一体化电站对电力系统区域控制偏差指标的响应控制策略

解 大，贾玉健，冯俊淇，娄宇成，杨敏霞，张 宇

(1．上海交通大学电气工程系，上海市200240;2． 华东电力设计院，上海市200063;3．上海市电力公司电力科学研究院，上海市200122)

0 引 言

我国电动汽车及充电设施的推广与建设主要集中在公交用车、公务用车等示范运营方面［1-4］，国内研究人员提出了兼具充电、换电池、储能、退役电池再利用功能于一体的电动汽车智能“充放储”一体化电站［5］。相比于传统的单一功能充电站、换电站或储能站，一体化电站能够显著节约土地资源、降低电池使用成本，获得了广泛认可，被认为是推动电动汽车发展的有力保证。

一体化电站除作为电动汽车充电、换电池电站之外，还可利用站内大量储能电池和变流器装置，对电网提供一定的增值效益，包括削峰填谷、无功补偿、频率偏差调整等［6］。虽然单座一体化电站的容量有限，但是随着电动汽车产业的大规模推广［7-8］，一体化电站也将大量配套建设，对电网运行状态的影响会大大加强，采用合理的控制方法可产生可观的效益［9］。

目前，国内研究人员对电动汽车功能设施的基础充放电功能有了较为完善的讨论和实践，但是对于深层次的优化、增值控制方法，却鲜有报道［10-13］。为此，本文引入一体化电站区域控制偏差指标，建设性地提出一体化电站参与区域控制偏差的控制策略，并通过算例分析定量计算一体化电站参与区域控制偏差时的调整效果。

1 一体化电站区域控制偏差指标

1.1 一体化电站结构与功能

“充放储”一体化电站系统的组成结构［5］如图1所示，它包括调度中心、多用途变流装置、充换电站、梯次电池储能电站以及储能电池。

图1 一体化电站系统结构Fig.1 Structure of integrated power station

调度中心是电站系统的主控中心;多用途变流装置是电站系统内部以及内部与电网之间能量多向流动的通道;电池充换电站的主要功能是对动力电池进行合理的充放电控制，对能量状态不足的车辆进行电池换取;梯次电池储能电站的主要功能是对退役电池做优化重组进行再利用。

1.2 电力系统运行状态与一体化电站运行模式

根据欧洲输电联盟、美国纽约州电网等标准运行规程，频率偏差、区域控制偏差、电压裕度、电能质量等指标是电力系统运行监控的重要指标［14-15］。依据这些指标的数值可将电力系统划分为:正常运行状态、警戒状态、紧急/严重紧急状态、崩溃状态、恢复状态，其运行模式如图2 所示。

图2 电力系统运行状态与一体化电站运行模式Fig.2 Power system states and integrated station operating modes

根据电力系统的运行状态，一体化电站具有3 种运行模式:

(1)正常运行模式。电力系统正常运行状态及警戒状态下，一体化电站也应处于正常运行模式，运行目标是维持正常稳定运行，优化充放电控制，并选择性采取一些增值效益运行模式。

(2)系统保护运行模式。电力系统在紧急状态和严重紧急下，“充放储”一体化电站采用系统保护运行模式，采取一系列紧急控制措施，充分发挥储能系统和多用途变流装置快速控制的技术优势，支持电网恢复正常状态。

(3)孤岛(自治)运行模式。在电力系统崩溃及系统恢复状态下，一体化电站主动从电网解列，采取孤岛运行模式。

1.3 电力系统ACE 指标与一体化电站ISACE指标

由于现代电力系统采取区域电网大范围互联组成大电网运行方式，各区域电网之间通过交换功率取得系统有功功率的动态平衡，因此电力系统区域控制偏差(area control error，ACE)是调度工作重点监控指标。

ACE 计算公式如式(1)所示。

式中:常数β 为频率偏置系数;Δf 为频率偏差;ΔPT为联络线实际交换功率与计划交换功率之间的偏差。

电力系统的控制目标是通过调节自动发电控制，使得区域控制偏差εACE为0。当系统频率发生扰动，εACE达到一定数值之后，由网调电厂在调节容量范围内进行调节，省调按给定的计划进行调整。

