調頻輔助服務市場環境下頻率控制技術研究

仇　進, 吳繼平， 滕賢亮，陳　謙， 喻　潔

(1. 河海大學能源與電氣學院，江蘇 南京 211100；2. 南瑞集團公司(國網電力科學研究院)，江蘇 南京 211106；3. 智能電網保護和運行控制國家重點實驗室，江蘇 南京 211106；4. 東南大學電氣工程學院，江蘇 南京 210096)

0　引言

隨著電力市場化的進一步推進，調頻服務市場化機制將逐步建立。目前國內的電網調頻在需求計算、機組調用、補償結算等方面未充分考慮市場化因素，沒有從服務使用成本或經濟性的角度去考慮頻率控制策略和控制目標，難以明確調頻輔助服務的真實成本及調節效果。隨著調頻服務逐步趨向市場化，可通過建立市場來引導調頻服務提供商，提供更加優質的調頻服務，優先調用質優價廉的調頻服務，優化機組調頻效果，促進電廠改進技術水平，提高運行經濟性。

在調頻輔助服務市場機制方面，許多國家如美國、英國等都已經形成了成熟的電力市場。文獻[1—2]分析了美國獨立系統運營商PJM(Pennsylvania-New Jersey-Maryland，PJM)及加州的調頻市場，包括市場的投標、競價、出清及結算機制。文獻[3]討論了電力市場環境下輔助服務的獲取與成本的分攤問題，對我國電力工業市場化后輔助服務的獲取和定價原則提出了一些看法。

隨著風電、光伏等新能源大規模并網發電，其間歇性和波動性對電網頻率的影響越來越顯著，針對在調頻市場中需要購買的調頻容量，傳統的調頻需求計算方法越來越不適用。文獻[4]以浙江電力系統為例，提出了基于負荷預測偏差概率統計和控制性能指標(control performance standards, CPS)違反修正的調頻需求計算方法，新能源接入和電網機組發電計劃等因素并未考慮。文獻[5]提出了平衡監管區區域控制偏差限制(balancing authority ACE limits，BAAL)標準下調頻需求預測，僅考慮了負荷本身，忽略了負荷預測精度以及機組發電計劃對容量需求計算的影響。文獻[6]考慮風電出力特點，建立了含風電輔助服務需求評估模型，為新能源并網情況下調頻需求的確定提供了參考。

調頻市場出清后，需要設計合理的頻率控制策略，從而更好地運用現有調頻資源來滿足系統的調頻需求，同時盡量節省控制成本。目前國內電網頻率控制還是基于分省平衡機制，主要由省級調度中心負責電網頻率和聯絡線的控制。省級調度中心自動發電控制首要是根據所采用的控制性能評價標準(包括CPS標準，A標準等)對調管范圍內機組進行實時控制，以滿足控制性能考核標準要求，采用的自動發電控制(automatic generation control, AGC)策略主要是基于經典PI控制策略[7]，對頻率控制策略的研究主要集中于常規控制策略的研究，重點關注利用各種調節資源、設計不同的控制策略提高頻率控制水平，滿足控制性能評價標準要求[7-8]。部分省調針對特定的控制目標，例如特高壓聯絡線功率[9-10]、水火電協調等，對控制策略作了對應的改進和完善，滿足電網特定控制目標要求[11-12]。隨著控制理論和智能算法的發展，基于最優控制理論的優化控制策略、模型預測、自適應控制、模糊邏輯以及遺傳算法等智能控制算法在AGC控制器設計的相關研究得到逐步深入，但目前還處于研究階段，不能投入實際應用[13]。

隨著國內調頻輔助服務市場的逐步建立，需要提前設計適應調頻市場環境的頻率控制策略，既滿足電網頻率控制需要，又能適應調頻服務市場化的特性要求。本文基于調頻服務市場機制，從調頻需求實時計算方法、市場化下的頻率控制策略及機組調頻性能指標等方面開展研究，提出了市場環境下頻率控制整體架構，為實現調頻服務市場化的頻率控制提供參考。

