CN103390905B - 一种考虑风电接纳的多元能源自动发电控制方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及电力系统领域，具体涉及一种考虑风电接纳的多元能源自动发电控制方法。该方法将机组按照不同的AGC调节性能和机组类型分类，并结合负荷预测结果划分负荷变化趋势（上升/下降/平稳），计算当前区域控制偏差ACE的大小并确定其所属区间（死区/帮助区/次紧急区/紧急区），根据负荷趋势和ACE的不同，采用不同的AGC调节策略；本发明对全部机组进行分类，各类机组协调配合，实施水火风联合的自动发电控制，充分挖掘系统有功频率调节能力，降低了系统的调频备用，在保证控制质量的同时，实现了多接纳风电出力的目的。
Description
技术领域
本发明涉及电力系统领域，具体涉及一种考虑风电接纳的多元能源自动发电控制方法。
背景技术
随着经济的快速发展和人民生活水平的不断提高，国家和社会对电力的需求也不断增大。由于传统以火电为主的发电技术在资源和环境两方面的巨大压力，以风电为代表的清洁能源发电技术已经成为电力工业发展的热点。大规模风电的接入对电网的稳定和控制提出了更高的要求。由于风电具有较强的随机性，这就造成了风电出力变化的波动性特征。而电力系统运行需要保证发电和负荷的实时平衡，随着风电接入比例的不断增大，系统的有功平衡难度也随之上升。
目前电网调度部门通过自动发电控制（Automatic Generation Control，AGC）系统对各AGC机组的出力进行调整，维持系统发电和负荷的动态平衡，保证系统频率和联络线功率为给定值。传统的控制策略主要是根据不同的控制方式（恒定频率控制、恒定联络线交换功率控制、频率和联络线偏差控制）计算区域控制偏差（Area Control Error，ACE），进而计算区域调节功率并将其分配给各AGC机组实施闭环控制。
在富含风电的区域，调度部门通过AGC系统进行有功功率控制时，通常采用两种方法。一种方法是让风电机组跟踪计划，不参与AGC调节。此时只调节常规的水、火电机组，将风电出力当成一种“负的”负荷。这种方法没有充分发挥风电机组的调节能力，需水、火电机组的保留充足的调频备用，在增加电网有功负荷平衡难度的同时，还增加了电网的运行成本。另一种方法是将风电机组按照常规的水、火电机组建模，将风电机组当成一种“类常规”机组，然后采用传统的控制策略进行调节。这种方法没有考虑风电机组的性能，更缺乏各种能源的协调配合，无法实现多接纳风电的目的，也无法从本质上解决风电的不确定性给电网有功频率调节带来的影响。
发明内容
针对现有技术的不足，本发明的目的是提供一种考虑风电接纳的多元能源自动发电控制方法，该方法分析各种电源的机组AGC调节性能，并结合机组类型将机组进行分类。根据系统负荷预测结果划分全天负荷变化趋势，辨识负荷上升、下降、平稳的各时段。在不同的负荷变化时段采用不同的控制方法，实现多元能源的协调配合，在提高有功频率控制质量的同时，最大限度的多接纳风电出力。
本发明的目的是采用下述技术方案实现的：
本发明提供一种考虑风电接纳的多元能源自动发电控制方法，其改进之处在于，所述方法将机组按照不同的自动发电控制AGC调节性能和机组类型分类，并结合负荷预测结果划分负荷变化趋势，计算当前区域控制偏差ACE的大小并确定其所属区间，根据负荷趋势和区域控制偏差ACE的不同，采用不同的自动发电控制AGC策略；
所述方法包括下述步骤：
A、根据机组AGC调节性能和机组类型将其分类；
B、确定电网负荷变化趋势；
C、确定当前时刻区域控制偏差ACE所属区间；
D、生成多元能源协调控制策略并进行自动发电控制。
在不同时段采用不同的控制策略协调水火风进行自动发电控制。
本发明提供的一种优选的技术方案是，所述步骤A中，所述机组自动发电控制AGC调节性能指的是机组响应自动发电控制AGC指令的速度；多元能源机组类型包括水电机组、火电机组和风电机组。
本发明提供的第二优选的方案是，所述步骤A中，将水电机组和火电机组划为一个整体，称之为“常规机组”，再根据调节性能的好坏进行分类，将全部机组分为：优常规机组，简称“优常”；次常规机组，简称“次常”以及风电三类。
