(diào)頻容量需求。

對(duì)于光伏發(fā)電,考慮到其波動(dòng)性較風(fēng)電更大,同時(shí)一天中不同時(shí)段的光照強(qiáng)度存在較大的差異,可以分時(shí)段地統(tǒng)計(jì)光伏實(shí)際發(fā)電與預(yù)測(cè)發(fā)電之差的概率分布,例如07:00—10:59,11:00—14:59,15:00—17:59等幾個(gè)時(shí)段,統(tǒng)計(jì)過去每個(gè)時(shí)段里光伏實(shí)際發(fā)電與預(yù)測(cè)發(fā)電的偏差,得到光伏預(yù)測(cè)偏差累積分布曲線[8],通過設(shè)置覆蓋一定概率的分布要求(例如95%)得到該時(shí)段光伏預(yù)測(cè)偏差值,作為該時(shí)段光伏預(yù)測(cè)偏差的調(diào)頻容量需求。

針對(duì)得到的風(fēng)電預(yù)測(cè)偏差及光伏預(yù)測(cè)偏差,可以采用比重系數(shù)法進(jìn)行疊加。例如在白天,風(fēng)電及光伏預(yù)測(cè)偏差的比重系數(shù)分別取0.4和0.6;在黑夜其比重系數(shù)分別取1和0。

附錄A圖A1為某省級(jí)電網(wǎng)的新能源預(yù)測(cè)偏差累積分布曲線;綠線表示風(fēng)電預(yù)測(cè)偏差概率分布;紅線表示光伏發(fā)電預(yù)測(cè)偏差概率分布。由曲線可以看出,風(fēng)電覆蓋概率為90%時(shí),風(fēng)電預(yù)測(cè)偏差值約為225 MW;光伏發(fā)電覆蓋概率為95%時(shí),光伏預(yù)測(cè)偏差值約為346 MW。

新能源出力變化分量和預(yù)測(cè)偏差分量之和作為新能源調(diào)頻容量分量需求。

2.3 聯(lián)絡(luò)線計(jì)劃分量

在互聯(lián)電網(wǎng)中,省級(jí)電網(wǎng)的發(fā)電部分除了調(diào)管范圍內(nèi)的常規(guī)機(jī)組和新能源機(jī)組,省間交換電力同樣是全網(wǎng)發(fā)用電平衡的一部分,省級(jí)電網(wǎng)間會(huì)通過聯(lián)絡(luò)線進(jìn)行功率交換,交換計(jì)劃的變化同樣會(huì)對(duì)AGC實(shí)際的調(diào)頻需求產(chǎn)生影響,因此,在計(jì)算AGC調(diào)頻需求時(shí)同樣需要考慮聯(lián)絡(luò)線交換計(jì)劃的變化導(dǎo)致的調(diào)頻需求分量,該分量可以用計(jì)算時(shí)段開始和結(jié)束時(shí)刻控制區(qū)與相鄰區(qū)域交換計(jì)劃的差值來表征,計(jì)算方法如式(6)所示。

Pline=Pline,t+Δt-Pline,t

(6)

