第8章调度计划与控制.docx

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第8章调度计划与控制

第8章

新能源运行控制技术

8.1引言

随着新能源装机容量的不断增大，传统的调度控制模式难以发挥优先消纳新能源的作用。

在传统调度模式下，电网仅依靠具有AGC、AVC功能的火电、水电等常规机组进行自动功率控制和电压控制，风电场、光伏电站的出力都只能依赖于调度运行人员通过电话通知、人工调整的方式进行调度。

在新能源高比例接入地区（多个省区，风电、光伏已成为区域电网第一大电源），这种粗放式的调度模式无法应对风电、光伏出力的快速波动，电网中的常规机组的AGC/AVC快速调节能力经常处于耗尽状态，极大影响了电网应对扰动的安全运行能力，为了保证系统调频调压满足安全要求，必然导致更多的弃风弃光。

在新能源高比例接入地区，为保证系统安全并效消纳大规模新能源，需要对现有电网调度控制体系的各个环节进行改造，将新能源优先调度的原则贯穿于从日前计划到实时功率调节的全过程发电控制中，并实现抑制风电、光伏波动的协调电压控制。

因此，本章将从新能源的有功功率控制策略，新能源无功电压优化控制和新能源有功-无功协同优化控制3个方面，进行分析新能源发电调度控制的特点及其相应策略，以应对大规模新能源接入电网带来的消纳和安全运行问题。

消纳新能源的热-电联合调度控制技术——简述以消纳新能源为目标的热-电联合调度联合技术，主要包括热电联合系统机组组合、短期调度、在线调控等技术。

（与其他场景合并）

8.2新能源有功功率运行控制

8.2.1新能源场（站）有功控制策略

8.2.1.1新能源场（站）有功控制系统要求及控制策略指标

（一）基本要求

（1）新能源有功功率自动控制子站可作为功能模块集成于新能源场（站）综合监控系统，也可新增外挂式独立系统。

新能源有功功率自动控制子站负责监视场站内各机组的运行和控制状态，并进行在线有功分配，响应执行主站的调度指令或者人工指令。

（2）场站侧有功功率自动控制具备远方/就地两种控制方式，在远方控制方式下，子站实时追踪主站下发的控制目标；在就地控制方式下，子站按照预先给定的有功功率计划曲线进行控制。

正常情况下有功功率自动控制子站应运行在远方控制方式。

（3）当新能源有功功率自动控制位于就地控制时，有功功率自动控制子站与主站要保持正常通信，子站上送调度主站的数据（包括但不限于全场总有功、理论有功最大可发、子站的运行和控制状态等）要保持正常刷新。

（二）功能要求

（1）实时监视

a）新能源场（站）有功功率实时值，调度控制指令，理论最大可发出力等；

b）各风电机组/光伏逆变器的运行状态、控制状态、有功功率等。

（2）控制功能

a）当有功功率自动控制子站接收到的当前有功计划值小于新能源场（站）当前出力时，执行降低总有功出力的控制，能综合考虑各风电机组/光伏逆变器的运行状态和当前有功出力，按照等裕度或等比例等方式，合理进行有功分配；

b）当有功功率自动控制子站接收到的当前有功计划值大于场站当前出力时，执行增加总有功出力的控制，能综合考虑各风电机组/光伏逆变器的运行状态和有功出力预测值，按照等裕度或等比例等方式，合理进行有功分配；

c）有功功率自动控制子站应能够对场站有功出力变化率进行限制，在场站并网以及风速、太阳辐照增长过程中，1分钟有功功率变化和10分钟有功功率变化最大限值不应超过GB/T19963-2011、GB/T19964-2012中对有功功率变化的要求，以防止功率变化波动较大对电网的影响；

d）具备接收主站下发的紧急切除有功指令功能。

在紧急指令下，在指定的时间内全站总有功出力未能达到控制目标值时，子站可以采用向风电机组/光伏逆变器下发停运指令，或者通过遥控指令拉开集电线开关等方式，快速切除有功出力；

e）当场站并网点为多分段母线时，能够分别接收不同母线所连接的送出线总有功设定值指令；

f）有功功率自动控制子站在生成有功控制指令时还应考虑场站无功电压调节设备的调节能力和调节速率约束，避免无功调节速度不能跟踪有功的快速变化，导致新能源场（站）出现电压安全问题。