本发明提供的第三优选的方案是，，所述步骤B包括：读取能量管理系统EMS的短期系统负荷预测结果，滤除负荷波动；根据负荷变化趋势将一天中的24小时划分为数个时段，确定所述数个时段负荷变化趋势。
本发明提供的第四优选的方案是，，所述短期系统负荷预测指的是预测全网24小时特定时刻的负荷结果；负荷变化趋势包括上升、下降、平稳三趋势；所述数个时段为4至6个时段。
本发明提供的第五优选的方案是，，所述步骤C中，计算区域控制偏差ACE采用频率和联络线偏差控制方式，所述频率和联络线偏差控制是指同时维持频率和联络线交换功率恒定；
计算区域控制偏差ACE表达式如下：
ACE＝10B(f-f0)+(P-P0) ①；
其中：B—区域频率偏差系数，取正值，单位为MW/0.1HZ；
f—实测频率，单位为HZ；
f0—额定频率，单位为HZ；
P—区域联络线实际潮流功率之和，单位为MW；
P0—区域计划净交换功率，单位为MW；
根据区域控制偏差ACE的大小划分区间，分为死区、帮助区、次紧急区和紧急区；
当区域控制偏差ACE<0称为电力系统处于“欠出力”状态，当区域控制偏差ACE>0称为电力系统处于“过出力”状态。
本发明提供的第六优选的方案是，，所述步骤D中，在不同时段采用不同的控制策略协调水火风进行自动发电控制，包括下述步骤：
（1）当负荷处于上升趋势时，区域控制偏差ACE<0，增加机组出力；以“次常”机组跟踪负荷变化趋势，即结合超短期系统负荷预测结果，以5分钟为周期进行超前控制；所述超短期系统负荷预测意指预测未来5分钟电网的负荷值；以风电机组和“优常”机组跟踪区域控制偏差ACE的变化，在风电机组有向上调节能力时，优先增加风电机组出力；
（2）当负荷处于平稳趋势时，电力系统负荷变化不明显或变化缓慢；控制策略是多接纳风电机组出力，“优常”机组跟踪区域控制偏差ACE变化并将其出力调整在最优运行区域，“次常”机组作为储备，或与风电机组和“优常”机组的出力进行置换，实现多接纳风电出力，并使“优常”机组处于在最优运行区域；
（3）当负荷处于下降趋势时，减小机组出力跟踪负荷变化；以“优常”机组负责跟踪区域控制偏差ACE的变化；“次常”机组负责跟踪负荷下降趋势；当“优常”机组调节能力不足时，“次常”机组参与区域控制偏差ACE的调节；风电机组的优先级放在最后：即当“优常”和“次常”机组无调节能力时，风电机组响应下降的区域控制偏差ACE；遇到增加区域控制偏差ACE的情况时，优先增加风电机组的出力。
本发明提供的第七优选的方案是，，所述步骤（1）包括下述步骤：
a、当区域控制偏差ACE处于死区时，无论其正负，若风电机组有向上调节能力时，增加风电机组出力，同时保证调节量不使区域控制偏差ACE超出死区范围，“优常”机组和“次常”机组均不参与调节；
b、当区域控制偏差ACE处于非紧急区时，若当区域控制偏差ACE<0，优先增加风电机组出力，若风电向上调节能力不足时，剩余部分由“优常”机组承担；若仍无法满足当区域控制偏差ACE的调节需求，“次常”机组加入到当区域控制偏差ACE调节中来，承担其余部分的调节；
当区域控制偏差若ACE>0，降低自动发电控制AGC出力，以“优常”机组调节当区域控制偏差ACE；
c、当区域控制偏差ACE处于紧急区时，电网功率缺额大，以安全性为目标，无论当区域控制偏差ACE的正负，所有自动发电控制AGC强制按调节速度的高低排序并分配调节功率，将系统频率和联络线功率偏差调整到合理的范围内（频率合理范围限定在额定频率的±0.2%；联络线功率合理范围限定在联络线功率计划值的±0.5%）。
本发明提供的第八优选的方案是，，所述步骤（2）包括下述步骤：
I、当区域控制偏差ACE处于死区时，无论其正负，以“次常”机组的出力置换“优常”机组和风电机组的出力，使“优常”机组向最优运行区域靠拢，使风电机组在有风的时候增加出力；