AGC 依据ACE 指标的运行值控制，这种控制体系最早采用经验体系A 标准进行调节。北美电力可靠性委员会于1996年提出了控制性能标准(control performance standard，CPS)标准，CPS 标准包括2个部分:CPS1 和CPS2 标准［16-17］。

一体化电站具有可快速调节正负功率发电机特性，也可纳入AGC 控制的范畴，在正常运行模式下，一体化电站可采取区域控制偏差增值控制策略;在系统保护运行模式下，可采取区域控制偏差紧急支持控制策略;在孤岛运行模式下，系统不存在ACE 指标，不予考虑。

由于一体化电站容量较小，兼顾控制的快速性和容量2个方面，需要类似地定义应用于一体化电站的区域控制偏差指标(area control error of integrated station，ISACE)作为一体化电站功率控制的依据。

分析实际的电力系统ACE 数据可以看出。ACE数值的变动可分成3 种分量:第1 种是变化很缓慢的持续分量，变化周期为3 ～30 min;第2 种是脉动分量，其变化周期在15 s ～3 min;第3 种是频率较高的随机分量，其变化周期为7.5 ～15 s。

将原始的εACE(n)数据，采取合理的高通数字滤波器IIRHP进行处理，可将ACE 数据中高频部分分离出来，得到HP(εACE(n))数据，作为一体化电站运行指标。常用的数字滤波器有巴特沃斯滤波器、切比雪夫滤波器等，其中巴特沃斯滤波器具有通频的频率响应曲线最平滑的特点，能够准确地保留特定频率的信息，因此本文采用巴特沃斯数字滤波器。图3 为巴特沃斯滤波器的频率响应图，式(2)为其振幅的平方对频率的表达式。

图3 巴特沃兹滤波器频率响应图Fig.3 Frequency response of Butterworth filter

式中:n 为滤波器的阶数;ωc为截止频率;ωp为通频带边缘频率。

ACE 数据处理流程图如图4 所示，定义一体化电站区域控制偏差指标如式(3)所示:

HP(εACE(n))为经过IIRHP滤波器处理过的系统ACE 指标值。

图4 ACE 数据处理流程图Fig.4 Processing of ACE data

2 一体化电站区域控制偏差调度策略

根据电力系统标准规程，当εACE小于L10，认为系统处于正常运行状态，此时一体化电站处于正常运行模式，可由调度人员选择进入一体化电站区域控制偏差增值控制;如果εACE大于L10超过10 min，或者大于2 倍L10，认为电力系统进入紧急状态，一体化电站转入系统保护运行模式下对应HP(εACE(n))指标的紧急支持控制。

将HP(εACE(n))按照绝对值的大小，分为如图5所示的死区、正常区以及紧急区，一体化电站的期望充放电功率(integrated station destination generation，ISDG)与其控制方式和当前HP(εACE(n))落入的控制区段有关。

图5 一体化电站控制对HP(ε ACE(n))调节区域的划分Fig.5 Division of HP(ε ACE(n))ranges based on integrated station control

结合一体化电站的正常运行模式、系统保护运行模式综合设计出一体化电站区域偏差调度的各种调节方式，具体调节形式见表1。

表1 一体化电站区域偏差调度策略表Table 1 Dispatch plan of integrated station ACE

表1 中，基础充放电是一体化电站正常的计划运行模式，不考虑ACE 的影响。响应调节ISDG 表示一体化电站在计划运行模式下考虑对ACE 的要求，计算一体化电站增值期望功率ISDG，并按照计算目标进行调节。全力支持ISDG 表示一体化电站在系统保护运行模式下，不再考虑运行计划，而是以全力支持期望功率ISDG，以期系统度过紧急状态。