式中:Pline,t和Pline,t+Δt分別為t和t+Δt時(shí)刻聯(lián)絡(luò)線交換計(jì)劃。

2.4 機(jī)組發(fā)電計(jì)劃分量

如前所述,負(fù)荷、新能源和聯(lián)絡(luò)線交換計(jì)劃都可以看成是AGC調(diào)頻容量的需求,這部分需求最終都需要由電網(wǎng)調(diào)管的機(jī)組來進(jìn)行調(diào)節(jié),只是調(diào)節(jié)方式因機(jī)組采用的控制模式的不同而有所不同。一般省級(jí)電網(wǎng)調(diào)管范圍內(nèi)的機(jī)組控制模式主要可以分為3類:第1類機(jī)組投入自動(dòng)控制模式,負(fù)責(zé)頻率調(diào)整;第2類機(jī)組投入跟蹤計(jì)劃模式,這類機(jī)組出力跟蹤機(jī)組的發(fā)電計(jì)劃;第3類是當(dāng)?shù)乜刂颇Ｊ?非AGC機(jī)組),跟蹤調(diào)度下發(fā)的日前發(fā)電計(jì)劃,日前發(fā)電計(jì)劃日前下發(fā)到電廠后不再修正。跟蹤計(jì)劃機(jī)組根據(jù)跟蹤計(jì)劃方式的不同,可以劃分為跟蹤日前計(jì)劃AGC機(jī)組、跟蹤實(shí)時(shí)計(jì)劃AGC機(jī)組。其中,跟蹤日前計(jì)劃AGC機(jī)組跟蹤的同樣是日前發(fā)電計(jì)劃,但在日內(nèi)可以根據(jù)需要對(duì)計(jì)劃進(jìn)行人工修正。實(shí)時(shí)計(jì)劃AGC機(jī)組跟蹤的是實(shí)時(shí)計(jì)劃,一般滾動(dòng)修正周期為15 min。

假定電網(wǎng)調(diào)管范圍內(nèi)有M臺(tái)非AGC機(jī)組,其出力變化量可以計(jì)算為:

(7)

式中:Pi,t和Pi,t+Δt分別為第i臺(tái)非AGC機(jī)組t和t+Δ時(shí)刻的計(jì)劃出力。

有N臺(tái)跟蹤日前發(fā)電計(jì)劃AGC機(jī)組,其出力變化總量計(jì)算為:

(8)

式中:Pj,t和Pj,t+Δt分別為第j臺(tái)跟蹤日前發(fā)電計(jì)劃機(jī)組t和t+Δt時(shí)刻的計(jì)劃出力。

有L臺(tái)實(shí)時(shí)滾動(dòng)跟蹤計(jì)劃AGC機(jī)組,其調(diào)節(jié)量為:

(9)

式中:Pk,t和Pk,t+Δt分別為第k臺(tái)實(shí)時(shí)滾動(dòng)跟蹤計(jì)劃AGC機(jī)組t和t+Δt時(shí)刻的出力。

綜上所述,通過綜合3種跟蹤計(jì)劃機(jī)組的計(jì)劃出力變化總量,可以得到跟蹤計(jì)劃機(jī)組的總調(diào)頻容量為:

PG,plan=Pnon,AGC+PAGC,plan+PAGC,plan′

(10)

考慮到機(jī)組在跟蹤計(jì)劃調(diào)節(jié)過程中會(huì)存在一定的調(diào)節(jié)偏差,該偏差可用機(jī)組的調(diào)節(jié)精度來度量,跟蹤計(jì)劃機(jī)組的調(diào)節(jié)偏差量ΔPG,plan取各機(jī)組調(diào)節(jié)精度求和。

2.5 AGC調(diào)頻容量需求

通過上述各個(gè)分量的計(jì)算方法,基于發(fā)用電平衡原則將各個(gè)分量的調(diào)頻需求疊加可以得到AGC調(diào)頻容量初始值,如式(11)所示。

P=(Pload+ΔPload)-(Penergy-ΔPenergy)-

Pline-PG,plan+ΔPG,plan

(11)

式中:ΔPenergy為新能源預(yù)測(cè)偏差;ΔPG,plan為跟計(jì)劃機(jī)組偏差量。

對(duì)于容量需求計(jì)算中的各個(gè)分量,由于不同電網(wǎng)的特性不同,例如負(fù)荷特性、新能源占比等。各個(gè)分量導(dǎo)致的調(diào)頻需求所占的比重不同,應(yīng)該針對(duì)電網(wǎng)特性引入不同分量的比重系數(shù)。同樣的,對(duì)于負(fù)荷預(yù)測(cè)偏差、新能源預(yù)測(cè)偏差、計(jì)劃模式機(jī)組控制偏差,考慮到各種偏差存在一定的互補(bǔ)性,實(shí)際應(yīng)用時(shí)可根據(jù)電網(wǎng)實(shí)際運(yùn)行結(jié)果和相關(guān)控制評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)對(duì)計(jì)算得到的調(diào)頻容量進(jìn)行再修正。