II、当区域控制偏差ACE处于非紧急区时，若当区域控制偏差ACE<0，优先增加风电机组出力，若风电机组向上调节能力不足时，剩余部分由“优常”机组承担；若仍无法满足区域控制偏差ACE的调节需求，“次常”机组加入到区域控制偏差ACE调节中来，承担其余部分的调节；
若当区域控制偏差ACE>0，优先降低运行在最优上限之上的“优常”机组出力，若其向下调节能力不足时，其它“优常”机组参与调节，若全部的“优常”机组仍无法满足区域控制偏差ACE的调节时，再依次考虑由“次常”机组和风电机组承担剩余部分的调节；
III、当区域控制偏差ACE处于紧急区时，电网功率缺额较大，以安全性为目标，无论区域控制偏差ACE的正负，所有自动发电控制AGC机组强制按调节速度的高低排序并分配调节功率，将频率和联络线功率偏差调整到合理的范围内（频率合理范围限定在额定频率的±0.2%；联络线功率合理范围限定在联络线功率计划值的±0.5%）。
本发明提供的第九优选的方案是，，所述步骤（3）包括下述步骤：
<1>当区域控制偏差ACE处于死区时，若区域控制偏差ACE<0，若风电机组有向上调节能力时，增加风电机组出力，同时避免使调节后的区域控制偏差ACE跨出死区，“优常”机组和“次常”机组均不参与调节；
若区域控制偏差ACE>0，所有自动发电控制AGC机组都不调节；
<2>当区域控制偏差ACE处于非紧急区时，若区域控制偏差ACE<0，增加自动发电控制AGC出力，以风电机组和“优常”机组调节区域控制偏差ACE，优先增加风电机组出力，若风电机组向上调节能力不足时，剩余的部分由“优常”机组承担；
若区域控制偏差ACE>0，降低自动发电控制AGC机组出力，优先降低“优常”机组出力，若其向下调节能力不足时，剩余的部分由“次常”机组承担；若仍无法满足调节需求，由风电机组承担其余部分的调节；
<3>当区域控制偏差ACE处于紧急区时，电网功率缺额较大，以安全性为目标，无论区域控制偏差ACE的正负，所有自动发电控制AGC机组强制按调节速度的高低排序并分配调节功率，将频率和联络线功率偏差调整到合理的范围内（频率合理范围限定在额定频率的±0.2%；联络线功率合理范围限定在联络线功率计划值的±0.5%）。
本发明提供的第十优选的方案是，，所述步骤（2）中最优运行区域意指当自动发电控制AGC机组运行在该区域时，机组的经济性能最好，并且保留上、下调节裕度，所述上、下调节裕度均保持在30%-40%。
与现有技术比，本发明达到的有益效果是：
1、本发明提供的自动发电控制方法根据机组AGC调节性能和机组类型，对全部机组进行分类，各类机组协调配合，实施水火风联合的自动发电控制，充分挖掘系统有功频率调节能力，降低了系统的调频备用，在保证控制质量的同时，实现了多接纳风电出力的目的；
2、本发明提供的自动发电控制方法根据短期系统负荷预测结果划分负荷变化趋势，辨识全天负荷上升/下降/平稳的各时段，在不同的时段采用不同的控制策略，负荷上升阶段尽量多接纳风电出力，以“优常”机组响应ACE的变化，以“次常”机组跟踪负荷增长的变化；负荷平稳阶段以“优常”机组响应ACE的变化，以“次常”机组置换风电机组和“优常”机组的出力；负荷下降阶段以“优常”机组响应ACE的变化，以“次常”机组跟踪负荷下降的变化，并尽量减少弃风。
附图说明
图1是本发明提供的考虑风电接纳的多元能源自动发电控制方法的流程图；
图2是本发明提供的负荷变化趋势的示意图；
图3是本发明提供的机组最优运行区域图；
图4是传统控制策略下的频率偏差绝对值分布图；
图5是传统控制策略下的联络线功率偏差绝对值分布图；
图6是本发明提供的控制策略下的频率偏差绝对值分布图
图7是本发明提供的控制策略下的联络线功率偏差绝对值分布图；
图8是本发明提供的不同控制策略下的电网风电发电曲线图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明的具体实施方式作进一步的详细说明。
