CN108649617A - 一种计及风电预测偏差的电网agc协同实时控制方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种计及风电预测偏差的电网AGC协同实时控制方法，其特征是，根据电网风电功率实测值与预测值之间偏差和电网区域控制偏差是否越限，电网自动发电控制系统判断是否需要进行AGC模式运行火电机组的调整，需调整火电机组的选择由电网侧和电源侧两端工况共同决定：电网侧取决于风电功率实测值与预测值之间偏差的变化速率，电源侧取决于火电机组是否具备AGC投入条件和机组能够达到的负荷调节速率。通过实时监测火电机组是否具备AGC运行条件，能够帮助电网掌握区域内机组的调节速率和调节能力，为电网合理调整机组运行模式和运行台数奠定基础，电网可实时动态调整电网AGC模式机组的投入数量。
Description
技术领域
本发明涉及电网调度控制领域，具体涉及一种计及风电预测偏差的电网AGC协同实时控制方法。
背景技术
根据国家电网发布的《促进新能源发展白皮书2018》，截至2017年度，我国新能源发电累计装机容量29393万千瓦，占全国电源装机容量的17％；新能源发电新增装机容量6809万千瓦，占全国电源新增装机容量的52％。其中，风电累计装机容量16367万千瓦，同比增长10％，新增装机容量1503万千瓦。大力开发利用风能资源，并对常规发电进行部分替代，有助于国家节能减排目标的实现，但风电场出力受地区风速等条件的影响具有较大的随机性，属于功率不可控的波动电源。同时受网源规划不协调、就地消纳空间有限以及调频调峰能力不足等因素制约，风电设备平均利用小时数为1948小时，“三北”地区新能源消纳矛盾突出，甘肃、新疆、吉林等地区年累计弃风率超20％。在国家优先全额调度风电场出力政策下，通常接入特高压等级输电网的大容量风电场对电力系统稳定运行的影响大小与风电场出力预测准确度直接相关，风电场处理预测偏差越大，对电力系统的影响就越大。然而风电场出力预测一般都会存在一定的误差，当前风电场出力1h前预测的误差超过10％，风电的随机性和不确定性增大了系统净负荷波动幅值和速率，在实时调度时间长度上主要由火电机组的自动发电控制系统(AGC)承担调节补偿任务。
目前，电网调度控制部门根据负荷预测、发电计划、交换计划以及机组组合来设置火电机组出力计划值，如图1所示。电网中火电机组出力基准点由调度控制中心在调度计划制定过程中通过超短期负荷及风电预测信息确定，各机组基点及参与因子为计划出力优化分配的结果，每15min做一次滚动优化，在该时间段内保持不变。同时，将电网区域控制偏差(ACE)值根据一定的策略分配给投入AGC模式的机组，由AGC机组来消除这部分功率偏差，从而确保电网频率的稳定。由于在电力市场下AGC被纳入了辅助服务交易，是通过竞价机制决定投入机组的先后顺序的，故在一定时间段内投入AGC模式的机组数量是有限的，例如山东电网，每日投入AGC模式的机组数量在20台上下。国内电网对ACE的管理主要为北美电力可靠性委员会(NERC)的A1/A2标准和CPS标准。以华北电网为例，其采取的为A1/A2标准，A1要求控制区域的ACE在15分钟内的过零次数，必须至少过零1次；A2要求控制区域的ACE积分值在15分钟内的平均值，必须控制在规定的范围内。NERC要求各控制区域达到A1/A2标准的合格率在90％以上，通过执行，使各控制区域的ACE始终接近于零，保证用电负荷与发电负荷、计划交换和实际交换之间的平衡。
风电出力预测误差的存在必然会影响到机组出力基准点设置的准确性，也就是会造成在局部时间段内火电机组出力与计划值之间存在偏差。若风电并网发电量的日内超短期预测值，如日内15min预测值偏差较大，风电实际发电量对应于预测值单方向增长或降低幅度过大，就会造成电网调节能力下降，产生ACE越限问题，不能满足电网安全稳定运行的要求，必然要调整风电出力确保电网频率的稳定，随之而来的就会产生弃风现象。
发明内容
