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中国互联电网标准制定原则及问题解析
    电力系统间的互联不仅可提高安全运行水平,还能协调不同子系统(控制区域)间能源结构的不平衡。在运行控制中,由于调节能力的不足或一些投机行为,某些控制区域的控制行为有可能不符合调节要求,从而影响系统的整体运行品质。因而,必须建立相应的评价标准,以对区域控制的控制性能加以衡量,藉此规范各控制区域的行为,使其既满足系统运行的可靠性要求,又能公平地分享电网互联所带来的益处。
    早期的互联电网运行控制性能评价标准(简称评价标准),是北美电网于20世纪60年代开始推行的A1、A2标准(简称A标准)。1990年北美电力可靠性委员会(North American Electric Reliability Council,简称NERC)成立特别工作组,历经7年研究于1996年推出CPS1、CPS2标准(Control Performance Standard,简称CPS标准),1998年在北美互联电网CPS标准取代A标准。2005年NERC又对各类控制性能评价标准进行修订,其中CPS标准归并为BAL-001标准。中国电网自20世纪80年代以来,采用的是以北美A标准为蓝本而修改所得到的标准。随着电网运行品质的提高,需要更为先进的评价标准,近年来,华东、华中、东北等区域电网和南方电网均参考北美CPS的评价标准,设计并实施了相应的评价标准。目前,CPS类评价标准已成为主流。
   中国电网施行的CPS标准在设计中面向频率安全,将北美CPS1标准指标中年滚动平均的设计方式,修改为10或15分钟时段平均。实践证明,该修改在一定程度上可以达到预期的效果。然而有文献分析表明,这种修改可能会导致在运行中出现AGC过度调节且劳而无功、由于没有固定控制目标而造成AGC控制过度、追踪频繁变动的频差会造成调度人员过度紧张等问题。这说明,由于其实施所造成的后果不利于节能减排,所以,中国现行的CPS类标准存在进一步完善的空间。
    因此,有必要在基础理论层面开展研究,分析并明确中国现行评价标准存在的问题,探索适宜中国电网运行实际的评价新标准的制定原则、实施目的及设计手段,为制定更为完善的评价新标准提供参考。
    1、标准的制定原则
    1)“自上而下”的系统运行控制理念
    电网互联的目的是协调区域间能源和调节资源的不平衡,这样有利于负荷波动在区域间的互补性平抑,减少调节量从而降低调节成本。从这一角度看,将控制区域间的影响控制得过于严格(主要是通过限制联络线功率波动来实现)显然不利于上述目的的充分实现,不利于节能减排。
    由于电网运行的特殊性,互联电网作为整体,其运行状态关系到每个控制区域的利益,而每个控制区域的控制行为都直接关系到整体运行的安全与稳定。出于公平原则考虑,依据“自上(系统频率质量)而下(各控制区域的控制行为)”的原则所设计的评价标准不能只顾整体舍弃局部,更不能只关注局部而忽略整体(A标准即是如此)。宏观上而言,只要控制区域的行为有利于整个系统的安全稳定运行,就应该得到好的评价。也就是说,区域的好的标准指标一定会对应系统的好的运行状态。
    2)安全、优质和经济等三方面的相互协调
    A标准着眼于限制控制区域的ACE,关注于局部;CPS标准利用概率性指标,着眼于ACE与频差间的相关性,关注了运行的安全、优质和经济等三方面间的协调,因而更有利于系统整体运行品质的提升。
    达到运行的安全、优质和经济,是电网管理与控制的三个重要目标。事实上,系统的有功平衡与频率的稳定直接相关,而有功平衡的程度反映了系统的安全水平,因而系统的频率质量联系着系统运行的安全性。
    作为电能质量的重要标志,频率与系统运行的优质性密切相关。但是不计代价地一味追求频率维持于额定值会极度增加运行成本,不仅不可行也没有必要。由于系统安全均有一定的裕度,故频率只要保持在额定值附近的一个较小的范围内即可。
