0 引言

随着国家对能源安全和清洁化问题的日益关注，可再生能源得到迅猛发展，特别是在可再生能源比较富集的西部地区，风电、太阳能等装机容量逐年递增。而西部各省市自身的用电负荷普遍较低，电网发展规模跟不上可再生能源的投产速度，对可再生能源无法全额消纳。大规模风电并网面临着诸多问题，如大规模风电并网后的低电压穿越、风电场电压控制、风功率的大幅波动、电网调峰容量不足、调度模式转变、弃风条件下的“三公”调度等问题^[1-8]。合理有效地解决以上问题，有利于风电的健康、有序发展。实践证明，风电自动发电控制系统是保证大规模风电合理运行的关键技术，利用风电自动发电控制系统可以解决风电调整时的快速性和弃风的公平性；制定合理的风功率控制策略可以化解风电自身的大幅波动问题，同时可以改变以往风电的调度管理模式，保证风电的最大化消纳。

内蒙古电网作为风电装机容量最大的省级电网，从2008年开始因调峰能力不足产生弃风。最初风电场弃风只能依靠调度员口头下令，存在下令周期长、控制精度差、监控不到位等问题。2012年内蒙古电力调通中心建设了风电自动发电控制系统实现了风电场出力调度端直控。但是早期的风电自动发电控制系统，需要调度运行人员人工触发下令，不能主动参与电网潮流调整，无法满足大规模风电并网后的电网运行要求。随着风电装机容量的不断增加，风电出力特有的随机性、波动性使内蒙古电网外送联络线潮流合格率逐年下降，越限考核电量居高不下，火电AGC系统的调节速率无法平抑风电大幅的波动，亟须建设风火联合优化运行的风电自动发电控制系统。本文通过对风电自动发电控制系统策略的研究应用，实现风电辅助火电AGC系统调整电网大幅波动；同时利用主站风火优化策略，使日常调度运行过程中火电下旋备容量最小，风电出力最大，实现风电接纳最大化。

1 风电自动发电控制实现方案

风电自动发电控制由风电场AGC系统与风电场侧的风电综合通信管理终端、风机监控系统、升压站综自系统等配合实现^[9-10]。风电自动发电控制系统控制结构如图 1。

风电综合通信管理终端由风机监控系统得到每台风机实时运行数据，包括有功功率、无功功率、电压、电流等；由升压站综自系统得到风电场升压站并网点的电压、电流、有功功率、无功功率、功率因数、主变分接头位置以及断路器、隔离开关的状态。

风电场AGC控制装置由风电综合通信管理终端获取上述实时数据，同时风电综合通信管理终端通过电力调度数据网与内蒙古调度端的风电AGC系统主站通信，接收调度端下发的风电场有功功率目标值、有功功率曲线等命令，并将上述指令转发至风电场AGC控制装置。风电场AGC控制装置根据下发的有功功率目标值以及风电场风机、升压站运行情况，结合电网和设备的各种安全约束，通过优化计算确定监控系统所带风机的有功功率输出总目标值，并通过风电综合通信管理终端下发至风电场能量管理平台执行。

2 传统火电AGC系统联络线潮流调整方式

华北区域网间联络线采用A1、A2考核标准^[11]。由于华北区域水电资源匮乏，各省联络线潮流的日常波动均由火电AGC机组进行调整。

2.1 联络线偏差A1、A2考核标准

北美电力系统可靠性协会（NERC）在1973年正式提出采用A1、A2标准来评价电网正常情况下的控制性能，其内容如下。

A1：控制区域的ACE（区域联络线偏差）在15min内的过零次数，要求必须至少过零1次；

A2：控制区域的ACE 积分值在15 min内的平均值，要求必须控制在规定的范围内。

NERC要求各控制区域达到A1、A2标准的合格率在90%以上。通过执行A1、A2标准，使各控制区域的ACE 始终接近于零，保证用电负荷与发电负荷、计划交换和实际交换之间的平衡。按照A1、A2考核标准，内蒙古电网每月A1越限次数少于30次，A2越限次数少于45次，且A2越限负荷不超±60 MW为合格。对超过规定次数的越限，根据A1、A2标准进行电量考核。