2.6 AGC調(diào)頻速率需求

為了能夠滿足電網(wǎng)調(diào)控性能的要求,避免出現(xiàn)調(diào)節(jié)時(shí)容量夠但調(diào)節(jié)速率達(dá)不到要求的問題,在調(diào)頻容量的計(jì)算中應(yīng)考慮到偏差分量的變化速率。在每一個(gè)計(jì)算調(diào)頻容量的時(shí)段內(nèi)(以每5 min一個(gè)點(diǎn),每 1 h一個(gè)時(shí)段為例),計(jì)算出該時(shí)段所需調(diào)頻容量的同時(shí),也計(jì)算出該時(shí)段偏差量的變化速率,某時(shí)段AGC調(diào)頻速率需求取該時(shí)段偏差量變化速率的最大值,如式(12)所示。

(12)

式中:Vc為時(shí)段內(nèi)最大的調(diào)頻速率需求;ΔPi,t+Δt為第i個(gè)計(jì)算點(diǎn)t+Δt時(shí)刻的偏差量;ΔPi,t為第i個(gè)計(jì)算點(diǎn)t時(shí)刻的偏差量;Δt為計(jì)算調(diào)頻容量的某個(gè)時(shí)間段。

根據(jù)實(shí)時(shí)計(jì)算所得的每個(gè)時(shí)段調(diào)頻容量需求,在市場(chǎng)中購買調(diào)頻容量時(shí)不僅需要滿足每個(gè)時(shí)段所需的調(diào)頻容量,還要對(duì)提供調(diào)頻服務(wù)的機(jī)組調(diào)節(jié)速率提出一定的要求。保證調(diào)頻容量足夠的同時(shí),調(diào)節(jié)速率也能達(dá)到要求,滿足電網(wǎng)頻率控制的需要。

3 基于考核性能指標(biāo)的調(diào)頻容量再修正

根據(jù)式(11)和式(12)可以得到AGC調(diào)頻的容量需求和速率需求,在市場(chǎng)上購買調(diào)頻服務(wù)后,可根據(jù)電網(wǎng)實(shí)際控制效果、考核性能評(píng)價(jià)指標(biāo)對(duì)調(diào)頻容量的計(jì)算結(jié)果進(jìn)行進(jìn)一步修正[9-10]。下面以國內(nèi)電網(wǎng)廣泛采用的CPS為例說明調(diào)頻容量的修正方式。CPS主要包括CPS1指標(biāo)和CPS2指標(biāo),其中CPS1指標(biāo)主要考察控制區(qū)ACE平均值與頻率偏差平均值之間的關(guān)系,是以1 min的平均值為基準(zhǔn),對(duì)控制區(qū)調(diào)頻速率有比較高的要求;CPS2指標(biāo)考察控制區(qū)ACE的平均值是否滿足給定門檻值的要求,是以10 min的平均值為基準(zhǔn),對(duì)控制區(qū)的調(diào)頻容量和持續(xù)調(diào)節(jié)能力進(jìn)行評(píng)價(jià)。這兩個(gè)指標(biāo)評(píng)價(jià)方式和評(píng)價(jià)對(duì)象各有側(cè)重,因此基于考核性能指標(biāo)對(duì)調(diào)頻容量進(jìn)行修正時(shí)需要分別針對(duì)CPS1和CPS2指標(biāo)進(jìn)行獨(dú)立考慮。

1)首先確定不滿足考核性能指標(biāo)的頻繁程度,對(duì)于任意一個(gè)考核時(shí)段內(nèi),通過統(tǒng)計(jì)過去一段時(shí)間(例如一周)內(nèi)不滿足考核性能指標(biāo)的次數(shù),如果不滿足考核要求的次數(shù)較少,AGC調(diào)頻容量保持不變;如果不滿足考核要求的次數(shù)較多,則需要根據(jù)不滿足考核指標(biāo)情況進(jìn)行對(duì)應(yīng)的修正。

