區域電網聯絡線功率控制策略應用現狀分析

黃文潔 ，湯 奕 ，孫 潔

(1.東南大學電氣工程學院，江蘇 南京 210096；2.山東大學威海分校機電與信息工程學院，山東 威海 264209)

隨著經濟的快速發展，社會對電能的需求迅速增加，區域電網間的協調配合日趨重要。區域間聯網且有助于網際之間的能源互補，提高電網的安全穩定性和經濟效益[1]。然而，聯合電網卻增加了穩定破壞事故連鎖反應的風險，加大了系統頻率、電壓以及潮流控制的難度。區域聯絡線控制的主要目標是保證傳輸潮流不超過聯絡線本身的安全范圍，保證聯絡線在系統振蕩，特別是低頻振蕩時系統的穩定。

1 聯絡線功率控制模式概述

區域控制誤差（ACE）是根據電力系統當前的負荷、發電功率和頻率等因素形成的偏差值，反映了區域內的發電與負荷的平衡情況。

1.1 單個控制區的基本控制模式

恒定頻率控制（FFC）：維持系統頻率偏差在一定范圍之內，ACE僅反映系統頻率的變化。FFC控制模式的控制對象是整個互聯電網的頻率（即整個互聯電網的功率平衡），因此，適用于獨立系統或聯合系統的主系統[2]。

恒定交換功率控制（FFC）：維持聯絡線凈交換功率接近于計劃值，ACE僅反映控制區聯絡線凈交換功率的變化。FTC控制模式不能對整個互聯電網提供一次調頻的支持，因此，僅適用于聯合系統的小系統。

聯絡線偏差控制（TBC）：維持ACE在一定范圍之內，ACE同時反映系統頻率和聯絡線凈交換功率的變化。TBC控制模式的控制對象是本控制區的功率平衡，因此，適合于任何沒有特殊任務的控制區采用。

除了上述3種基本模式外，還有計及計劃外交換電量償還和電鐘偏差校正等控制模式。

1.2 上下層級控制主體之間的基本配合方式

我國電網調度管理體制是 “統一調度、分級管理”，存在國、網、省、地多個層級的控制。上下級控制主體之間的控制配合方式，對所轄范圍內的電網安全、優質、經濟運行有很大影響。上下級控制主體之間控制配合的基本方式有三種，分別為對等控制區方式、主子控制區方式和單一控制區方式[3]。

在對等控制區方式下，上級控制主體與其直接調度的發電廠構成一個獨立的控制區，與下級控制主體及其直接調度的發電廠所構成的控制區在聯絡線功率控制上處于對等的地位，共同進行所轄電網的頻率和功率控制。在主子控制區方式下，上級控制主體與其直接調度的發電廠構成一個控制區，負責所轄電網整體的頻率控制或對外的聯絡線功率控制。下級控制主體及其直接調度的發電廠構成電網中的子控制區，負責所轄子區域的聯絡線功率控制。在單一控制區方式下，下級控制主體及其直接調度的電廠不再構成獨立的控制區。以華東電網為例說明，華東電網控制主體配合模式示意如圖1所示。

圖1 華東電網控制主體配合模式示意圖

1.3 性能評價標準

根據北美電力系統可靠性協會（NERC）可靠性標準，控制性能標準的定義是：“在特定的時間周期上為平衡主體的區域控制偏差設定限值的可靠性標準”。在我國電力系統中，聯絡線功率控制目前沿用控制區的概念，但在最近制定的“聯絡線功率控制技術規范”中，提出了與“平衡主體”相當的“控制主體”的概念。聯絡線功率控制性能標準是對控制主體的聯絡線控制行為設定的性能要求。目前國內電力系統普遍采用的控制性能標準有：A標準（A1，A2）、C標準（C1，C2）和 T 標準（T1，T2）[4]。

其中A標準是北美電力系統流行了幾十年的控制性能標準，強調各控制區嚴格實現本區域有功功率的平衡[5，6]，但由于其缺乏充分的理論依據、無法定量評價以及發電機組無謂的調節量大等問題，已逐漸被控制性能評價標準（CPS）所取代。C標準是對北美CPS標準的等效采用，將CPS標準中對控制性能的兩段（有害、無害）[7]式劃分發展為三段（有害、無害、有益）式劃分，并推廣應用到對短期（10 min）控制性能的要求。T標準以聯絡線功率為控制目標，鼓勵各控制區對恢復聯絡線功率提供支援，當聯絡線對側控制區存在功率缺額時，本側控制區的功率支援將加大系統頻率的偏差。

2 各大區域電網頻率控制模式現狀

2.1 國家標準中對頻率控制的要求

《智能電網調度技術支持系統電網自動控制功能規范》中提到對頻率控制的要求。支持接收上級調度機構下發的ACE值，直接用于自動發電控制（AGC），并和本地計算的ACE互為后備；應具有ACE濾波功能，以消除高頻隨機分量對控制系統的影響。