2.2 传统火电AGC系统的潮流调节方式

为保证联络线潮流满足A1、A2考核标准，内蒙古电网要求网内200 MW以上火电机组均投入AGC功能。通过火电AGC主站系统将ARR值（联络线调节需求）下发至火电机组，由火电AGC机组调整联络线偏差。

内蒙古电网与华北电网采用定联络线净交换功率及频率偏移控制方式（TBC），ACE 计算公式如下：

(1)

式中P_j—第j条联络线的实际有功功率，MW；

I_o—内蒙古电网与华北电网的净交换功率计划值，MW；

f—系统频率实测值，Hz；

B—系统的综合频率偏移特性值，MW/Hz。

ACE积分值ACEINT（即A2值）计算公式如下：

(2)

式中T_AGC—AGC的运行周期，min；

$\int {_0^t} $ACEdt —0~t时间段ACE积分值，MW；

ACEIN_K—0时刻ACE的初始值，MW；

AC_K+1—下一时段ACE的值，MW；AGC的总调节功率ARR值计算公式如下：

(3)

式中G_I—积分部分的增益系数；

G_P—比例部分的增益系数。

日常联络线潮流调整过程中，内蒙古电网火电AGC系统实时地将ARR值（式（3））按相应策略分配至火电AGC机组，由火电AGC机组进行响应调节，保证联络线潮流满足A1、A2考核标准。

3 风电—火电AGC系统优化协调策略

基于风火优化的风电自动发电控制系统主要是利用风电出力调节速率快的特性来平抑电网有功潮流的大幅波动，风火协调调节ACE总体框架如图 2所示。当电网联络线有功潮流波动幅度小于设定值时，运行平稳，联络线的潮流波动由火电AGC系统负责调整。如果风电出力达到或超过设定值，联络线潮流波动幅度大，视为进入紧急状态，此时风电自动发电控制系统自动触发给各风电场AGC装置下发指令，同时与火电AGC系统通信，两者相互协调共同调整联络线潮流。

电网运行过程中，风电、火电AGC系统同时监控系统ARR、A2、ACE 值变化情况。进入紧急状态时，风电AGC主站系统将触发时刻的ARR值下发至风电场AGC装置，参与联络线ACE 调节，同时将风电AGC的有功调节量及速率传递给火电AGC系统，并修正火电AGC系统的调节需求ARR值，修正公式如下：

(4)

(5)

式中 ΔP_W (t)—风电有功出力随时间变化函数；

P_W—风电有功调节量，等于风电触发时刻的系统ARR值，MW；

V_W—风电有功调节速率，为参与调节风场有功速率之和，MW/min；

t—风电参与调整时长，从风电触发时刻开始计时，，min；

G_W—风电有功出力影响系数。

为避免风电、火电AGC系统发生过调现象，当风电AGC系统自动触发参与ACE 调整时，给火电AGC系统传输1个风电出力变化量（如式（5）），协调优化火电AGC调节目标，减小火电调节幅度，保证风电、火电AGC效率最大化。

4 基于风火优化的风电自动发电控制系统

主站策略为保证日常运行过程中联络线合格率高、风电接纳最大化，将基于风火优化的风电场自动发电控制策略进行分类实施。为保证联络线潮流合格，制定风电辅助调整策略，该策略以联络线A2 值为目标，当调整周期内联络线A2 值大于设定偏差值时，向风电场下发负荷调整指令，同时与火电AGC系统进行通信，相互协调，火电和风电同时调整，保证联络线潮流合格。为保证风电接纳最大化，制定风电智能开放策略，以设定的火电最小下旋备容量为目标，当火电实际下旋备容量大于设定的最小下旋备容量时，自动开放风电，直至火电下旋备容量接近设定值。两种策略在实际运行过程中可自由切换。