本发明提供的考虑风电接纳的多元能源自动发电控制方法的流程图如图1所示，该方法将机组按照不同的自动发电控制AGC调节性能和机组类型分类，并结合负荷预测结果划分负荷变化趋势（上升、下降、平稳），计算当前区域控制偏差ACE的大小并确定其所属区间（死区、帮助区、次紧急区、紧急区），根据负荷趋势和ACE的不同，采用不同的AGC调节策略；所述负荷变化时段，上升通常是一天中的6点～9点、13点～15点；下降通常是一天中的0点～6点、21点～24电；平稳通常是一天中的9点～13点、15点～21点；所述区域控制偏差ACE区间，死区（如-40WM～40WM）、帮助区（40WM～80WM、-80WM～-40WM）、次紧急区（80WM～120WM、-120WM～-80WM）、紧急区（120WM以上、-120WM以下）。
所述方法包括下述步骤：
A、根据机组AGC调节性能和机组类型将其分类：
机组AGC调节性能指的是机组响应自动发电控制AGC指令的速度；多元能源机组类型包括水电机组、火电机组和风电机组。
在对AGC机组分类时必须对AGC机组的调节性能进行深入的分析，根据AGC机组的调节性能差异进行分类。机组的调节速度是调节性能的重要体现，通常水电机组和风电机组的AGC调节速度明显高于火电机组，而火电机组内部大型火电机组调节性能也明显高于小型火电机组。从机组类型而言，风电是清洁能源的代表，应尽量减少弃风；水电和火电是常规能源，水电机组大多有水库等储能装置，可以将多余的水可以进行储存；火电机组的排放会对环境造成污染，应减少火电机组的出力。综合AGC机组的调节性能和机组类型，将机组分为三类，风电机组单独作为一类，而在常规能源中，将水电机组和调节性能好的火电机组分为一类，称为“优常”机组，将调节性能较差的火电机组作为一类，称为“次常”机组。
B、确定电网负荷变化趋势：
电力系统的日负荷在不同时段的变化规律有所差异，负荷变化的速率和变化幅度不同，系统的调整需求也不一样，因此AGC机组在不同的负荷时段应采取不同的控制策略。典型地，一天的负荷变化具有明显的峰谷特征（两峰两谷或三峰三谷）。因此利用短期负荷预测结果，过滤小幅的负荷波动，辨识一天内负荷的大致变化趋势，将一天24小时时间划分为多个时段（4至6个时段）。
负荷上升时段，电网负荷处于持续向上爬坡的状态，发电功率需求不断增长。靠调节少量自动发电控制AGC的出力是无法平衡的，所以负荷上升时段，自动发电控制的主要任务是调用“次常”机组跟踪负荷增长，调用“优常”机组应对快速的负荷变化，并在有风的时候尽可能的优先增加风电机组出力，将频率和联络线功率偏差控制在允许范围内。
负荷平稳时段，电网负荷变化缓慢，发电功率需求不大，无需调用大量机组就能将系统频率和联络线功率偏差控制在允许范围内。由于此时小幅的负荷波动较快，且方向不固定，所以调用“优常”机组跟踪负荷波动，在需要增加出力的时候将风电机组的优先级置为最高，在需要减出力的时候将风电机组的优先级置为最低。另外，“优常”机组在经过负荷上升（或下降）的过程中，由于调节量较大，可能已经偏离了最优运行区域。所述最优运行区域意指当机组运行在该区域时，机组的经济性能最好，并且保留有一定的上、下调节裕度。此时应以“次常”机组出力置换“优常”机组出力，使其向最优运行区域靠拢。另外，风资源充沛的时候，也应以“次常”机组出力置换风电机组出力，尽可能多的接纳风电出力。
负荷下降时段，电网负荷处于持续向下滑坡的状态，发电功率需求不断减小。靠调节少量自动发电控制AGC的出力是无法平衡的，所以负荷下降时段，自动发电控制的主要任务是调用“次常”机组跟踪负荷滑坡，调用“优常”机组应对快速的负荷变化，并将风电的优先级排在最后，只有其他类型机组无调节能力时才降低风电机组出力，但当此过程中有增加出力的需求时，优先考虑风电机组。
电网负荷变化趋势与有功频率调节有着紧密的联系。由于地区电网能量管理系统(EnergyManagement System，EMS)实现短期系统负荷预测功能，能够提供高质量的负荷预测结果。所以，本发明的AGC系统与短期系统负荷预测相结合。
步骤B包括：
首先读取地区电网能量管理系统EMS系统提供的短期系统负荷预测结果，滤除小幅的负荷波动，根据负荷变化趋势上升、下降或平稳将一天24小时划分为数个时段，确定每个时段负荷的变化趋势。如果当天的负荷波形为3个波峰3个波谷，就是6个时段；如果是2个波峰2个波谷，就是4个时段，通常一天的负荷波形最少为2峰2谷，最多为3峰3谷，所以数个时段为4到6个时段。全天电网负荷变化趋势如2图所示，表示负荷下降阶段；表示负荷上升阶段；表示负荷平稳阶段。
