基于AGC的日發電計劃在線調整、執行與評估策略

杜曉勇 李 巖 劉 軼 李 奎 趙 勇

（1.河南電力調度控制中心，鄭州 450052; 2.鄭州供電公司，鄭州 450052）

日發電計劃是提前一日制定的機組出力計劃，一般以15min 為間隔形成96 點曲線。日發電計劃制定是省級電力調度的重要工作，也是節能調度的必須要求。隨著國家節能調度政策的出臺，眾多學者和電力工作者對適應節能調度模式的日發電計劃編制進行了大量研究，取得了較多成果，并已得到工程應用[1-3]，但對日發電計劃執行環節研究較少，目前，日發電計劃執行環節主要存在如下困難。

1）日發電計劃的編制基于負荷預測，但負荷預測不可能完全準確。隨著經濟發展，居民負荷所占比重越來越大，但其受天氣影響較大，在冬夏兩季天氣突變時，負荷預測將出現較大偏差，日發電計劃難以執行。

2）日發電計劃編制時一般將水電、抽水蓄能機組作為調頻調峰容量，負荷預測不準確時將擠占此類機組發電空間，可能導致水電棄水、抽水蓄能機組超發等違反節能調度原則的情況出現。

3）隨著電鐵、鋼鐵等行業的快速發展，沖擊負荷越來越多，需要足夠的實時調整容量，嚴格執行日發電計劃必將導致參與AGC 實時調整的機組數量、容量大幅減少，調節效果降低，聯絡線考核電量增多和頻率質量下降。

4）電網規?？焖僭龃?，網絡拓撲結構愈加復雜，約束斷面日漸增多，局部地區負荷預測不準確或機組、線路跳閘等異常時，繼續執行日發電計劃可能造成斷面超穩定極限，威脅電網安全穩定運行。

上述因素影響下，在水電等快速調整容量較少的電網和夏季等天氣變化較快的季節，日發電計劃執行較為困難，嚴重影響節能調度效果。在保證電網安全穩定運行前提下有效執行日發電計劃成為節能調度深入實施的關鍵。有學者曾提出在線滾動修正日發電計劃的方法，但大電網約束條件多，算法過于復雜，難以得到實際應用。

1 AGC 在省級電網中的應用

自動發電控制是現代電網控制系統中的一項重要功能，是建立在電網調度的能量管理系統（簡稱EMS）與發電機組協調控制系統（簡稱CCS）之間的一種閉環控制技術。按照國內的電力調度模式，各個區域電網內部由各省調負責本省發供電平衡，保證省際聯絡線功率波動滿足考核標準，考核標準主要有CPS 和A1/A2 兩種[4]，大多數區域電網實行聯絡線CPS 標準。為滿足考核要求，省級電網需要依靠AGC 跟蹤聯絡線功率波動實時調整機組出力，實現發供電平衡[5-8]。在水電較多的省份，AGC 主要靠調整水電機組為主，火電可以按照日發電計劃執行，在水電較少的省份，需要依靠火電機組投入AGC 跟蹤聯絡線功率波動。

隨著電網發展和節能調度的要求，電網控制約束條件越來越多，傳統的AGC 控制模式已經不能滿足實時控制和精益化調度要求，文獻[9-10]提出了分層分區AGC 控制策略，并在河南電網獲得了較好應用，該AGC 系統可靈活設定機組跟蹤目標（局部斷面或聯絡線），將全省電網按照電壓等級和約束斷面分割控制，多目標同步跟蹤。

2 基于AGC 的日發電計劃動態調整與 執行策略

傳統意義上，AGC 與日發電計劃屬于發電出力調度的不同層面，面對的機組不同，時間維度也不同，AGC 面對實時調整機組，日發電計劃面對以15min 為間隔調整的機組。基于AGC 實現日發電計劃的調整與執行需要將日發電計劃引入AGC系統，并新增機組控制模式，對全網機組進行分類調控。

2.1 AGC 視角下的全網機組分類

日發電計劃引入AGC 系統后將全網機組將分為3 類。

類別 A：不投 AGC 機組，主要為單機容量200MW 以下不具備AGC 投入條件的機組、風電等不可調控機組及核電等不宜調控機組。

類別B：投入AGC，不跟蹤日發電計劃，此類機組對應AGC 控制模式AUTO，如水電、抽水蓄能機組等。

類別C：投入AGC，同時跟蹤聯絡線功率波動和日發電計劃，主要是火電機組，此類機組對應新增的AGC 控制模式PLAN。

2.2 機組控制模式PLAN

類別A、類別B 機組為傳統的控制模式，針對類別C 機組，新增機組控制模式PLAN，將日發電 計劃每時刻出力值P計劃(t)作為機組出力中間值，另設定帶寬D作為AGC 調整空間，機組可調范圍不再是傳統的固定值[P下限,P上限]，而是[P下限,P上限]∩ [P計劃(t) -D，P計劃(t)+D]，由于P計劃(t)隨時間改變，機組可調范圍也同時隨時間改變，如圖1所示。相鄰兩個時刻計劃出力不同時，按斜率插值方式使機組出力始終保持在[P下限,P上限] ∩[P計劃(t)-D，P計劃(t)+D]范圍內。