（3）异常处理

a）具备报警处理功能，子站运行异常或故障时能自动报警，停止分配结果输出，并形成事件记录；

b）具备自动转就地控制功能。

当超过一定时间无法接收到主站下发的控制指令或主站指令通不过校验时，应报警并自动切换到就地控制方式；

c）具备安全闭锁功能，当设备出现异常时应能自动闭锁出，退出自动控制，并给出告警，正常后恢复自动控制；

d）可对告警、闭锁原因、人员操作等形成事件记录。

（4）人工干预

a）可人工设置风电有功功率自动控制子站的运行和控制状态；

b）可人工闭锁/解锁场站内各台风电机组/逆变器，退出/投入自动控制；

c）具备控制测试功能，可以对各台参与控制风电机组/逆变器下发测试指令，检查控制效果；

d）具备权限管理功能，能够对不同的登录用户赋予不同的权限，保证操作安全；

e）具备系统管理和参数设置功能。

（5）统计分析

a）存储新能源场（站）有功功率自动控制的关键历史数据，包括但不限于：

全场站总有功功率的预测值、实时值和控制值，各台风电机组/光伏逆变器的运行状态、有功功率自动控制功能的投入状态、有功功率实时值、预测值和设定值等等；

b）统计各台风电机组/光伏逆变器的有功功率自动控制的运行和控制信息，包括但不限于：

投运率和调节合格率等；

c）支持历史和统计数据的导出。

（三）通讯接口要求

（1）与场站监控系统的数据交互

a）实时采集传送各风电机组/逆变器的运行信息，同时下发针对各风电机组/光伏逆变器的有功控制指令；

b）通信接口推荐采用网络TCP/IP通信方式或104规约，至少具备网络MODBUS（TCP/IP）或OPC通信接口。

（2）与升压站监控系统的数据交互

a）实时采集升压站运行信息、接收主站下发的控制指令，并将场站运行信息转发至主站；

b）通信接口推荐采用网络TCP/IP通信方式或104规约。

至少应具备232/485串口方式、101或CDT规约。

（3）若采用规约通讯方式，则需要具备报文监视功能，并支持报文的导出以便于人工分析。

（四）性能指标

（1）子站投运率

计算公式：

（8-1）

宜≥99.9％

（2）子站调节合格率，子站跟踪主站下发的有功指令，在规定时间内到达规定的死区范围内为合格点。

计算公式：

（8-2）

宜≥99％

（3）控制精度要求

有功功率控制跟踪死区：

≤1MW

（4）实时性要求

a）控制计算周期：

≤10秒；

b）接收场站监控系统数据的采集周期：

≤5秒；

c）接收升压站监控系统数据的采集周期：

≤5秒；

d）向调度主站上送数据的刷新周期：

≤5秒；

e）控制指令响应到位时间：

≤30秒。

（5）关键历史数据存储时间：

≥1年

8.2.1.2新能源场（站）有功自动控制技术

下面，以风电场为例，介绍新能源场（站）有功功率自动控制技术。

风电场子站从调度主站接收当前风场的总有功出力计划值，通过实时控制场内各风机的有功出力或运行状态，追随主站下发的总有功值。

风电场有功自动控制功能包括降低总有功出力控制、增加总有功出力控制。

（一）受限容量的计算

准确获取新能源场（站）的实时受限容量是实现实时控制环节的关键。

风电场受限电量计算主要有三种方法：

样板机法、测风塔外推法和机舱风速法，可根据具体情况，采用一种或多种计算方法。

样板机法是在选定样板机基础上，建立样板机出力与全场出力之间的映射模型，获得全场理论发电功率。

测风塔外推法是在测风塔优化选址基础上，根据风电场所处区域的地形、地貌，采用微观气象学、计算流体力学理论，将测风塔风速、风向推算至风电场内每台风机轮毂高度处的风速、风向，并通过风速-功率曲线将其转化为单机理论发电功率，进而获得全场理论发电功率。