C、确定当前时刻区域控制偏差ACE所属区间：
在负荷上升、下降、平稳的各个时段实时计算当前ACE，计算方法根据控制方式的不同有所区别。在实际应用中通常采用频率和联络线偏差控制方式，计算区域控制偏差ACE表达式如下：
ACE＝10B(f-f0)+(P-P0) ①；
其中：B—区域频率偏差系数，取正值，单位为MW/0.1HZ；
f—实测频率，单位为HZ；
f0—额定频率，单位为HZ；
P—区域联络线实际潮流功率之和，单位为MW；
P0—区域计划净交换功率，单位为MW；
根据ACE的大小划分区间，分为死区（如-40～40）、帮助区（40～80、-80～-40）、次紧急区（80～120、-120～-80）、紧急区（120以上、-120以下）。
当区域控制偏差ACE<0称为电力系统处于“欠出力”状态，当区域控制偏差ACE>0称为电力系统处于“过出力”状态。
再利用ACE计算区域调节功率，计算表达式ΔP＝-k∫(ACE)dt，其中k为调节系数，该系数随ACE所属区间的变化而有所不同，最后将区域调节功率ΔP分配给各AGC机组。
D、生成多元能源协调控制策略并进行自动发电控制：
在不同时段采用不同的控制策略协调水火风进行自动发电控制，包括下述步骤：
步骤（1）：在负荷上升阶段，电网负荷有较长时间的持续增长，通常此时ACE<0，需要增加机组出力。此时以“次常”机组跟踪负荷变化趋势，即结合超短期系统负荷预测结果，以5分钟为周期进行超前控制。所述超短期系统负荷预测意指预测未来5分钟电网的负荷值。以风电机组和“优常”机组跟踪ACE的快速变化，在风电机组有向上调节能力时，优先增加风电机组出力，具体如下：
a、当ACE处于死区时，无论其正负，此时若风电机组有向上调节能力时，增加风电机组出力，同时保证调节量不使ACE超出死区范围，而“优常”机组和“次常”机组都不参与调节；
b、当ACE处于非紧急区时，若ACE<0，此时优先增加风电机组出力，若风电向上调节能力不足时，剩余的部分由“优常”机组承担。若仍无法满足ACE的调节需求，“次常”机组加入到ACE调节中来，承担其余部分的调节。若ACE>0，此时应该降低机组出力，由于系统负荷在整体趋势上仍处于上升阶段，所以此时的过出力状态多是由于负荷波动或“次常”机组超调造成的。此时无需调用大量发电机组就可以将系统频率和联络线功率偏差控制在允许范围内。此时以“优常”机组调节ACE即可，尽量避免调用风电机组和“次常”机组，以免发生不必要的“弃风”现象，以及当ACE快速变负时“次常”机组的反向调节。
c、当ACE处于紧急区时，说明电网功率缺额较大，此时应以安全性为目标，无论ACE的正负，所有机组强制按调节速度的高低排序并分配调节功率，快速将系统频率和联络线功率偏差调整到合理的范围内。
步骤（2）：在负荷平稳阶段，由于负荷快速随机波动的影响，此时的ACE正负方向不固定，且呈现振荡状态。但负荷总体上变化缓慢，系统功率需求不大，此时只需利用“优常”机组和风电机组就可以将ACE控制在允许范围内，增加出力时以风电优先，降低出力时风电机组尽量不参与调节。另外，考虑到该阶段调节ACE的压力不大，可以利用“次常”机组的出力置换风电机组的出力，在有风的情况下尽量增加风电机组出力，同时等幅度减少“次常”机组出力。为使“优常”机组具备一定的上、下调节裕度，并保持良好的经济运行性能，通常希望其处于最优运行区域。如图3所示，C点在最优运行区域内，A点和B点最优运行区域外。所以可利用“次常”机组的出力置换“优常”机组的出力，使其向最优运行区域靠拢，最优运行区域意指当机组运行在该区域时，机组的经济性能最好，并且保留有一定的上、下调节裕度。具体如下：
I、当ACE处于死区时，无论其正负，此时用“次常”机组的出力置换“优常”机组和风电机组的出力，使“优常”机组向最优运行区域靠拢，使风电机组在有风的时候尽可能多的增加出力；
