基于网源在线监测平台的电网ACE调节异常分析及对策

高 嵩，张 蒙，李 军，颜 庆，张 超

（1.国网山东省电力公司电力科学研究院，山东 济南 250003；2.山东科技大学，山东 青岛 266590）

0 引言

随着特高压外电入鲁电量的不断增加和新能源发电的快速增长，山东电网的频率控制问题越来越受到关注。当发生外电大功率缺额或新能源发电功率波动时，依靠手动调整机组指令的传统方法已不能满足电网频率快速恢复的需求［1-3］。山东电网引入动态区域控制偏差（Area Control Error，ACE）调节，自动发电控制（Automatic Generation Control，AGC）系统根据ACE大小对可控机组发出控制命令，实现电网频率的快速动态恢复［4-6］。在实际运行过程中，机组AGC 模式又分为AGC-O（SCHEO）和AGC-R（PROPR）两种。AGC-O模式下机组的基本功率由计划曲线确定，不承担调节量；AGC-R 模式下机组的基本功率按照相同可调容量比例分配，无条件承担调节量。AGC-R 模式下，机组要快速响应电网需求，保证电力系统频率稳定［7-10］。

近年来，新能源发电在我国电源结构中的占比持续上升，随着新能源发电的大规模并网，火力发电企业利润逐步缩减。为提高竞争力，火电机组不断优化提升机组AGC 调节品质［11-16］，参与电网ACE 调节，ACE 调节控制能力有所增加，也对网源协调下的调频策略提出了更高的要求。

冬季采暖期间，部分热电联产电厂为保证稳定可靠供热，主动退出AGC-R模式，ACE调节控制的机组数量有所减少，当特高压联络线偏差显著增大时，ACE 调节与机组控制配合不协同，造成日内ACE 时段性调整困难。

通过调取ACE 调整困难时段的电网侧、电源侧运行数据，分析电网和电源无法协同配合的原因，并提出有针对性的优化策略，提高采暖季AGC-R 模式机组减少情况下的电网频率快速响应能力。

1 网源两侧调节特性分析

目前，山东建成并投运了电力行业接入机组规模最大的网源在线监测平台（以下简称“网源平台”），已接入全省173台（共64 540 MW）主力发电机组的涉网运行参数，依托此平台可实现对发电机组调峰、调频、调压能力的在线监测及动态评估。通过网源平台的在线数据，选取特高压偏差较大的时段，以2020 年2 月1 日04：00—04：15 为例，选择8 台投入AGC-R模式的机组进行分析。

1.1 电网侧ACE及调节速率分析

电网ACE 曲线和特高压偏差如图1 所示，AGCR 模式机组调节需求和实际响应曲线如图2 所示。由图1 和图2 可知，04：00—04：06 时段，受特高压偏差影响，ACE 持续为负值，最大-400 MW；AGC 系统向R模式机组持续下达400 MW 的向上调节指令，此时AGC-R 模式机组出力向上爬坡行为正确、但出力增长较慢，6 min 内出力仅增长200 MW，平均调节速率33 MW/min。04：09—04：12 时段，ACE 变为正值、达150 MW，AGC 系统向R 模式机组下达150 MW 的向下调节指令；此时AGC-R模式机组响应迅速，3 min内出力降低200 MW，平均调节速率66 MW/min。04：12—04：15 时 段，ACE重新变为负值、达-200 MW，AGC系统向R模式机组下达200 MW 的向上调节指令；此时AGC-R 模式机组向上爬坡仍较缓慢，3 min内仅增加70 MW。

图1 电网ACE曲线、特高压偏差

图2 AGC-R模式机组调节需求、实际响应

通过分析可知，电网整体AGC-R 模式机组向上调节速率低于向下调节速率，该时段内电网ACE 为负值的期间，AGC向上响应速率不足。

1.2 电源侧AGC调节情况

机组负荷控制逻辑如图3 所示。在收到AGC 指令后，首先经过机组负荷变化速率限制模块，生成机组负荷指令（一次调频前），再叠加一次调频补偿量，生成机组负荷指令（一次调频后），作为控制目标值送入机组协调控制系统进行调节。因此，须分析以下两个过程：一是机组负荷指令的生成过程；二是机组有功功率跟踪机组负荷指令的实际跟踪过程。

图3 机组负荷控制逻辑

以某电厂2 号机组为例，分析该机组的具体调节情况。

1.2.1 机组负荷指令的生成过程

机组负荷指令的生成过程包括变负荷速率设置环节和一次调频补偿指令的叠加环节。

1）变负荷速率设置环节：330 MW 机组的标准额定变负荷速率应为4.95 MW/min，该机组设置的机组负荷变化速率为6 MW/min。机组负荷变化速率限制模块的作用是，收到AGC指令后，将其处理成斜坡指令。AGC指令与机组负荷指令（一次调频前）的对比曲线如图4所示。

如图4 红圈所示，AGC 指令阶跃增加3 MW，斜坡所需时间为30 s，实际的负荷指令变化速率为5.98 MW/min，与机组设置的负荷变化速率6.00 MW/min一致，证明机组负荷变化速率限制模块工作正常。

图4 AGC指令与机组负荷指令（一次调频前）对比

2）一次调频补偿量的叠加环节：该时间段内电网持续高频，机组一次调频动作。机组负荷指令（一次调频前）与机组负荷指令（一次调频后）的对比曲线如图5所示。

图5 一次调频前、后机组负荷指令对比

如图5 中光标竖轴所显示的04：03：02 时刻，机组负荷指令（一次调频前）为184.201 MW，机组负荷指令（一次调频后）182.083 MW，一次调频补偿指令的实际值为-2.118 MW。此刻电网频率为50.036 Hz，一次调频补偿指令的理论值应为-0.36 MW，由此看出，机组的一次调频能正常动作，且动作幅度高于理论值。