本发明就是为了解决现有技术存在的上述不足，提供一种计及风电预测偏差的电网AGC协同实时控制方法，本发明综合考虑电网区域控制偏差的变化和并网风电发电量的变化量及变化趋势，动态调整电网AGC模式机组的投入数量，提升了电网的负荷调节能力，确保了电网频率的稳定。
本发明解决其技术问题所采取的技术方案是：
一种计及风电预测偏差的电网AGC协同实时控制方法，其特征是，根据电网风电功率实测值与预测值之间偏差和电网区域控制偏差是否越限，电网自动发电控制系统判断是否需要进行AGC模式运行火电机组的调整，需调整火电机组的选择由电网侧和电源侧两端工况共同决定：电网侧取决于风电功率实测值与预测值之间偏差的变化速率，电源侧取决于火电机组是否具备AGC投入条件和机组能够达到的负荷调节速率。
具体步骤为：
步骤一、电网侧将采集到的风电功率实测值与预测值送至减法器模块DEV1中进行求差，偏差值一路送至减法器模块DEV2中与其经过一阶惯性模块LAG的值求偏差，该偏差值反应的为风电功率实测值与预测值之间偏差的变化速率；另一路经过绝对值模块ABS1后送至比较器模块CMP1与模拟量发生器A1设定的数值比较，生成是否调整电网AGC模式机组的投入数量的判断条件一，判断条件一送至逻辑与模块AND中；
步骤二、电网侧将采集到的电网区域控制偏差ACE经过绝对值模块ABS2后送至比较器模块CMP2与模拟量发生器A2设定的数值比较，生成是否调整电网AGC模式机组的投入数量的判断条件二，判断条件二送至逻辑与模块AND中；
步骤三、电厂侧根据机组设备实际运行状况，生成机组是否具备AGC投入条件和负荷调节速率，上传至AGC；
步骤四、AGC依据逻辑与模块AND的输出决定是否需要调整电网AGC模式机组的投入数量，若逻辑与模块AND的输出为高电平1，则说明需要调整；需要调整何种负荷调节速率的机组，由减法器模块DEV2的输出决定；
步骤五、AGC通过算法在具备AGC投入条件的机组中寻求合适的可调整机组，满足调整机组的负荷调节速率叠加值等于减法器模块DEV2的输出值，并通过AGC发出的信号将对应机组投入AGC模式运行。
所述步骤一中的一阶惯性模块LAG的公式表达为其中K值为1，T值为置数端D的输入值，由于机组负荷调节速率单位为MW/min，故输出T值的模拟量发生器A3设置为1min。
所述步骤一中的模拟量发生器A1设置原则：由于并网风电场15min出力预测总体误差超过3％-5％时就会对区域控制偏差产生较大影响，故A1中所设定输出数值在范围为3％-5％电网风电15min预测值中选取。
所述步骤二中的模拟量发生器A2设置原则：为防止区域控制偏差ACE越限，A2中所设定的数值应低于该区域电网的ACE值，A2中所设定输出数值在范围为80％-90％ACE中选取，且输出值为正值。
所述步骤三中的机组负荷调节速率按照各区域发电厂并网运行管理实施细则等相关管理规定上传，负荷调节速率按照机组类型的不同而有所差异，范围为1％-2％额定功率。
本发明的有益效果是：
1、本发明通过实时监测火电机组是否具备AGC运行条件，能够帮助电网掌握区域内机组的调节速率和调节能力，为电网合理调整机组运行模式和运行台数奠定基础，电网可实时动态调整电网AGC模式机组的投入数量。
2、通过减法器、比较器、一阶惯性模块等电路模块的计算比较，本发明可以实时监控并解决风电出力预测误差造成的电网调节能力下降、ACE越限问题，满足电网安全稳定运行的要求，确保电网频率稳定，充分消纳风电等新能源。
附图说明
图1为本发明计及风电预测偏差的电网AGC协同实时控制系统示意图；
图2为本发明网源AGC总体结构示意图；
图3为本发明具体示例中数据的折线图。
具体实施方式
为了更好地理解本发明，下面结合附图来详细解释本发明的具体实施方式。
如图1-3所示，电网侧将通过模拟量采集器AI1采集到的风电功率实测值和模拟量采集器AI2采集到的风电功率预测值分别送至减法器模块DEV1的输入端X1和X2进行求差运算，DEV1所求得的偏差值Y分成三路，一路送至减法器模块DEV2的输入端X1，一路经过一阶惯性模块LAG后送至减法器模块DEV2的输入端X2，一路经过绝对值模块ABS1后送至比较器模块CMP1的输入端X1；比较器模块CMP1的输入端X2接收模拟量发生器A1设定的数值(A1的取值将在下文说明)。