II、当ACE处于非紧急区时，若ACE<0，此时优先增加风电机组出力，若风电向上调节能力不足时，剩余的部分由“优常”机组承担。若仍无法满足ACE的调节需求，“次常”机组加入到ACE调节中来，承担其余部分的调节。一般地，由风电机组和“优常”机组即可满足ACE的调节需求，在对“优常”机组的选择上，应首先选择运行在最优下限之下的机组，使其向最优允许区域靠拢；对于运行在最优上限之上的“优常”机组，此时可在满足ACE调节的基础上，用“次常”机组的出力置换其出力，使其接近于最优运行区域。
若ACE>0，此时应该优先降低运行在最优上限之上的“优常”机组出力，若其向下调节能力不足时，其它“优常”机组也要参与调节，若全部的“优常”机组仍无法满足ACE的调节时，再依次考虑由“次常机组”和风电机组承担剩余部分的调节；一般地，由运行在最优上限之上的“优常”机组即可实时跟踪ACE，所以可在满足ACE调节需求的基础上，用“次常”机组的出力置换运行在最优下限之下的“优常”机组出力，而在此过程中始终将减少风电机组出力的优先级置为最低。
III、当ACE处于紧急区时，说明电网功率缺额较大，此时应以安全性为目标，无论ACE的正负，所有机组强制按调节速度的高低排序并分配调节功率，快速将频率和联络线功率偏差调整到合理的范围内。
步骤（3）：在负荷下降阶段，电网负荷有较长时间的持续滑坡，通常此时ACE>0，需要减少机组出力。此时仍以“次常”机组跟踪负荷变化趋势，即结合超短期系统负荷预测结果，以5分钟为周期进行超前控制。以“优常”机组和风电机组跟踪ACE的快速变化，风电机组在降低出力时优先级最低，在增加出力时优先级最高，具体如下：
<1>当ACE处于死区时，若ACE<0，此时若风电机组有向上调节能力时，增加风电机组出力，同时避免使调节后的ACE接近于死区上限，更不能使ACE跨出死区，而“优常”机组和“次常”机组都不参与调节；若ACE>0，此时所有机组都不调节，以免由于负荷的滑坡导致ACE向迅速增大；
<2>ACE处于非紧急区时，若ACE<0，此时应该增加机组出力，由于电网负荷在整体趋势上仍处于下降阶段，所以此时的“欠出力”状态多是由于负荷波动或“次常”机组超调造成的。此时无需调用大量发电机组就可以将系统频率和联络线功率偏差控制在允许范围内。此时以风电机组和“优常”机组调节ACE即可，此时优先增加风电机组出力，若风电机组向上调节能力不足时，剩余的部分由“优常”机组承担。尽量避免动用“次常”机组，以避免当ACE反号导致成反向调节现象。若ACE>0，此时需要降低机组出力，优先降低“优常”机组出力，若其向下调节能力不足时，剩余的部分由“次常”机组承担。若仍无法满足调节需求，由风电机组承担其余部分的调节。
<3>当ACE处于紧急区时，说明电网功率缺额较大，此时应以安全性为目标，无论ACE的正负，所有机组强制按调节速度的高低排序并分配调节功率，快速将频率和联络线功率偏差调整到合理的范围内。
实施例
以某省级电网模型为例，验证本发明方法的正确性。电网模型中水电占13%、火电占70%、风电占17%，并全部参与AGC调节。将全部的AGC机组分为三个类，风电机组单独作为一类；火电机组中有20%的机组调节性能较好，它们与水电机组一起作为“优常”机组；其余的火电机组作为“次常”机组。三类机组的占比如表1所示：
表1各类机组比例
| 机组类型 | 占比 |
| 风电 | 17％ |
| 优常 | 27％ |
| 次常 | 56％ |
日负荷预测曲线如图2所示，计算ACE的相关参数如表2所示：
表2ACE计算相关参数
| 系数名称 | 常数值 |
| 区域频率偏差系数B | 299 |
| 额定频率f0 | 50 |
| 区域计划净交换功率P0 | 1400 |
区域调节功率的计算与ACE所属区间相关，不同区间的调节系数k不同，如表3所示：
表3调节系数k值
采取传统控制策略，即不对各种电源进行分类，并将风电机组视为“类常规”机组，与水、火电机组共同参与AGC调节，其控制后的频率偏差和联络线功率偏差如图4和图5所示。