2)當(dāng)該時(shí)段內(nèi)出現(xiàn)不滿足考核要求的次數(shù)較多時(shí),如果是CPS1指標(biāo)不滿足考核指標(biāo)要求,由于CPS1指標(biāo)對(duì)控制區(qū)調(diào)頻機(jī)組的調(diào)節(jié)容量和調(diào)節(jié)速率要求比較高,CPS1指標(biāo)不滿足要求應(yīng)立即對(duì)調(diào)頻容量進(jìn)行修正,修正方式如式(13)所示,修正系數(shù)λ可以取0.1。

ΔP=λP

(13)

3)如果是CPS2指標(biāo)βCPS2不滿足考核指標(biāo)要求,由于CPS2指標(biāo)考核的是控制偏差的平均值,在修正時(shí)可以根據(jù)不滿足考核指標(biāo)的程度進(jìn)行相應(yīng)的修正。

如果式(14)條件滿足,則說明調(diào)頻容量不滿足考核指標(biāo)要求的程度不嚴(yán)重,在修正調(diào)頻容量需求時(shí),可適當(dāng)增加調(diào)頻容量需求,例如λ可取為0.05。

L10<|βCPS2|<2L10

(14)

式中:L10為控制區(qū)ACE在10 min的平均值限值。

如果式(15)條件滿足,則表示電網(wǎng)調(diào)頻容量嚴(yán)重不足,需要增加AGC調(diào)頻容量, AGC調(diào)頻容量的修正方式如式(16)所示。

|βCPS2|≥2L10

(15)

ΔP=max(2L10,0.1P)

(16)

4)如果在任意一個(gè)考核時(shí)段內(nèi),從未出現(xiàn)不滿足考核指標(biāo)的情況,說明AGC調(diào)頻容量可能存在冗余,可相應(yīng)地減少AGC容量(例如λ取-0.01)然后再對(duì)修正后的AGC調(diào)頻容量進(jìn)行評(píng)價(jià),循環(huán)修正。

綜上所述,AGC調(diào)頻容量實(shí)時(shí)計(jì)算方法的算法流程如圖3所示。

圖3 AGC調(diào)頻容量計(jì)算算法流程圖Fig.3 Flow chart of AGC frequency modulation capacity calculation algorithm

4 算例分析

南方某省級(jí)電網(wǎng)負(fù)荷特性復(fù)雜,表現(xiàn)為負(fù)荷峰谷差大、變化速率大、新能源接入較少等特點(diǎn)。對(duì)該電網(wǎng)某天機(jī)組實(shí)際控制結(jié)果數(shù)據(jù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析,將每天分為48個(gè)時(shí)段(30 min為一個(gè)計(jì)算間隔),附錄A圖A2和圖A3分別為每個(gè)時(shí)間段內(nèi)AGC調(diào)頻機(jī)組的上、下調(diào)頻次數(shù)和上、下調(diào)頻深度情況,并將其與一天的負(fù)荷變化情況進(jìn)行對(duì)比。

從附錄A圖A2和圖A3中可以得出,機(jī)組上、下調(diào)次數(shù)和深度的基本走勢(shì)與負(fù)荷趨勢(shì)相近。在早高峰(06:00—09:00)時(shí)間段，負(fù)荷處于爬坡階段,機(jī)組上調(diào)深度明顯更大; 在中午(11:00—13:00)時(shí)間段,負(fù)荷水平下降,機(jī)組下調(diào)深度大;在負(fù)荷平穩(wěn)階段,總體調(diào)頻深度比較小。因此,在輔助服務(wù)市場(chǎng)化后,應(yīng)根據(jù)不同時(shí)段負(fù)荷波動(dòng)的情況實(shí)時(shí)購買調(diào)頻容量以滿足安全性、經(jīng)濟(jì)性要求。

同樣的,對(duì)華北某省級(jí)電網(wǎng)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析,該電網(wǎng)負(fù)荷峰谷差比較小，但新能源裝機(jī)容量比例較大,并網(wǎng)的新能源總?cè)萘窟_(dá)到該電網(wǎng)裝機(jī)總?cè)萘康?5%左右?；谠撾娋W(wǎng)某日機(jī)組實(shí)際控制結(jié)果數(shù)據(jù),每天分48個(gè)時(shí)段(30 min為計(jì)算間隔),附錄A 圖A4和圖A5分別為每個(gè)時(shí)段機(jī)組上、下調(diào)次數(shù)和上、下調(diào)節(jié)深度情況。