    因此,适宜的互联电网控制性能评价标准,应可以引导系统的运行在安全、优质和经济性之间寻求一种平衡,即,应提出兼顾电网运行经济性的控制性能评价标准设计理念,也就是说,允许区域的控制行为在达到一定系统频率质量要求的前提下,尽量节约调节控制成本——一方面应追求以较少的调整动作达到调整目的,另一方面应避免由于标准要求的不合理或动作的延迟而引起的超调和反调现象。
    3)频率调节责任在控制区域间的合理分配
    现代电网已发展成由多个控制区域通过联络线连接起来的互联电力系统,每个区域都是独立的经济实体。由于区域互联后各控制区同步运行,故电网运行频率质量成为一项公共利益。在这种情况下,基于自上而下、整体协调的原则,每个控制区在分享电网互联带来益处的同时,也都有责任控制所管辖发电机组的输出功率以更好地追踪自身的负荷变化,以维持系统运行频率的稳定。
    电网内各区域日负荷曲线形态或负荷扰动分量构成有可能不尽相似,为实现各区调频责任的公平与合理地分配,可考虑依据各区负荷扰动的长期统计特性量的比例来分配调频责任。在此基础上对区域进行考核和约束,才能更合理和有效。
    2、制定适合中国电网运行实际的评价标准需研究的问题
    2.1 明确采用控制性能评价标准的目的
    如果欲在借鉴北美CPS标准的基础上设计相关标准,则应根据中国国情,首先明确采用此类标准的目的。如果主要关注于经济性,则对于标准中的频率控制目标值ε1和ε10,可取电网上一年基于1分钟和10分钟平均的频率偏差的均方根值,这样在保证维持与上一年相当的频率质量的同时节约大量控制成本。如主要是关注于安全和优质性的均衡,则或减小频率合格目标值ε1和ε10,以提高对频率质量的要求;或提高CPS1合格值(如:150%),并动态修正CPS2合格值,以提高频率质量,并控制联络线功率在合理限度内。
    2.2 频率调节责任的分配
    在频率控制模式方面,与北美的互联电网的扁平管理模式不同,中国电网实行的是国家、区域和省的三级调度管理体制,每个级别均设有调度通信中心,实施各自的调度职能。
    频率调节责任的划分可通过频率偏差系数B的分配予以实现。其具体做法是,首先由上一级电网(如国家电力调度通信中心)确定其整体频率调节责任,即确定BS,然后由该级调度部门将BS分配到其管辖的各控制区域(如:区域电网调度中心),即确定各控制区域的Bi,从而实现对各控制区域(省网)二次调频责任分配。
    在调度层面,电网运行频率调节手段包括频率的一次和二次调节(AGC)。其中,一次调节快速,为分散控制,但为有差调节;二次调节较为缓慢,为集中控制,但可实现无差调节。关于提高控制区域的频率调节责任,对于一次调节可依据强制性的措施,要求相关机组安装或改造调速系统;对于二次调节可通过增加B系数的数量获得(假定系统具备相应容量的AGC机组且性能优良)。
    由于确定B系数的依据是系统的一次调节能力,即β系数的数值,而B系数所关联的物理量ACE是二次调节的依据;还有,某控制区域所承担的调频责任,不仅与该区域的B相关,还与β相关,故B系数的确定与分配问题较为复杂。
    2.3 控制区域一次、二次频率调节控制性能的单独评价
    在频率调节中,一次调节的成本高于二次调节,若实施一、二次频率控制性能综合评价,则可能会出现控制的博弈行为,如:控制区域放松对一次调节能力的管束以降低控制成本(控制区域要购置一、二次调节能力),会导致整个系统一次调节能力下降,造成运行频率质量降低,严重甚至会危及频率安全。
    因此,有必要寻找能够分别且准确地评价控制区域一次、二次频率调节能力的标准,实现频率一、二次调节的单独评价。该方面的研究进行了思考,提出了研究的思路。
    2.4 发电机组一次和二次频率调节控制性能评价