采用本发明提供的控制策略，其控制后的频率偏差和联络线功率偏差如图6和图7所示。
分别对比图4和图6、以及图5和图7可见，本发明控制策略能明显提高系统频率质量，并减少联络线偏差。
另外从接纳风电能力的角度而言，分别采用传统控制策略和本发明提供的控制策略，对比全天电网风力发电结果如图8所示。虚线曲线为采用传统控制策略下的风电出力、实线曲线为采用本发明控制策略下的风电出力，明显可见本发明控制策略可有效提高风电接纳能力。
综上所述，本发明提出的水火风协调自动发电控制方法，按负荷预测结果自动划分负荷变化趋势，根据不同的负荷变化时段和电网运行状态采用不同的控制策略，在提高有功频率控制品质的同时，实现了多接纳风电出力的目的，体现了控制的前瞻性和智能性。
最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。
Claims (9)
1.一种考虑风电接纳的多元能源自动发电控制方法，其特征在于，所述方法将机组按照不同的自动发电控制AGC调节性能和机组类型分类，并结合负荷预测结果划分负荷变化趋势，计算当前区域控制偏差ACE的大小并确定其所属区间，根据负荷趋势和区域控制偏差ACE的不同，采用不同的自动发电控制AGC策略；
所述方法包括下述步骤：
A、根据机组AGC调节性能和机组类型将其分类；
所述步骤A中，将水电机组和火电机组划为一个整体，称之为“常规机组”，再根据调节性能的好坏进行分类，将全部机组分为：优常规机组，简称“优常”；次常规机组，简称“次常”以及风电三类；
B、确定电网负荷变化趋势；
C、确定当前时刻区域控制偏差ACE所属区间；
D、生成多元能源协调控制策略并进行自动发电控制；
所述步骤D中，在不同时段采用不同的控制策略协调水火风进行自动发电控制，包括下述步骤：
(1)当负荷处于上升趋势时，区域控制偏差ACE<0，增加机组出力；以“次常”机组跟踪负荷变化趋势，即结合超短期系统负荷预测结果，以5分钟为周期进行超前控制；所述超短期系统负荷预测意指预测未来5分钟电网的负荷值；以风电机组和“优常”机组跟踪区域控制偏差ACE的变化，在风电机组有向上调节能力时，优先增加风电机组出力；
(2)当负荷处于平稳趋势时，电力系统负荷变化不明显或变化缓慢；控制策略是多接纳风电机组出力，“优常”机组跟踪区域控制偏差ACE变化并将其出力调整在最优运行区域，“次常”机组作为储备，或与风电机组和“优常”机组的出力进行置换，实现多接纳风电出力，并使“优常”机组处于在最优运行区域；
(3)当负荷处于下降趋势时，减小机组出力跟踪负荷变化；以“优常”机组负责跟踪区域控制偏差ACE的变化；“次常”机组负责跟踪负荷下降趋势；当“优常”机组调节能力不足时，“次常”机组参与区域控制偏差ACE的调节；风电机组的优先级放在最后：即当“优常”和“次常”机组无调节能力时，风电机组响应下降的区域控制偏差ACE；遇到增加区域控制偏差ACE的情况时，优先增加风电机组的出力。
2.如权利要求1所述的多元能源自动发电控制方法，其特征在于，所述步骤A中，所述机组自动发电控制AGC调节性能指的是机组响应自动发电控制AGC指令的速度；多元能源机组类型包括水电机组、火电机组和风电机组。
3.如权利要求1所述的多元能源自动发电控制方法，其特征在于，所述步骤B包括：读取能量管理系统EMS的短期系统负荷预测结果，滤除负荷波动；根据负荷变化趋势将一天中的24小时划分为数个时段，确定所述数个时段负荷变化趋势。
4.如权利要求3所述的多元能源自动发电控制方法，其特征在于，所述短期系统负荷预测指的是预测全网24小时特定时刻的负荷结果；负荷变化趋势包括上升、下降、平稳三趋势；所述数个时段为4至6个时段。
5.如权利要求1所述的多元能源自动发电控制方法，其特征在于，所述步骤C中，计算区域控制偏差ACE采用频率和联络线偏差控制方式，所述频率和联络线偏差控制是指同时维持频率和联络线交换功率恒定；
计算区域控制偏差ACE表达式如下：
ACE＝10B(f-f0)+(P-P0) ①；
其中：B—区域频率偏差系数，取正值，单位为MW/0.1HZ；
f—实测频率，单位为HZ；