4.1 风电辅助调整策略

电网运行比较平稳，风电出力较高，火电旋备较低时，调度运行人员可采用风电辅助调整策略，风电辅助调整策略程序框图如图 3所示。

图 3显示，程序以15 min为1个运行周期，若当前时间大于设定的时长T（如T=480 s）时，程序自动监控判断A2 值与设定的越限调整值P（如P=80MW），若│A2│＞│P│，且P 值与调节需求ARR 值符号相反，风电AGC系统自动按照设定的出力分配策略进行出力调整，调整量等于调节需求ARR 值（为保证系统可靠性，程序设定了风电最大控制步长，当调节需求ARR 值大于控制步长时，调整量等于风电控制步长）。如果上一周期进行了风电出力调整，下一周期开始后，程序要进行火电下旋备容量的充裕度判断；如上一周期进行了弃风，下一周期开始后判断火电下旋备容量充裕，将对弃风风电场下发涨出力指令，指令值等于上一周期弃风量；如果上一周期进行了放风，下一周期开始后判断火电下旋备充裕，将不进行风电出力调整，若火电下旋备容量不足，将对风电场下发减出力指令，以保证火电旋备容量满足电网要求。通过以上风电辅助调整策略既可保证风电紧急情况下参与ACE 调整，提高联络线合格率，又可保证风电的最大限度接纳。

4.2 风电智能开放策略

当电网处于爬坡阶段，供电负荷和外送潮流波动较大时，调度运行人员可使用风电智能开放策略，以保证风电最大限度接纳。风电智能开放策略程序如图 4所示。

图 4显示，程序以15 min为1个运行周期，若当前时间小于设定时长T（如T=480 s）时，程序自动判断当前火电下旋备容量P_x与设定的火电最小保留旋备容量P_min，以及旋备容量正偏差值ΔP。若P_x＞（P_min+ΔP），给风电场下发涨出力指令，指令值P=P_x-P_min-ΔP。相反，如果火电旋备容量Px小于设定的火电最小保留旋备容量Pmin，风电场下发弃风指令，以保证电网火电下旋备容量满足电网要求。在风电增减出力过程中，风电智能开放策略程序仍自动监测电网联络线潮流波动情况，当波动范围超过火电调节能力时，风电仍参与紧急调整，保证联络线潮流合格。风电智能开放策略减少了调度员人工调整风电出力的随意性，保证了风电最大限度接纳以及联络线潮流的合格率。

4.3 实例验证

以内蒙古电网风电自动控制系统某次实际调整过程为例验证本策略的有效性。辅助调整策略时长T取480 s，A2 调整限值取80 MW。实际调整曲线如图 5—图 7所示。

图 5显示，ACE 调整周期中第8 min，风电辅助调整策略进行A2值判断，当时A2=83 MW，大于80 MW触发限值，风电自动发电控制系统计算ARR值并给风电场下发减负荷指令，共减风电出力280 MW（如图 6）；8~15 min，火电AGC机组收到风电自动发电系统减出力信息，进行火电AGC目标调节值修正，期间火电出力曲线较为平滑（如图 7）。由于风电的快速调整，第15 min，A2 值降至12 MW，满足小于60MW的考核要求。如图 7所示，下1个调整周期开始后，风电AGC系统判断火电机组下旋备容量充足，下发涨风电出力指令，共增加风电出力280 MW。期间火电AGC系统一直下发减出力指令，接纳所放风电，火电在两个调整周期内共减出力370 MW。通过实例分析可知，联络线大幅波动，触发了风电AGC参与联络线调整，风电快速调节速率保证了联络线潮流合格，同时协调优化了火电AGC出力，满足电网运行要求。

5 结语

基于风火优化的风电AGC系统的研究应用，提高了风电接纳能力，减少了电网联络线考核电量，减轻了调度员工作量，为建设风、火联合优化运行的AGC系统提供了技术支持。