2.1 正常模式下一体化电站的区域控制偏差增值控制

正常运行模式下，一体化电站除制定基本的充放电运行计划之外，可有选择地进入ACE 增值控制。在增值控制策略中，调度中心依据一体化电站区域控制偏差指标HP(εACE(n))及一体化电站容量，实时计算并调整一体化电站的充放电有功功率，抑制电力系统区域控制偏差中的高频波动。参考电力系统ACE 控制的CPS 标准，类似地制订一体化电站控制标准:

式中:(εACE(n))AVE－min是1 min εACE的 平 均 值;ΔfAVE－min是1 min 频率偏差的平均值;ε1是互联电网全年1 min 频率平均值偏差的均方根控制目标值;BIS为根据一体化电站容量而调整设定的频率偏差系数。

式中:B 为控制区域设定的频率偏差系数，MW/0.1 Hz，且有负号;PISei为给定控制区域内第i个参与调节的一体化电站额定功率;PΣ为互联电网全年1 min功率的平均值。

同时，规定HP(εACE(n))每10 min 的平均值必须控制在规定的范围LIS－10内:

式中:BISΣ为含一体化电站的所有控制区即整个互联电网的频率偏差系数;ε10为互联电网对全年10 min频率偏差的均方根值的控制目标值;系数1.65 为标准正态分布置信度为0.9 的分位点，概率上使频率恢复到目标值的可能性达到90%。

一体化电站HP(εACE(n))指标对一体化电站与电网交换的有功功率调度要求包括2个部分:根据一体化电站充放电、换电池正常运行要求制定的基础充放电功率;消除一体化电站HP(εACE(n))指标所需增减的控制调节有功功率。

含多个一体化电站的区域电网所需要的HP(εACE(n))称为基于一体化电站的区域需求(area requirement based on integrated station，ISAR)，是指二次调频中每一计算周期根据HP(εACE(k))、上次控制发出后预期响应HP(εACE(k－1))exp和死区段及正常段之间的门槛值εDBMW计算出的调节增量。当ISAR 在全死区段模式(full-time dead band mode，FDM)时和部分死区段模式(part-time dead band mode，PDM)时的取值为

对于包含一体化电站的电网区域需求，AGC 发出的调节功率Pr按比例积分式计算:

式中:Gl、Gp分别为控制的积分增益和比例增益;Pl、Pp分别为控制的稳态和暂态调节功率。Pr的分配周期与调度中心的运行周期同步，Pr分配到一体化电站i 的功率Psi为

式中:Pbi为一体化电站i 的实际功率点;αi为一体化电站i 的经济分配系数，其值是成本微增率曲线在一体化电站计划运行点处斜率的倒数，且∑αi=1，βi为一体化电站i 的调节分配系数，其值是一体化电站的响应速率，且∑βi=1，由于一体化电站的响应速度取决于多用途变流装置，可以认为所有一体化电站的调节速度是一致的。αi和βi也可以由调度员人工确定。

HP(εACE(n))分配到一体化电站i 的功率增量为

一体化电站期望功率PISDG的计算公式为

式中:SBP为一体化电站运行的基点;为一组经济分配系数;为一组调节分配系数，DG为自上次计算运行以来总的发电出力变化量。

据此，一体化电站可根据式(3)至式(11)按照预先设定的周期反复运行进行类于AGC 的调节，上述增值控制的流程如图6(a)所示。

首先，按照选定的ACE 算法从SCADA 实时数据库中提取当前频率遥测值并与频率基准值对比，计算出频率偏差;从SCADA 实时数据库中提取当前联络线交换功率的合计值并与联络线净交换功率计划值对比，计算出联络线有功功率偏差，求出一体化电站所在系统的ACE，启用高通滤波器对原始ACE 进行滤波，得到一体化电站频率偏差指标HP(εACE(n))。

其次，判断HP(εACE(n))大小和落入的控制区段，决定控制策略，计算出控制区域的有功功率要求和规范化的分配系数。

然后，根据当前控制区段和电站参与调节的模式组合结合分配系数分别计算各一体化电站的期望有功功率值，比较期望发电值和实际功率计算一体化电站控制偏差并判断功率的增减方向。由于一体化电站的控制速度远远高于发电机组，因此如果需要调节则立刻向一体化电站发出调节指令，一体化电站的多用途变流装置接收到调节指令并作出响应。