机舱风速法是采用拟合的风速-功率曲线将风机机舱实测风速转化为单机理论发电功率，进而获得全场理论发电功率。

光伏电站受限电量计算主要有两种方法：

气象数据外推法和样板逆变器法，可根据实际情况选择算法，建议具备条件的同时采用两种方法计算。

气象数据外推法采用物理方法将实测水平面辐照强度转换为光伏组件斜面辐照强度，将环境温度转换为板面温度，综合考虑光伏电站的位置、不同光伏组件的特性及安装方式等因素，建立光伏电池的光电转换模型，得到光伏电站的理论功率。

样板逆变器法是在选定样板逆变器基础上，建立样板逆变器出力与全站出力之间的映射模型，获得全站理论发电功率。

（二）降低总有功出力的控制

当风场子站接收到到的当前有功计划值小于风场当前出力时，执行降低总有功出力的控制流程。

如果风机监控系统不具备风机有功控制的功能，则风场子站降总有功控制策略计算包括如下三步：

1）风力发电机组分组处理，其算法策略为将全体风力发电机组分为可控机组和不可控机组，并计算不可控机组的总体功率变化值。

不可控机组为故障、检修或通信异常的机组，也可以为正常并网运行、但是其不具备有功控制条件的风机。

对于后者，其有功出力不受风场子站的控制，需要根据风功率预测的数据，计算下一周期这些机组有功功率的总体变化值。

2）计算可控机组在最少停机数量控制策略下的停机数量。

根据全场总有功控制要求，确定是否需要停机，以及在最少停机数量控制策略下确定可控机组中风机停机数量。

3）计算风电场所有可控风力发电机组的期望输出功率。

根据1）和2）的结果，计算对受控风机总的有功控制要求，并结合下一周期风机有功出力的预测值，计算受控机组中不需要停机的风机有功期望输出功率。

有功功率的分配方法可以采用平均分配法或等裕度法

计算完成后，将风机停机的指令，以及对风机有功的设定指令发送到风机监控系统执行。

如果风机监控系统具备成组风机有功控制的功能，风场子站系统也可以将成组风机的总的有功控制要求发送到风机监控系统，由风机监控系统完成风机减有功出力或停机的策略计算。

这时风场子站采用等裕度法，在多组风机间进行有功控制需求的分配并下发到各风机监控系统。

当由各风机监控系统进行成组有功控制时，如在指定的时段内风机组总有功调节不能达到要求，风场子站可以进行告警并自主下发风机的停机指令，确保达到电网AGC主站的控制要求。