电网侧将通过模拟量采集器AI3采集到的电网区域控制偏差ACE经过绝对值模块ABS2后送至比较器模块CMP2的输入端X1，比较器模块CMP2的输入端X2接收模拟量发生器A2设定的数值(A2的取值将在下文说明)。比较器模块CMP1和比较器模块CMP2的输出分别送入逻辑与模块AND的输入端Z1和Z2，生成是否调整电网AGC模式机组的投入数量的判断条件。
电厂侧根据机组分散控制系统DCS内判断生成的“是否具备被AGC投入条件”开关量信号和“负荷调节速率”模拟量信号通过远程控制终端经网络传输至电网侧自动发电控制系统，以告知机组所处状态，进行调整备用；电网自动发电控制系统通过算法在具备AGC投入条件的机组中寻求合适的可调整机组，满足调整机组的负荷调节速率叠加值等于减法器模块DEV2的输出值，并通过AGC投退信号将对应机组投入AGC模式运行。
一阶惯性模块LAG的公式表达为其中K值为1，T值为置数端D的输入值，由于机组负荷调节速率单位为MW/min，故输出T值的模拟量发生器A3设置为1min。
模拟量发生器A1设置原则：由于并网风电场15min出力预测总体误差超过3％-5％时就会对区域控制偏差产生较大影响，故A1中所设定的数值可为3％-5％电网风电15min预测值。
模拟量发生器A2设置原则：为防止区域控制偏差ACE越限，A2中所设定的数值应低于该区域电网的ACE值，一般可设为80％-90％ACE。
具体示例：
以山东电网为例，取2018年3月14日的数据进行计算，并网风电场15min出力预测最大值为00:05出现的5360MW，最小值出为10:00出现的2839MW，取预测值的3％(可根据电网需求和设备情况此百分比可选的范围为3％-5％)进行计算，对应的模拟量发生器A1值设定值为相应变动值，极限范围为85.17MW至160.80MW(在某个15分钟可能达不到相应极限值)；由于并网风电场15min出力预测值在相应15min内的各个时刻是不同的，所以A1的值随各时刻预测值不同而不同。
区域控制偏差ACE的上限值为120MW、下限值为-120MW，A2的取值范围为ACE极限值的80-90％，即A2的范围96至108MW，因为输入比较器CMP2比较，所以A2为正值。为方便计算，现取A2的值为100MW；模拟量发生器A3中设置为1min。取2018年3月14日14:00-18:00数据为例进行分析，数据如下表所示，对应的折线图如图3所示。
时间14:15，风电功率实测值与风电功率预测值之间偏差为114.32，此时模拟量发生器A1值为4896.86×3％＝146.91。即比较器块CMP1的输入端X1的值为114.32，输入端X2的值为146.91，由于X1小于X2，则比较器块CMP1的输出为低电平0，即逻辑与模块AND的输入端Z1为低电平0，逻辑与模块AND的输出为低电平0，即不需要对电网内AGC模式运行火电机组的数量进行调整。
DEV1所求得的风电功率实测值与风电功率预测值之间偏差值238.11，一路送至减法器模块DEV2的输入端X1，一路经过一阶惯性模块LAG后送至减法器模块DEV2的输入端X2，由于一阶惯性模块LAG的时间设置为1min，故减法器模块DEV2的输出为偏差变化速率，该值为8.25MW/min。
《华北区域发电厂并网运行管理实施细则》等相关管理规定中要求，一般的直吹式制粉系统的汽包炉的火电机组为机组额定有功功率的1.5％，一般的带中间储仓式制粉系统的火电机组为机组额定有功功率的2％；超临界定压运行直流炉机组为机组额定有功功率的1.0％，其他类型直流炉机组为机组额定有功功率的1.5％。即300MW直吹式汽包炉机组的负荷调节速率为300×1.5％＝4.5MW/min，600MW超临界滑压运行直流炉机组的负荷调节速率为600×1.5％＝9MW/min。电厂侧根据机组分散控制系统DCS内判断生成的“是否具备被AGC投入条件”开关量信号和“负荷调节速率”模拟量信号通过远程控制终端经网络传输至电网侧自动发电控制系统，以告知机组所处状态，进行调整备用；电网自动发电控制系统通过算法在具备AGC投入条件的机组中寻求合适的可调整机组，满足新增机组的负荷调节速率之和大于等于8.25MW/min，并通过AGC投退信号将对应机组投入AGC模式进行运行，以加快整个电网区域控制偏差的回归，防止ACE越限。