1　調頻服務市場環境下頻率控制整體架構

調頻服務市場運行整體架構如圖1所示，整體架構分為調頻服務提供商、調頻服務市場及市場環境下頻率控制策略三部分。調頻服務提供商給市場交易系統提交調頻機組的相關參數，市場負責調頻資源準入，并基于調頻需求組織調頻資源進行競價、出清和結算。市場環境下頻率控制策略主要負責調頻需求的實時計算，并能根據市場交易出清結果自動選擇調頻機組、確定調頻機組調頻范圍，根據電網實時發用電平衡情況，進行區域調節需求(area regulation requirement, ARR)的計算分配及調頻資源的調用，并根據調頻機組實際跟蹤控制指令情況統計其控制性能和調節貢獻，為市場結算提供基礎數據。

圖1　調頻服務市場環境下頻率控制整體架構Fig.1　Frequency adjustment framework based on market

2　調頻服務市場運行機制

2.1　市場準入及參與方式

調頻市場主體包括發電企業、電力用戶及獨立輔助服務提供者。發電企業為安裝有自動發電控制裝置的發電機組，同時要求參與實時調頻市場的調頻機組必須參與主能量市場，且留有一定調頻能力。有意愿參與調頻市場的調頻廠商提前一周向市場運營機構提交申請，市場運營機構基于準入指標的門檻值對各調頻機組進行準入考核；電力用戶為10 kV及以上電壓等級電力用戶，鼓勵優先購電的企業和電力用戶自愿進入市場；對于獨立輔助服務提供者，鼓勵電儲能設備、需求側(如可中斷負荷)等嘗試參與。

2.2　市場交易機制

交易中心提前將系統的調頻需求公布，在日前調頻市場中調頻商提前將投標信息提交給交易中心，投標信息包括調頻容量及單位容量價格，單位電量價格及機組綜合調頻性能指標值。交易中心參考各調頻商歷史考核指標值，根據各調頻商上報的調頻容量價格，將單位容量價格與綜合調頻性能值的商進行排序，并將其作為購買標準，提前一個調度時刻由低到高進行排序并購買，直至滿足系統所需的容量為止。

市場結算包括兩部分：日前容量費用結算和實時調節電量費用結算。將中標調頻商的報價進行排序，最后一個調頻商的報價為系統的邊際電價，每一個時段以此價格進行結算。同時對不同機組參與調頻的貢獻程度進行量化，針對調頻貢獻大的機組，再給予一定的補償獎勵。

3　市場環境下調頻需求實時計算方法

隨著調頻服務市場化的推進，尤其是調頻現貨市場的逐步建立，需要一種可在線化運行的調頻需求實時計算方法。本文從電網發用電平衡的角度，綜合考慮負荷預測、新能源發電預測、聯絡線交換計劃、機組發電計劃等多種因素，分別計算影響電網功率平衡的各種分量，最終得到全網總體的調頻需求。針對實際運行中不滿足考核指標的情況，再利用控制性能評價標準對計算結果進行修正，在保障電網運行安全的前提下，提高調頻服務的經濟性[14-16]。

調頻需求計算主要考慮負荷變化分量、新能源出力分量、聯絡線計劃分量及機組計劃分量。同時將各個分量的預測偏差也考慮到算法中去。用公式表達為：

P=(Pload+ΔPload)-(Penergy-ΔPenergy)-Pline-PG_plan+ΔPG_plan

(1)

式中：P為AGC調頻容量需求；Pload為負荷變化導致的總調頻容量需求；ΔPload為負荷預測偏差；Penergy為新能源預測發電出力變化導致的調頻需求；ΔPenergy為新能源預測偏差；Pline為聯絡線計劃變化分量；PG_plan為跟計劃機組的計劃出力調頻總量；ΔPG_plan為跟計劃機組偏差量。其中，各分量的計算如下：