（三）增加总有功出力的控制

当风场子站接收到到的当前有功计划值大于风场当前出力时，执行增加总有功出力的控制流程。

风场子站升总有功功率控制策略计算包括如下四步：

1）风力发电机组分组处理，其算法策略为将全体风力发电机组分为可控机组和不可控机组，并根据预测计算下一周期不可控机组的总体有功出力变化值。

不可控机组为故障、检修或通信异常的机组，也可以为正常并网运行但不具备有功控制条件的风机。

对于后者，其有功出力不受风场子站的控制，需要根据风功率预测的数据，计算下一周期这些机组有功功率的总体变化值。

2）根据风功率预测数据，计算下一周期受控机组的可增有功出力。

对于运行的受控机组，根据风功率预测数据，计算下一周期各机组可增加的有功出力，以及风场总可增加有功出力。

3）计算可控机组在最小或最大启机数量控制策略下的启机数量

根据全场总有功控制要求，以及对受控运行机组的有功出力预测，确定是否需要启机，以及在最小或最大启机数量控制策略下的启机数量。

选择采用最小或最大启机数量的控制策略可以人工指定，也可以根据季节等自动确定。

4）计算风电场所有可控风力发电机组的期望输出功率。

根据1）~3）的结果，计算对受控风机总的有功控制要求，并结合下一周期风机有功出力的预测值，计算受控机组中需要启机的风机有功期望输出功率。

有功功率的分配方法可以采用平均分配法或等裕度法

计算完成后，将风机启机的指令，以及对运行风机有功的设定指令发送到风机监控系统执行。

如果风机监控系统具备成组风机有功控制的功能，风场子站系统也可以将成组风机的总的有功控制要求发送到风机监控系统，由风机监控系统完成风机增有功出力或启机的策略计算。

这时风场子站采用等裕度法，在多组风机间进行有功控制需求的分配。

8.2.2调度端有功控制策略

8.2.2.1小时级在线滚动调度

滚动计划是基于短期发电需求预测，对从当前时段到未来4小时时段之间的计划进行滚动在线优化。

日前计划中，预测时间越长，发电需求预测特别是新能源出力预测的不确定因素的影响就越大，发电需求和新能源出力预测的准确度会逐渐降低。

从而影响到机组的计划出力的合理性和实用性。

由于新能源预测误差随预测时间增大的原因，新能源的滚动计划不宜采用太长的时间窗口。

考虑到新能源场（站）的滚动预测结果会每隔15分钟给出未来4个小时的预测值，如果能够根据滚动预测结果实时对一天每个时段之后的未来4个小时的发电需求进行滚动修正，从而滚动地修正各个机组的在剩余时段的出力计划，使得机组的总出力与实际发电需求逐渐接近，这样便可以降低日前计划的不确定性，保证各个机组的出力计划更加合理。