上述实施例为本发明较佳的实施方式，但本发明的实施方式并不受上述实施例的限制，其他的任何未背离本发明的精神实质与原理下所作的改变、修饰、替代、组合、简化，均应为等效的置换方式，都包含在本发明的保护范围之内。
Claims (6)
1.一种计及风电预测偏差的电网AGC协同实时控制方法，其特征是，根据电网风电功率实测值与预测值之间偏差和电网区域控制偏差是否越限，电网自动发电控制系统判断是否需要进行AGC模式运行火电机组的调整，需调整火电机组的选择由电网侧和电源侧两端工况共同决定：电网侧取决于风电功率实测值与预测值之间偏差的变化速率，电源侧取决于火电机组是否具备AGC投入条件和机组能够达到的负荷调节速率。
2.根据权利要求1所述的一种计及风电预测偏差的电网AGC协同实时控制方法，其特征是，具体步骤为：
步骤一、电网侧将采集到的风电功率实测值与预测值送至减法器模块DEV1中进行求差，偏差值一路送至减法器模块DEV2中与其经过一阶惯性模块LAG的值求偏差；另一路经过绝对值模块ABS1后送至比较器模块CMP1与模拟量发生器A1设定的数值比较，生成是否调整电网AGC模式机组的投入数量的判断条件一，判断条件一送至逻辑与模块AND中；
步骤二、电网侧将采集到的电网区域控制偏差ACE经过绝对值模块ABS2后送至比较器模块CMP2与模拟量发生器A2设定的数值比较，生成是否调整电网AGC模式机组的投入数量的判断条件二，判断条件二送至逻辑与模块AND中；
步骤三、电厂侧根据机组设备实际运行状况，生成机组是否具备AGC投入条件和负荷调节速率，上传至AGC；
步骤四、AGC依据逻辑与模块AND的输出决定是否需要调整电网AGC模式机组的投入数量，若逻辑与模块AND的输出为高电平1，则说明需要调整；需要调整何种负荷调节速率的机组，由减法器模块DEV2的输出决定；
步骤五、AGC通过算法在具备AGC投入条件的机组中寻求合适的可调整机组，满足调整机组的负荷调节速率叠加值等于减法器模块DEV2的输出值，并通过AGC发出的信号将对应机组投入AGC模式运行。
3.根据权利要求2所述一种计及风电预测偏差的电网AGC协同实时控制方法，其特征是，所述步骤一中的一阶惯性模块LAG的公式表达为其中K值为1，T值为置数端D的输入值，输出T值的模拟量发生器A3设置为1min，即T值为1min。
4.根据权利要求2所述一种计及风电预测偏差的电网AGC协同实时控制方法，其特征是，所述步骤一中的模拟量发生器A1设置原则：A1中所设定输出数值在范围为3％-5％电网风电15min预测值中选取。
5.根据权利要求2所述一种计及风电预测偏差的电网AGC协同实时控制方法，其特征是，所述步骤二中的模拟量发生器A2设置原则：A2中所设定输出数值在范围为80％-90％ACE中选取，且输出值为正值。
6.根据权利要求2所述一种计及风电预测偏差的电网AGC协同实时控制方法，其特征是，所述步骤三中的机组负荷调节速率范围为额定功率1％-2％。
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Legal Events
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| PB01 | Publication | ||
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| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
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| GR01 | Patent grant | ||
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