Pi-load=Li-max-Li-min

(2)

式中：Li-max為第i時段的最高負荷值；Li-min為第i時段的最低負荷值。

ΔPi-load=AVG(Lia-Lis)

(3)

式中：Lia為i時段負荷實際運行值；Lis為i時段負荷超短期預測值。

Penergy=Lfcst,(t+Δt)-Lfcst,t

(4)

式中：Lfcst,t為經滾動平均法平滑后曲線在t時刻的新能源預測出力；Lfcst,(t+Δt)為t+Δt時刻的新能源預測出力。

Pline=Pline,(t+Δt)-Pline,t

(5)

式中：Pline,t為t時刻聯絡線交換計劃；Pline,(t+Δt)為t+Δt時刻聯絡線交換計劃。

(6)

(7)

式中：Pi,t為第i臺非AGC機組t時刻的計劃出力；Pi,(t+Δt)為第i臺非AGC機組t+Δt時刻的計劃出力。

(8)

式中：Pj,t為第j臺跟蹤日前發電計劃機組t時刻的計劃出力；Pj,(t+Δt)為第j臺跟蹤日前發電計劃機組t+Δt時刻的計劃出力。

(9)

式中：Pk,t為第k臺實時滾動跟蹤計劃AGC機組t時刻的出力；Pk,(t+Δt)為第k臺實時滾動跟計劃AGC機組t+Δt時刻的出力。

跟蹤計劃機組的調節偏差量ΔPG_plan取各機組調節精度求和。

對于容量需求計算中的各個分量，由于不同電網的特性不同，例如：負荷特性，新能源占比等，各個分量所占比重不同，應針對電網特性引入不同分量的比重系數。實際應用時，可根據電網實際運行結果采取相關控制評價標準[7]，如CPS標準，對計算得到的調頻容量進行再修正。

為了滿足電網調控性能的要求，避免出現調節時容量夠但調節速率達不到要求的問題，在調頻容量的計算中應考慮到偏差分量的變化速率。在市場中購買調頻容量時不僅需要滿足每個時段所需的調頻容量，還要對提供調頻服務的機組調節速率提出一定的要求。

4　市場環境下頻率控制策略

本文分別從市場環境下中標機組調節范圍的生成、ARR計算以及調頻機組的調用策略三個角度，提出適應調頻市場化特性的頻率控制策略。

4.1　調頻機組調節范圍的生成

一般情況下機組的調節帶寬主要受機組實際運行限額影響，在自動控制模式下，機組基點功率始終為當前實際出力，與發電計劃無關聯，機組根據承擔的調節功率，在整個調節范圍內上下調節。機組在參與調頻服務市場競標時，其調節范圍在機組常規運行約束影響外，還受到機組能量市場交易結果影響和中標容量影響，如圖2所示。因此，為適應調頻市場化特性要求，在確定調頻中標機組的調節范圍時，首先根據機組在能量市場中得到一個基礎計劃值，將該計劃值作為基點功率，再在基點功率的基礎上，上下增加一個調頻范圍作為調頻帶寬，形成調頻帶寬模式下的機組實時調節范圍，如圖3所示。

圖2　市場環境下AGC機組調節范圍Fig.2　Regulation range of AGC unit under market environment

圖3　計劃帶寬模式機組調節范圍Fig.3　Unit regulation range in planned bandwidth pattern

調整帶生成方法如下：設計劃值為Pb，機組調節上限為Pmax，機組調節下限為Pmin，中標調頻范圍為w，調整帶上限為Bmax，調整帶下限為Bmin。調整帶邊界為:

Bmax=Pb+w

(10)

Bmin=Pb-w

(11)

同時根據以下條件進行修正：

Bmax=PmaxPb+w>Pmax

(12)

Bmin=PminPb-w

(13)