所以，可以认为滚动计划就是对日前计划不断修正的过程。

滚动计划是从当前时段到结束时段之间的动态优化，模型复杂而且耗时较多。

因此，需要研究如何通过对动态优化模型进行时间维度和空间维度的解耦与协调，得到适于滚动计划在线应用实用化的优化模型。

对滚动计划算法的高效性提出了要求。

此外，由于日负荷波动带来的不确定性，算法及其优化模型还需要具有很好的鲁棒性。

滚动计划的制定，不仅需要考虑节能减排的经济效益，还得保证各机组在剩余时段出力的可行性，包括满足机组爬坡率约束，满足发电-负荷功率平衡约束，网络安全约束等。

为了尽可能多地消纳新能源，电力调度机构需要根据新能源的最新预测值，对火电机组的发电计划进行在线滚动修正。

发电计划的滚动修正属于动态经济调度问题，在线应用的需求对经济调度算法的准确度和精度提出了新的要求。

滚动调度中的一类重要约束是断面安全约束。

传输断面的潮流受到传输线的稳定极限的限制，运行方式人员在整定传输断面潮流限值时往往留有较大的裕度，因此日常调度使用的断面限值是偏于保守的。

随着系统规模的不断扩大，尤其是大规模新能源的集中式接入，过于保守的断面约束可能会限制能源发电的利用，妨碍系统的经济运行，甚至导致不可行运行方式的出现。

因此，在新能源滚动调度中及时地发现不可行断面约束并作出校正，是必要而有意义的。

（一）原始问题

在线滚动计划的数学模型的时间跨度为

，目标是未来一段时间的系统总成本最低，包括常规机组运行成本、弃风弃光成本。

在线滚动计划应当满足以下约束：

（1）机组出力上下界约束；

（2）机组爬坡率约束；

（3）断面潮流安全约束；

（4）负荷平衡约束；

（二）拉格朗日对偶

动态经济调度模型是一个大规模的含时空耦合复杂约束的非线性规划问题。

通过引入拉格朗日乘子松弛全局耦合约束，可得到其拉格朗日对偶问题。

（三）不可行传输断面约束的辨识方法

传输断面约束是在线滚动调度中需要考虑的一类重要约束。

极端场景的出现会引起传输断面约束无法满足，从而导致在线滚动调度问题不可行，影响滚动调度决策。

机组的爬坡速率约束、出力限制约束以及发电负荷平衡约束属于物理约束，是必须满足的硬性约束。

旋转备用约束和断面潮流约束属于安全约束，其限值在电力系统的实际运行中具有一定的保守性，在某些情况下可以作适度的松弛，因而这些约束是软性约束。

提出的断面约束不可行方法与传统的拉格朗日对偶问题求解流程结合，可得到对偶问题求解框架。

8.2.2.25分钟级鲁棒区间功率控制

5分钟级功率控制作为控制系统承上启下的中间环节，需要修正滚动计划偏差并制定应对新能源出力不确定性的安全调度策略。

目前不确定性分析的主流方法是基于概率论的方法，但这种方法依赖于随机参数的概率分布，而实际问题的概率分布一般难于获取。

而且概率模型的计算量大，采样有限场景建立的近似模型的精度和安全性都难以保证。

其他如区间优化类算法在计算复杂度及结果的可适用性方面面临一系列复杂问题，限制了这些方法在实际控制过程中的应用。

鲁棒优化方法是一种能够消除不确定参数变化对系统安全性影响的优化控制方法，与传统方法相比，鲁棒优化能够使得优化解免受参数不确定性的影响，且只需较少的变量分布信息（如期望值及变化范围）即可，克服了不确定变量的概率分布难以准确获取的缺点。

考虑新能源的鲁棒调度问题与传统的鲁棒优化方法相比，在不确定参数的性质、不确定参数的可控性、最恶劣程度的衡量标准等方面性质不同。

而且传统鲁棒优化给出的最恶劣情况下的新能源出力结果波动性较大，导致实际控制跟踪困难，使得计划本身的可操作性差，且这种定值追踪的控制模式往往与实际的新能源出力不符，导致不必要的弃风弃光问题。

因此，传统的鲁棒优化模型难以适用于新能源的有功控制过程。

据此，提出针对新能源出力特点的鲁棒区间调度模式，以系统安全程度作为显式约束建立最恶劣情况的寻优模型，以满足最恶劣安全要求的新能源最大出力区间解作为新能源场（站）计划下发。