图6 基于一体化电站ACE 指标的控制策略Fig.6 Integration station control strategy based on ACE

最后，从SCADA 实时数据库中提取机组实际发电功率，计算预期响应情况。

2.2 一体化电站频率偏差指标的紧急支持控制

一体化电站保护运行模式下，系统εACE指标超出合格值，一体化电站根据上级调度指令配合电网调度中心进行区域调度，调整系统频率。记L1、L2为一体化电站所在区域的εACE指标合格值以及紧急阈值;T、Tm分别为εACE越限持续时间以及越限时间紧急阈值。

当L1时，εACE介于合格值与紧急阈值之间，但越限时间超过紧急阈值，或者εACE严重越限，此时一体化电站参与有功调度，且以最大能力对所在电网进行支持。系统保护运行模式下一体化电站区域控制偏差指标的紧急支持控制算法流程如图6(b)所示。

3 算例分析

图7(a)为依据CPS 标准进行控制的某实际电力系统ACE 指标1 h 的数据，εACE数值每15 s 计算1次，2 400 ～3 000 s 期间，电力系统由正常状态进入紧急状态，ACE 指标变化幅度大幅增加。

根据 ACE 数据的频谱分布特点，设计Butterworth 滤波器IIRHP参数如下:

通带截止频率fp=1/5 Hz;

通带最大衰减Ap=1 dB;

阻带截止频率fs=1/20 Hz;

阻带最小衰减As=40 dB。

将图7(a)所示的ACE 数据，采用上述IIRHP滤波器进行处理，得到ISACE 数据，如图7(b)所示。对比图7(a)、7(b)可以看出，经过高通滤波处理后，ISACE 的绝对值在20 以内，贴合一体化电站的调整容量。

图7 依据CPS 标准的电力系统ACE 数据及ISACE 数据Fig.7 ACE data and ISACE of power system according to CPS

以上述某实际区域电网的数据为算例，假设一体化电站群参与区域控制偏差调整的容量额度为20 MW。在正常运行模式下按照图6(a)给出增值控制策略，计算一体化电站响应ISACE 指标所作出的输出功率调整量ΔPIS;在系统保护运行模式下，按照图6(b)给出的紧急支持控制策略，计算ΔPIS。图8给出了ΔPIS的变化曲线。

图8 一体化电站集群响应ISACE 指标的输出功率调整曲线Fig.8 Output power curve of integrated stations responding to ISACE

通过图8 可以看出，正常模式下一体化电站输出功率数值较小，持续时间较短;系统保护运行模式下，功率值较大且持续时间长。

图9 则给出了一体化电站集群参与区域控制偏差调整前后的对比图。

图9 一体化电站集群参与调整前后的效果对比图Fig.9 Effect comparison before and after integrated station participating adjustment

图9(a)、9(b)分别为一体化电站调整前后的ISACE 指标曲线，对比可知，在正常运行模式下，一体化电站的增值控制策略有效削减了ISACE 的幅值;图9(c)、9(d)分别为一体化电站参与调整前后的系统频率偏差指标，可见，当电力系统进入紧急状态后，一体化电站在紧急支持策略控制下，调整有功功率，大大削减了系统频率偏差数值，使之回归正常状态。

4 结 论

(1)对应电力区域控制偏差指标，本文定义了一体化电站区域控制偏差指标，该指标由原始ACE 数据经滤波处理得出。

(2)对应电力系统正常状态，一体化电站运行于正常模式，可采用增值控制策略;当电力系统进入紧急或严重紧急状态时，一体化电站运行于系统保护模式，可采用紧急支持控制策略。

(3)对实际电力系统的运行数据进行算例分析，依据本文所提出的一体化电站区域控制偏差指标，按照本文提出的控制策略模拟计算一体化电站参与系统ACE 控制的增值效果，算例表明，本文所提出的一体化电站区域控制偏差指标以及对应的控制策略科学合理、易于实现、控制效果显著。

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