1.2.2 有功功率跟踪机组负荷指令过程

机组负荷的实际跟踪情况如图6所示。

机组调节过程中，一次调频持续动作，机组有功功率在跟踪AGC指令时叠加了一个较大的一次调频向下补偿量。从整个调节过程中明显可见，由于机组有功功率始终向下偏离AGC 指令较多，向上调节时被当作是跟不上AGC 指令的增过程（如图6 中红圈所示），而向下调节时被当作超前完成了AGC指令的减过程（如图6中蓝圈所示）。

图6 机组负荷跟踪曲线

从具体数据来看，04：00—04：08 时段，机组AGC 指令持续增，从178.23 MW 增至196.17 MW，8 min内仅增加17.94 MW，平均变化速率2.24 MW/min。04：08—04：12 时段，机组AGC 指令持续减，从196.17 MW减至183.14 MW，4 min内减少13.03 MW，平均变化速率3.25 MW/min。04：12—04：15时段，机组AGC指令持续增加，从183.14 MW增加至187.84 MW，3 min内增加4.7 MW，平均变化速率1.57 MW/min。

通过分析可知，该机组向上调节速率低于向下调节速率。

2 ACE调节异常原因分析

首先从理论上根据ACE、AGC 和一次调频的动作原理进行分析。电网ACE 是实时变化的，其正负方向、数值大小与特高压联络线功率偏差以及电网频率有关，电网调度AGC 控制系统基于ACE 值生成AGC 指令并分发至每台投入AGC 功能的发电机组。而发电机组无法监测到电网ACE 值，其一次调频控制策略只考虑电网频率的变化，并未考虑ACE 的变化，因此ACE 调节方向（即AGC 调节方向）存在与一次调频调节方向不一致的可能性。

其次从实际运行情况进行分析，根据网源两侧功率调节情况统计可以得出，本次ACE越限的重要原因是AGC-R模式机组的向上调节速率降低，低于正常运行时的额定调节速率；而该时间段内AGC-R模式机组的向下调节速率正常，而能引发机组该类群体性动作的首先考虑的就是一次调频和AGC反向问题。

以某电厂2 号机组调节困难期间主要运行参数为例，如表1所示。

表1 某2号机组主要运行参数

从表1 可看出，机组在AGC 调节过程中，受一次调频动作的影响较为明显。同理，分析另外其他7台机组，也存在同样的现象。结合上文对于机组AGC 调节过程的具体分析，得出ACE 越限的主要原因是：电网ACE与火电一次调频调节方向相反。

同时，在分析过程中发现机组侧调节存在两方面问题。一方面是频差小扰动时机组一次调频量明显比理论值要大，例如电网频率为50.04 Hz 时，机组一次调频理论指令为0.924 MW，而实际指令为2.33 MW，目前山东省内较多机组存在该现象，其原因是为了应对一次调频日常小扰动考核，在小频差时将一次调频指令设置得较大；另一方面是部分机组协调控制品质较差导致出力跟踪不及时，例如某电厂1 号机组，机组在出力连续增加过程中锅炉燃烧补充不足，主汽压力下降较快，导致机组跟踪AGC指令不及时。

3 应对山东电网ACE调节异常的对策

根据以上分析，提出应对山东电网ACE 调节异常的对策如下。

1）在政策上引导发电机组积极参与AGC辅助服务。各地区火电AGC 出清价格最高上限如表2 所示。山东电力辅助服务市场的AGC出清价格最高上限现在为6元/MW，相比其他地区较低。为提高发电厂投入AGC-R 模式运行机组的积极性，可考虑适当提高AGC 出清价格最高上限，增加AGC-R 模式机组数量，引导参与电网ACE调节。

表2 各地区火电AGC出清价格最高上限 单位：元/MW

2）针对电网ACE与火电一次调频调节方向相反的问题，应进一步完成电网ACE 和AGC 控制系统的策略。在AGC-R 模式机组控制策略中应考虑ACE与一次调频的影响，并完善电网紧急情况下AGC-O模式机组的控制策略。如果频差进一步增大（达到0.1 Hz），一次调频动作后会闭锁AGC 的反向调节，此时电网ACE 调节能力进一步弱化，容易造成电网ACE 越限。在电网ACE 越限的紧急情况下，电网调度人员可批量选择发电机组，通过一键爬坡功能手动增加或减少机组有功出力，避免电网ACE 超过允许范围。

3）针对频差小扰动时机组一次调频量明显比理论值偏大的问题，可进一步完善发电机组一次调频考核机制。发电机组一次调频运行考核方面，由于现有一次调频小扰动考核标准规定的考核边界值是0.038 Hz，机组为提升合格率只能加大一次调频动作幅度，建议将考核边界值适当放宽；对一次调频大扰动考核标准引入动作区间指标，要求机组动作幅值处于一个上下限区间内，避免机组调节过大或过小。

4）针对部分机组协调控制品质较差导致出力跟踪不及时的问题，可进一步加强直调机组出力管理，提升火电机组AGC调节品质。当电网发生紧急情况下，需要机组进行大范围、快速的改变出力，因此对机组协调控制品质要求较高。可开展对机组协调控制系统的优化提升工作，提高机组AGC调节指标，一方面提升电网ACE 调节水平，另一方面提高机组参与AGC辅助服务市场的竞争力。

4 结语

通过网源平台在线数据对ACE调节过程中电网侧和电源侧数据进行深入分析，发现ACE 与火电一次调频调节方向相反是导致ACE 越限的主要原因，并提出了应对山东电网ACE 调节异常的相关对策，对提高电网ACE 调节水平和机组AGC 调节品质具有指导意义。