由于該電網(wǎng)負(fù)荷較平穩(wěn),但新能源出力比例較大,在凌晨(00:00—06:00)時(shí)段,由于新能源出力較大,新能源出力的波動(dòng)性和低預(yù)測(cè)性使得AGC調(diào)頻容量需求反而比爬坡階段更大。因此,針對(duì)這類電網(wǎng)新能源預(yù)測(cè)偏差是AGC調(diào)頻容量需求計(jì)算最重要的部分。

利用本文提出的計(jì)算方法計(jì)算華北某電網(wǎng)一天中每小時(shí)所需的AGC調(diào)頻容量,計(jì)算用時(shí)不超過5 s,考慮到該電網(wǎng)負(fù)荷波動(dòng)不大,新能源出力較大,因此取負(fù)荷變化分量、負(fù)荷預(yù)測(cè)偏差分量的比重系數(shù)為0.8；取新能源出力分量比重系數(shù)為0.9,新能源預(yù)測(cè)偏差分量比重系數(shù)為1；聯(lián)絡(luò)線分量及機(jī)組出力分量比重系數(shù)取為1。每個(gè)時(shí)段各個(gè)分量的調(diào)頻需求計(jì)算結(jié)果見附錄A表A1,計(jì)算各時(shí)段調(diào)頻需求結(jié)果如圖4所示。

圖4 每小時(shí)所需的AGC調(diào)頻容量Fig.4 AGC frequency modulation capacity per hour

基于發(fā)用電平衡角度滾動(dòng)計(jì)算電網(wǎng)的AGC調(diào)頻容量需求,一天中系統(tǒng)在凌晨06:00時(shí)所需的最大AGC調(diào)頻容量為2 435.057 MW,目前該電網(wǎng)實(shí)際投入的AGC 調(diào)頻容量約3 500 MW。因此,采用本方法可以較為準(zhǔn)確地預(yù)測(cè)系統(tǒng)所需的調(diào)頻容量,避免冗余購買而造成資源浪費(fèi),提高了系統(tǒng)運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性。

5 結(jié)語

本文從電網(wǎng)發(fā)用電平衡的角度出發(fā),綜合考慮負(fù)荷預(yù)測(cè)、新能源功率波動(dòng)、聯(lián)絡(luò)線交換計(jì)劃、機(jī)組發(fā)電計(jì)劃等多種因素,分別計(jì)算出影響電網(wǎng)功率平衡的各種分量,最終得到系統(tǒng)所需的AGC調(diào)頻容量。然后再針對(duì)實(shí)際運(yùn)行中不滿足考核指標(biāo)的情況,利用CPS指標(biāo)對(duì)計(jì)算結(jié)果進(jìn)行修正,得到更為合理的AGC調(diào)頻容量需求。不僅保障了電網(wǎng)頻率的安全穩(wěn)定,同時(shí)避免了資源浪費(fèi),提高了輔助服務(wù)市場(chǎng)的經(jīng)濟(jì)性。并以華北某電網(wǎng)為例,計(jì)算出該電網(wǎng)所需的AGC調(diào)頻容量,與目前實(shí)際投入的容量作對(duì)比,證實(shí)了該方法的有效性。

為保證算法的實(shí)時(shí)性,本文在新能源預(yù)測(cè)偏差方面并沒有利用聚類分析等復(fù)雜算法,在新能源預(yù)測(cè)偏差計(jì)算精度方面還存在不足。另外,調(diào)頻容量中各計(jì)算分量權(quán)重系數(shù)合理設(shè)置方法、調(diào)頻容量需求實(shí)時(shí)計(jì)算、調(diào)頻服務(wù)市場(chǎng)和AGC控制閉環(huán)策略還有待進(jìn)一步研究。

附錄見本刊網(wǎng)絡(luò)版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。

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