AGC控制合格率：A標準A1不小于90%，A2不小于90%；C標準CPS1不小于100%，CPS2不小于90%。應支持如下兩種多控制區域模型。

（1）支持建立包括本控制區域在內的多控制區域模型，以便對外部控制區域進行監視，必要時可以直接接管其控制權。

（2）支持在本控制區域內部建立多個子控制區域，不同的子控制區域可以有不同的控制目標和控制模式，提供子控制區域及其控制目標的定義功能。區域內的機組可在線切換不同的控制目標和不同的控制模式。

2.2 部分大區電網頻率控制模式

2.2.1 跨區聯絡線控制評價標準

跨區聯絡線控制評價采取功率波動標準，即聯絡線功率偏差（ΔP）一分鐘平均值的絕對值大于規定值作一個不合格點，規定值試電網容量而定。不合格責任由大區電網的ACE偏差決定，ACE與ΔP符號相同的一方承擔責任，當兩方都需要承擔責任時，責任的大小與雙方ACE×ΔP值成正比。

2.2.2 跨省聯絡線控制評價標準

（1）華中電網于2005開始CPS標準試運行，2006年1月1日廢除A標準，正式實施CPS標準。四川、湖南、江西、河南等省主要依靠AGC進行聯絡線和CPS控制。1000kV長治—南陽—荊門特高壓試驗示范工程建成后，特高壓線路作為華中、華北電網之間的跨區聯絡線，將存在一定幅值的功率波動[8]。為做好特高壓聯絡線控制，華中網調采取水電廠定聯絡線功率的AGC控制模式跟蹤調整特高壓聯絡線的功率偏差ΔP。華中電網內各省調采取TBC模式，控制各自聯絡線偏差ACE。

華中電網跨省聯絡線考核采取改進的CPS標準， 考核周期為 15 min，CPS1＞100%，ACE＜L15均不滿足是被考核，L15為省網的CPS2考核帶寬。

式（1—3）中：Δf為頻率控制偏差；B 為控制區設定的頻率偏差系數；Bnet為整個互聯電網的頻率偏差系數；ε1為互聯電網對全年1 min頻率平均偏差的均方根的控制目標值。

（2）華東電網于2001年10月推行控制性能標準CPS1/CPS2考核指標對省（市）聯絡線進行考核。近年來隨著電力供需矛盾趨緩，于2009年1月推行擾動控制標準（DCS）考核指標，客觀評價和考核華東電網內各控制區運行備用的預留、調用和恢復情況，確保功率缺失擾動的快速準確處理。自2009年8月1日起，華東電網實施動態ACE考核標準。動態ACE是在標準ACE基礎上，考慮控制區之間聯絡線功率控制責任的轉移，讓其他控制區共同承擔某控制區內出現大功率擾動的調節，體現了故障發生后各控制區間的緊急支援。和標準ACE相比，動態ACE優化了備用共享，更符合實際電網運行和發展需要。動態ACE的實施，進一步完善了華東電網的頻率控制考核體系[9]，使得互聯電網的頻率控制更加合理、有效。

（3）華北電網由京津唐電網、山西電網、河北南部電網、內蒙古電網、山東電網組成。2001年華北電網與東北電網實現互聯，2004年華北電網與華中電網實現互聯，2005年山東電網與華北電網實現互聯，目前華北電網的各個網、省間聯絡線均采用TBC控制方式，按照A1/A2控制標準進行調整。由于華北網調兼任京津唐中調，華北電網的網間聯絡線調整實際是由京津唐電網負責，華北電網的其他各省網負責本省網的聯絡線調整。其中，A1/A2標準要求：A1為ACE在每個考核時間段內必須至少過零一次，即再考核時間段之內ACE有正的時段也有負的時段；A2為ACE考核時間段內的算數平均值不超過給定值±Ld。Ld是根據電網容量選擇的。

（4）西北電網現有的控制模式為分子區域平衡[10]，子區域分散獲取資源和調用資源的模式，即網調采用FFC控制，網調負責頻率控制，各省調采用FTC控制，各自對所轄發電機組進行AGC備用容量配置。根據西北電網特點，劃分為6個控制區：陜西控制區、甘肅控制區、青?？刂茀^、寧夏控制區、新疆控制區和直調風水控制區。直調風水電控制區：由青海省境內網調直調水電與甘肅省境內網調直調風電組成，主要以應對大規模風電波動、直流功率突變、全網緊急調頻、應對突發事故、完成水庫綜合應用計劃為目標。陜西、甘肅、寧夏、新疆聯絡線按TBC方式控制 （除青?？刂茀^外），按CPS模式考核。青海聯絡線按定功率方式控制，按L1，L2模式考核。風水控制區按FFC方式控制系統頻率。