圖1 PLAN 模式下機組可調范圍

2.3 調整與執行

PLAN 模式下機組跟蹤日發電計劃的同時參與了聯絡線實時控制，投入該模式的機組越多，AGC可調容量越大，調節效果越好。實際負荷與預測值出現偏差或出現跳機等情況時，AGC 將根據省際聯絡線偏差情況，按照設定的優選級順序調整類別B、類別C 機組出力，使全網發供平衡。合理設定機組調整優先級可保證電網安全及節能調度執行效果，文獻[10]介紹了調節順序設定策略。由于日發電計劃已經考慮節能調度順序，正常情況下，為兼顧三公調度原則，AGC 將調整偏差按照機組計劃發量所占總電量比例進行分配。

改變類別C 機組調整帶寬D可控制日發電計劃執行準確度，將D設定為0 即利用AGC 準確執行日發電計劃。負荷預測準確率較高時，類別C 類機組僅在帶寬內上下調整，日發電量與計劃發電量偏差很小，但提高了AGC 可調容量和調節效果；負荷預測準確率較低時，增大帶寬D可保證電網發供電平衡，同時使機組間計劃發電量偏差按照節能調度原則分配。

3 日發電計劃在線評估

為使上述策略獲得較好實際應用，需要對日發電計劃在線定量評估，為調度人員提供輔助決策依據。結合運行需求，制定3 個評價指標。

3.1 日發電計劃可執行性

式中，Eup、Edown分別為日發電計劃上調可執行性和 下調可執行性；分別為全網投AUTO 模式機組的上調空間、下調空間之和；Preal為電網實際負荷；Pplan為日發電計劃預測的電網負荷。

Eup、Edown代表計劃可執行性，大于0 時表明 調頻調峰容量大于負荷預測偏差，其他機組可嚴格 跟蹤日發電計劃，數值越大，計劃可執行性越強；Eup或Edown任一小于0 時表明日發電計劃不可執 行，需要選擇機組投PLAN 模式參與調整。

3.2 全網可控性

式中，Cup、Cdown分別為全網上調可控行性和下調可控性；分別為全網PLAN模式機組的上調空間、下調空間之和；Grieal、Gpilan、Di分別為第i臺PLAN 模式機組的實際出力、計劃出力、調節帶寬。

Cup和Cdown大于0 代表AGC 上下調容量能夠滿足需求，數值越大裕度越足；Cup或Cdown任一小 于0 代表AGC 調整容量不足，需增大PLAN 模式機組帶寬或選擇更多機組投PLAN 模式。

3.3 全網PLAN 模式機組承擔預測偏差比例

正常運行時B約為100%，表明負荷預計偏差由PLAN 模式機組全部承擔，未影響AUTO 模式機組調整空間，較好執行了節能調度政策；B大于100%時表明PLAN 模式機組過多承擔了調頻任務，可縮小調整帶寬；B小于90%時表明PLAN 模式機組未能完全平衡預測偏差，需改變優先級順序、增大帶寬或投入更多機組。

4 在河南電網的實際應用

河南是國家節能調度試點省份，對日發電計劃有效執行要求較高，但水電等快速調整容量較少，需要大量火電機組投入AGC 參與調整?；诤幽想娋W已建成的分層分區AGC 系統[9-10]和節能發電調度技術支持系統[3]，本策略得到了實際應用，應用流程如圖2所示。

圖2 AGC 執行日發電計劃的流程圖

實際應用中可根據潮流情況靈活選擇機組投PLAN 模式跟蹤局部斷面，滿足電網安全運行要求。某一300MW 火電機組在設置調整帶寬D為50MW時實測跟蹤效果如圖3所示，采樣間隔為15min，圖 中不調節時段是因為機組出力低于可投AGC 下限，一般為60%額定容量。

圖3 某機組實際調節效果

為評估策略實施后日發電計劃執行效果，引入日發電計劃執行準確率指標：

式中，WGi、WGPi分別為第i個機組實際發電量、日計劃發電量，WS、WSP分別為全網實際發電量、日計劃發電量，L為剔除負荷預測偏差后的機組日發電計劃平均執行準確率。為評估策略實施后AGC 調節效果，可使用聯絡線控制CPS 考核指標[4]。策略執行前后，分別選擇連續20日（夏季）計算全網火電機組日發電計劃執行準確率L平均值及CPS1、CPS2指標平均合格率，對比結果如表1所示。

表1 策略實施前后日發電計劃執行準確率及 聯絡線CPS 指標對比

實踐證明，本策略同時提高了日發電計劃執行準確率和聯絡線控制效果，兼顧了電網調控需求和節能調度要求。

5 結論

本文提出了利用AGC 實現日發電計劃實時調整、執行與評估策略，在河南電網的實際應用表明本策略同時解決了日發電計劃有效執行問題及AGC 調整容量不足問題，在滿足電網調控需求的同時有效執行了日發電計劃，為節能調度深入實施提供了有力的技術手段。

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