通過上述方法計算機組實時調節范圍，機組可以在這個調節范圍內自由調節，在滿足電網頻率控制需求的同時適應市場化特性要求。

4.2　ARR計算

AGC的控制目標是控制區的區域控制偏差(area control error, ACE)。EACE是根據電力系統當前的負荷和頻率等因素計算形成的偏差值，它反映了區域內發電和負荷的不平衡情況[9-10]。EACE同時考慮到了ACE和頻率偏差Δf兩個因素，定聯絡線及頻率偏差模式控制(tie-line load frequency bias control, TBC)方式下計算方法如式(14)所示：

EACE=(Pa-Ps)+B(fa-fs)

(14)

式中：Pa為聯絡線實際交換功率；Ps為聯絡線計劃交換功率；B為頻率偏差系數；fa為實際頻率；fs為計劃頻率。

在市場環境下，計算出EACE后，考慮到EACE波動比較頻繁，為減少機組的無效調節，再基于實時計算得到EACE值，并結合ARR歷史數據，采用傅里葉變換法對EACE數據序列進行分頻，如式(15)所示，針對分頻所得到的不同波動頻率EACE分量，高頻分量可直接濾除。對低頻分量，可采用性能較好的機組進行調節；對于直流分量，采用性能較差的機組調節，以改善電網總體的調頻效果，經過處理后的EACE作為區域調節需求ARR。

(15)

式中：x(t)為時域信號；X(ω)為變換后得到的頻譜。

4.3　調頻機組調用策略

確定好控制區的調節需求后，下一步就是調用調頻機組對ARR進行控制。隨著調頻市場的逐步建立，在機組調用時不能按照傳統的比例分擔或優先級排序分配策略，應考慮機組在調頻服務市場中的報價情況，綜合機組性能和服務報價兩方面因素得到每臺機組的綜合排序因子，計算方法如式(16)、(17)，并構造機組調節優先級排序隊列，如圖4所示。圖中，按機組的綜合排序因子從上往下由小到大排列，當需要升出力時，則自上而下調用機組構成機組的升出力序列，若需要降出力，則自下而上調用機組構成機組的降出力序列。根據優先級排序隊列，順序調用機組對控制區ARR進行控制。

K1(i)=αV+βT+γE

(16)

(17)

式中：K1(i)為i機組的調節性能指標；V為調節速率指標；T為機組i的響應時間；E為調節精度指標；α,β,γ分別為調節速率指標、響應時間指標及調節精度指標的權重系數；K為機組綜合排序因子；Pbid(i)為機組i的單位電量報價。

圖4　機組調節優先級排隊序列Fig.4　Priority sequence of unit adjustment

5　市場環境下調頻機組考核評價指標設計

針對機組調節性能指標，目前的評價方法和評價指標主要關注對機組的考核評價，不能完全滿足調頻市場化后對調頻資源的全面評價要求[17-19]。為了實現AGC與市場交易系統的全面對接，對機組考核評價可以從準入、考核、補償三方面入手設計對應的機組調頻考核評價性能指標。文獻[20]中提出了相關性指標C、延時性指標D、里程度指標M及精確度指標P共4個評價指標。其中，關聯性指標、延時性指標完全利用機組實際跟蹤數據進行計算得到，適宜用作準入指標；精確度指標跟機組實際跟蹤單個指令有關，適宜作為性能考核指標，用于促進機組提高調頻性能。在此基礎上根據調頻市場特性，在考核指標中補充了可用度指標A，補償指標中補充了調節深度指標S。

(1) 可用度指標A：反映機組在實際調節過程中所能達到的真實出力，與發電商在調頻市場中上報的機組可調容量對照，對機組進行調頻性能考核。

按照每5 s一個計算點，每5 min計算一次機組A指標，計算機組每天的可用度指標A：

(18)

(19)