式（4，5）中：ΔPAVEi為 1 min 內的聯絡線功率偏差 ΔP的平均值，每1 min采樣一次；Δt為積分時間間隔。

（5）東北電網實行統一調度、分級管理。網調負責東北電網公司只管水電廠、內蒙東部電廠、綏中電廠和省間聯絡線的調度；遼寧、吉林和黑龍江省內的發、供電設備分別由各省調調度[11]。鑒于我國電網與北美電網等國外電網的差異、東北電網與華東、華中電網的差異，東北電網的CPS標準有別于NERC和華東、華中，其主要包括三個部分[12]：

① 頻率合格指標CPS1要求在一個長時間段（如1年）內，控制各區EACEi滿足下式要求：

② CPS2規定控制各區ACEi 15 min平均值在限值L15內，即：

③ 頻率越限指標主要考查在系統頻差超出某一指定限值的時段內各控制區域的表現。

2.2.3 對比總結

現階段中國區域互聯電網的有功功率控制模式屬于2級調度體制：區域電網電力調度通信中心（簡稱網調）直調機組通常承擔調頻或按計劃曲線調整的任務，有時也承擔特定的控制任務，如跨區特高壓互聯線路的調整等；各省級控制區通常采用聯絡線頻率偏差控制（TBC），以維持本省控制區有功功率的就地平衡。各大區網調聯絡線功率控制模式對比如表1所示。

表1 各大區網調聯絡線功率控制模式對比

3 新形勢下的頻率控制評價標準的變化

3.1 大規模新能源接入對頻率控制模式的影響

目前，風電和光伏發電等新能源利用成為趨勢，由于新能源普遍有出力波動較大且難以預測的特點，大規模新能源并網給互聯電網有功功率控制帶來了新的挑戰?，F有模式下，省網有功功率就地平衡控制模式要求各省網都具有一定的調節資源，調節資源匱乏的省網往往需要其他省網的功率支援，這種支援通過CPS考核標準來實現，其支援量非常有限。此外，現有的調度模式缺乏協調性，當包括新能源出力波動在內的有功擾動發生時，各省控制區間AGC缺乏有效的協調與配合，影響頻率和聯絡線功率的控制效果。同時，受調度管轄權的掣肘，網調直調電廠的作用不能充分發揮，一些優質的調節資源得不到有效的利用。

3.2 常規ACE公式不能完全適用

當互聯電網發生大的頻率擾動初期，系統頻率的恢復完全依靠系統頻率一、二次調節，互聯電網內所有機組的AGC均根據本控制區域的ACE情況動作，因而對互聯電網的頻率恢復將會造成幾方面的不利影響：（1）電網頻率恢復緩慢，沒有發揮全網備用共享的作用；（2）電網承受連續頻率擾動能力下降，頻率越限可能性上升；（3）CPS，DCS考核在臟數據時段無法合理考核各控制區域頻率調節能力；（4）CPS，DCS考核促進各控制區提高頻率調節能力的效用被削弱。

目前，國內只有華東電網采用了動態ACE計算方法，動態ACE使得CPS不但可以更好地評估控制區域AGC調節性能，也可以與DCS結合評估緊急情況下的控制區域AGC調節性能。但是動態ACE也不能在所有情況適用，動態ACE的完善仍需進一步研究討論。

3.3 現有控制性能標準適用性不足

我國電網調度管理體制是“統一調度、分級管理”，存在國、網、省、地多個層級的控制?！叭A”同步聯網以后，在國家電網核心區將形成國調、網調、省調等多個層級控制主體協調配合、共同進行聯絡線功率控制的局面?？刂茀^之間的控制模式配合策略則隨各控制區的控制對象和上下級控制主體之間的配合方式而變化。在此情況下，對各控制區的聯絡線功率控制性能要求顯得相當復雜?，F有的標準未覆蓋所有可能的控制配合策略，難以適應多層級的控制方式。

4 結束語

隨著國內調度自動化水平的不斷提高，各級調度中心已具備各種智能化監視、分析、預警及決策能力。相比省調而言，網調更具有快速獲取全網信息、全局統籌調度的優勢。全網集中控制可以考慮到整個電網的安全約束，實現更大范圍內AGC資源的優化配置，是適應大規模風電等新能源接入的理想模式。然而目前在技術和管理上還存在一定困難，因此以全網集中控制為目標、分級協調控制為過渡，逐步實現。在控制標準方面，當前控制標準已不能完全適應電網變化，今后ACE計算方式仍需進一步完善。除華東電網的動態ACE外，按調頻任務劃分為短周期和長周期分別建立控制評價方法，研究建立通用的評價標準都將是研究的熱點方向；此外，CPS參數對考核結果的影響，對參數和考核標準進行改進等也都是值得研究的方向。

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