f0—额定频率，单位为HZ；
P—区域联络线实际潮流功率之和，单位为MW；
P0—区域计划净交换功率，单位为MW；
根据区域控制偏差ACE的大小划分区间，分为死区、帮助区、次紧急区和紧急区；
当区域控制偏差ACE<0称为电力系统处于“欠出力”状态，当区域控制偏差ACE>0称为电力系统处于“过出力”状态。
6.如权利要求1所述的多元能源自动发电控制方法，其特征在于，所述步骤(1)包括下述步骤：
a、当区域控制偏差ACE处于死区时，无论其正负，若风电机组有向上调节能力时，增加风电机组出力，同时保证调节量不使区域控制偏差ACE超出死区范围，“优常”机组和“次常”机组均不参与调节；
b、当区域控制偏差ACE处于帮助区或次紧急区时，若当区域控制偏差ACE<0，优先增加风电机组出力，若风电向上调节能力不足时，剩余部分由“优常”机组承担；若仍无法满足区域控制偏差ACE的调节需求，“次常”机组加入到区域控制偏差ACE调节中来，承担其余部分的调节；
若当区域控制偏差ACE>0，降低自动发电控制AGC出力，以“优常”机组调节区域控制偏差ACE；
c、当区域控制偏差ACE处于紧急区时，电网功率缺额大，以安全性为目标，无论区域控制偏差ACE的正负，所有自动发电控制AGC强制按调节速度的高低排序并分配调节功率，将系统频率和联络线功率偏差调整到合理的范围内。
7.如权利要求1所述的多元能源自动发电控制方法，其特征在于，所述步骤(2)包括下述步骤：
I、当区域控制偏差ACE处于死区时，无论其正负，以“次常”机组的出力置换“优常”机组和风电机组的出力，使“优常”机组向最优运行区域靠拢，使风电机组在有风的时候增加出力；
II、当区域控制偏差ACE处于帮助区或次紧急区时，若当区域控制偏差ACE<0，优先增加风电机组出力，若风电机组向上调节能力不足时，剩余部分由“优常”机组承担；若仍无法满足区域控制偏差ACE的调节需求，“次常”机组加入到区域控制偏差ACE调节中来，承担其余部分的调节；
若当区域控制偏差ACE>0，优先降低运行在最优上限之上的“优常”机组出力，若其向下调节能力不足时，其它“优常”机组参与调节，若全部的“优常”机组仍无法满足区域控制偏差ACE的调节时，再依次考虑由“次常”机组和风电机组承担剩余部分的调节；
III、当区域控制偏差ACE处于紧急区时，电网功率缺额较大，以安全性为目标，无论区域控制偏差ACE的正负，所有自动发电控制AGC机组强制按调节速度的高低排序并分配调节功率，将频率和联络线功率偏差调整到合理的范围内。
8.如权利要求1所述的多元能源自动发电控制方法，其特征在于，所述步骤(3)包括下述步骤：
<1>当区域控制偏差ACE处于死区时，若区域控制偏差ACE<0，若风电机组有向上调节能力时，增加风电机组出力，同时避免使调节后的区域控制偏差ACE跨出死区，“优常”机组和“次常”机组均不参与调节；
若区域控制偏差ACE>0，所有自动发电控制AGC机组都不调节；
<2>当区域控制偏差ACE处于帮助区或次紧急区时，若区域控制偏差ACE<0，增加自动发电控制AGC出力，以风电机组和“优常”机组调节区域控制偏差ACE，优先增加风电机组出力，若风电机组向上调节能力不足时，剩余的部分由“优常”机组承担；
若区域控制偏差ACE>0，降低自动发电控制AGC机组出力，优先降低“优常”机组出力，若其向下调节能力不足时，剩余的部分由“次常”机组承担；若仍无法满足调节需求，由风电机组承担其余部分的调节；
<3>当区域控制偏差ACE处于紧急区时，电网功率缺额较大，以安全性为目标，无论区域控制偏差ACE的正负，所有自动发电控制AGC机组强制按调节速度的高低排序并分配调节功率，将频率和联络线功率偏差调整到合理的范围内。
9.如权利要求1所述的多元能源自动发电控制方法，其特征在于，所述步骤(2)中最优运行区域意指当自动发电控制AGC机组运行在该区域时，机组的经济性能最好，并且保留上、下调节裕度，所述上、下调节裕度均保持在30％-40％。
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