    互联电网的上级调度机构借助控制性能评价标准和相应的考核办法,对所管辖的控制区域进行奖优罚劣,藉此来约束各控制区域的调节行为,而各控制区域则可通过管束其所辖区域内发电机组的控制行为,来达到上级部门所实施之标准及其考核的要求。
    由于机组之间物理性能差异较大,且各电厂的运行管理水平也参差不齐,因此很难保证所有的机组在投运后都能一直保持优良的频率控制性能。因此,各区域需对区内所辖发电机组的一次和二次频率调节的控制性能予以评价,并作为考核的依据,以保证所辖机组性能达到所指定的控制性能。
    标准需引导并约束各控制区域重视一次调节的性能,而发电厂出于自身利益不愿参与一次调节,且数字电液调节系统的广泛使用也使其可随时闭锁其一次调频功能。因此,制定出行之有效的发电机组一次调节性能的评价方法,是保证控制区域一次调节性能优良的关键。
    一次调节为分散控制,其调节依据是电网运行频差,因此,可以将发电机组一次调节功率与频率偏差进行比对,并综合机组类型、容量等因素构成评价指标,以实现对机组一次调节性能的单独评价。
    与一次调节不同,机组的频率二次调节属于集中控制模式,其调节依据的是控制中心的AGC控制指令。这意味着,机组只要准确地执行控制中心的控制指令即可,而无需关注这个调节是否对整个系统产生何种影响。
    为引导所辖AGC机组可靠、有效地运行,控制区域必须要采取措施来跟踪、判别所辖各AGC机组调节性能的优劣,制定相应的考核办法,对AGC机组执行AGC指令的好坏进行评价和奖惩,以期奖优罚劣,达到更好的区域AGC控制性能。
    2.5 指标加权的研究
    指标设计的长期累加方式,意味着CPS1指标在评价周期的每个时段价值相同,然而,在负荷波动过程中AGC的调节费用分时段价格不同。如果控制区域调节能力充沛或行为规范,则会在负荷平稳波动和异常波动时段均进行足量调节,系统频率质量较好,各时段CPS1瞬时指标均较好,整体统计值自然也符合要求;但如果控制区域调节能力不足或有意进行投机调节,则会利用上述分时段等价的CPS1指标和不等价的AGC费用间的矛盾,在负荷平稳波动时段超量调节以取得较高的瞬时CPS1指标,而在负荷异常波动时段不足量调节,瞬时指标较差但节省AGC调节费用,从整个考核时段来看CPS1指标仍合格。
    后一种调节策略可为相关控制区域节省AGC成本,提升了个体利益;但其控制行为会造成整个系统的频率质量下降,损害整体利益。而CPS标准对此无法约束。
    可以考虑采用分时段指标加权方法解决此类问题,可减小负荷平缓时段指标所占权重或加大负荷剧烈波动时段指标所占权重,从而有效地阻止上述不利于系统整体利益的调节行为。
    2.6 频率调整目标带的设定
    将频差定义为实际频率与计划频率的差并按照这一定义设计的评价标准,将计划频率附近调节价值与其他频率运行点等同(实际上计划频率附近无调节价值),可能会引导控制区域过于追求将系统运行频率调整至计划值,造成无谓调节,不利于节能减排。
    解决该问题的一种方式是,对评价标准中的频差定义进行修改,在频率—时间坐标空间将固定的计划频率(可视为调整的目标)由一条直线拓展为一条根据系统运行状态变换其宽度的目标带,这样就相当于规定了频率的调节死区,从而使标准引导的控制行为更接近于电网的实际运行要求。
    上述做法既可最大限度地避免机组的无谓调整,减少机组磨损,又可便于运行管理机构根据系统运行状态调整控制目标要求,引导机组根据运行情况进行自适应控制。这些都对于节能减排十分有利。
    当然,控制区域根据运行情况制定自适应的调节策略,如,改变频率调节死区等,也可以解决前述问题。但与之相比较,设置目标频率带的方式更为科学和严谨。

来源: 电力系统自动化
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