式中：Pi-n為第i時段第n個采樣點機組所能達到的真實出力；Pi-N為該點對應時段機組上報的可調容量。

(2) 調節深度指標S反映的是機組實際調節里程總和。

S=∑(Mt+Δt-Mt)

(20)

式中：S為每個時段內，機組實際出力跟蹤目標出力變化的總和；∑(Mt+Δt-Mt)為機組跟蹤控制指令時實際出力與上一時刻實際出力差的累加，若實際出力超出目標出力，則不計入。

在以上提出的指標基礎上，可以設計表征機組跟蹤指令調節性能總指標K1，K2，K3。

(1) 準入指標：

K1=αC+βD

(21)

式中：α，β分別為相關性、延遲性指標的權重系數。

(2) 考核指標：

K2=μP+ρA

(22)

式中：μ,ρ分別為精確度、可用度指標的權重系數。

(3) 補償指標：

K3=S

(23)

對于指標計算中權重系數的設置并不是固定不變的，與機組類型、電網實際運行情況有關，在實踐中，要結合電網運行情況，通過對機組實際跟蹤過程進行測算來確定。利用上述指標，可以實現市場環境下對調頻機組的全面評價，并能與市場交易系統進行閉環，保障調頻市場交易的順利執行。

6　算例分析

本文提出的市場環境下的頻率控制技術在廣東電網已經開展了閉環控制試驗。廣東電網調頻輔助服務市場調頻服務提供商包括按照國家和行業標準具備AGC功能的、由省級及以上調度機構調管的并網發電單元，或其他具備提供調頻服務能力的裝置，包括儲能裝置、儲能電站等。其閉環控制試驗過程如下：

(1) 首先在模擬閉環前，由AGC按日統計所有參與市場機組的準入指標和性能考核指標，準入指標系數分別按0.5設置，準入指標門檻設置為0.6，即準入K1指標要求大于0.6。在考核指標設計上，按照0.5，0.25，0.25進行設置，整體考核指標作為調頻服務商調節性能因子納入市場競價。

(2) 再由第3小節介紹的實時調頻需求算法計算出每小時的調頻需求，為簡化工作流程按照模擬閉環前計算得到的每小時最大調頻容量1000 MW進行市場需求發布。

(3) 市場交易系統每小時交易一次生成市場交易結果，再實時傳輸至AGC，AGC根據出清結果自動切換中標機組投入調頻模式，AGC控制策略采用4.3小節的調用策略，通過優先調用性能好、報價低的機組進行調節，再通過調節深度補償的方式鼓勵服務提供商提高性能、降低報價，達到電網整體調頻費用的目標。

(4) 在市場運行過程中，AGC同時實時計算機組的考核性能指標，用最新計算指標滾動更新機組平均考核性能指標。表1顯示的是某時段市場中標的前12臺機組性能指標和中標容量數據。

表1　市場交易出清結果Tab.1　Clearing results of market transactions

經過閉環測試后發現，電網頻率基本保持穩定，并未出現頻率質量大幅下降的現象，保證了電網頻率運行安全，頻率偏差情況如圖5、圖6所示。

圖5　頻率偏差平均值情況對比Fig.5　Comparison of frequency deviation average value

圖6　頻率偏差均方根情況對比Fig.6　Comparison of frequency deviation root mean square value

圖5、圖6分別從平均值和均方根角度對電網引入市場前后的頻率偏差變化情況進行對比，從圖中可以看出，引入調頻市場后，頻率偏差變大，但電網頻率基本保持穩定。

7　結語

基于調頻服務市場機制，在保證電網頻率運行穩定的前提下，提出了調頻需求實時計算方法、調頻機組調用策略及機組調頻性能考核評價指標，建立調頻服務市場環境下頻率控制架構，滿足了調頻市場環境下頻率控制需要。測試結果證明本文提出的調頻市場環境下的頻率控制技術的有效性，有力支撐了電網調頻服務市場化的建設和電網頻率控制。

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