区间调度的模式提高了新能源实际跟踪控制的可操作性；同时，避免了调度过程的非计划弃风弃光问题，提高了系统的经济性，符合新能源控制的实际需求。

进一步，考虑鲁棒区间调度结果的保守性问题，建立了基于一定置信水平的新能源鲁棒区间调度模型。

对该双层优化问题，采用线性规划的对偶理论将其转化为单层的非线性规划问题求解。

主要流程如图8-1所示。

图8-1主要流程

考虑新能源出力不确定的鲁棒区间动态调度问题的控制模式如图8-2所示。

在这种控制模式下，电力调度机构主站与新能源场（站）控制子站构成一个两级分布式的控制系统。

图8-2双层递阶的风电调度模式

在新能源场（站）侧，周期性地将新能源预测输出区间结果

上传到调度机构。

在调度机构侧，基于新能源场（站）上传的预测结果，启动相应的鲁棒区间调度程序进行计算。

然后将优化后的发电计划以不同形式对子站分别下发：

对新能源场（站），下发的是未来时段最大允许的风电出力区间

；对传统电厂，下发的是未来时段的发电机出力计划值。

（一）新能源出力的最恶劣场景

鲁棒优化调度问题首先需要获知不确定参数在给定范围内变化的最恶劣场景条件。

最恶劣场景指的是这样一种参数取值情况，即如果在此场景下存在可行解，则对于其他场景也存在可行解。

从调度安全的角度考虑，鲁棒优化过程的最恶劣场景应包括两种：

（1）从系统动态响应能力的角度，新能源出力突变导致常规机组的可调容量达到最小。

显然，系统可调容量越小，其安全水平越低，情况也就越恶劣；极端情况下当新能源出力变化量超出常规机组的可调容量范围时，将导致弃风或切负荷等控制措施。

（2）从断面安全的角度，新能源出力突然变化导致断面负载率达到最大。

断面负载率越高，则系统安全水平越低，情况也越恶劣。

极端情况下当断面过载时，将导致临时的弃风或切负荷等控制措施。

第一种最恶劣场景可以进一步按照上调容量及下调容量约束分为如下两种情况：

（1）新能源实际出力低于计划出力，导致常规机组的上调容量超出限值。

据此可建立最恶劣情况判别条件。

（2）新能源实际出力高于计划出力，导致常规发电机的下调容量超出限值。

据此可建立最恶劣情况判别条件。

第二种最恶劣场景按断面潮流的正反向也分为如下两种情况：

（1）新能源出力突然变化导致断面正向负载达到最大，据此可建立最恶劣情况判别条件。

（2）新能源出力突然变化导致断面反向负载达到最大，据此可建立最恶劣情况判别条件。

（二）新能源有功鲁棒区间调度模型

在鲁棒优化过程中，对风电机组采用区间控制模式。

新能源出力区间的选择一方面应满足最小弃风弃光的要求，另一方面应满足区间内最恶劣新能源出力情况下的系统运行安全性。

据此建立如下的鲁棒双层区间优化模型：

（1）优化目标

优化目标包括常规机组的煤耗成本及可能弃风弃光的惩罚成本。

（2）约束条件

（2.1）新能源的出力约束

新能源的经济最优计划出力应不超过允许的最大出力区间范围，同时允许出力区间的上限不应高于预测的出力区间上限，允许的出力区间下限不应高于预测的出力区间下限。

（2.2）最恶劣场景下的系统可调容量约束

（2.3）最恶劣场景下的断面安全约束

（2.4）常规机组的连续可上调容量约束

（2.5）常规机组的连续可下调容量约束

（2.6）最恶劣情况下常规机组出力的连续可行性约束。

（2.7）发电负荷平衡约束

（2.8）常规机组的出力限值约束

（2.9）常规机组的爬坡率约束

8.2.2.3有功功率实时控制技术

在有功调度控制体系中引入快速的新能源调度实时控制，对保障电网安全，减少弃风弃光损失可以起到显著作用。

（一）新能源调度分阶段决策架构

基于多时间尺度协调的有功调度控制模式，分钟级的新能源调度实时控制主要任务是根据当前电网AGC机组的下旋备裕度和联络线计划实际值与设定值的偏差，确定电网当前最大可消纳的新能源发电能力，然后根据各新能源场（站）上送的实际出力和最大可发电能力预估值，进行控制决策，实时修正各新能源场（站）的有功出力计划值。

分阶段新能源调度实时控制决策流程及其各阶段的关系如下图所示。

图8-3新能源调度实时控制流程

以1分钟为决策周期，关键决策环节包括：

（1）第1阶段，当电网存在新能源送出断面越限时，以消除断面越限为目标的安全决策，并根据计算结果松弛不可行断面约束；

（2）第2阶段，采用上一阶段产生的断面约束以及其他电网安全约束，以最小弃风弃光和公平调度为加权双目标的经济决策，生成各风电场的最小弃风控制调节量

；

（3）第3阶段，若当前电网依然可继续消纳新能源，则启动自由发控制，生成各新能源场（站）的自由发调节量

。

最终各新能源场（站）有功调节量

满足如下关系：

（89）

（二）具体实现方法

（1）电网可消纳新能源裕度评估方法

若不考虑新能源送出断面约束，电网可消纳新能源裕度

主要取决于电网调峰能力，由当前AGC机组的实时下旋备、联络线偏差、未来负荷变化趋势综合计算得出；

下表给出了计算

使用到的变量和数据来源。

表8-1电网可消纳新能源裕度计算用变量

变量含义

符号

来源

系统投入的AGC机组总容量

AGC实时刷新

AGC下旋备死区下限

人工指定

AGC下旋备死区上限

人工指定

当前AGC下旋备

AGC实时刷新

联络线有功实时值

SCADA实时刷新

联络线有功计划值

AGC实时刷新

联络线有功控制死区

人工指定

的评估方法如下：

（1）当以下两种情况时，电网可继续消纳新能源（

>0）。

（a）若

且

：

（810）

（b）若

且

：

（811）

（2）当以下两种情况时，需要弃风弃光以保证电网调峰安全（

<0）：

（a）若

且

：

（812）

（b）若

且

：

（813）

（3）其它情况下，新能源出力保持不变（

=0），包括以下两种：

（a）

且

（b）

且

需要指出的是，在计算电网可消纳新能源裕度时，需要保留了一定的AGC下旋备裕度或联络线跟计划偏差裕度，用于应对未来1分钟内电网的调峰需求变化，而这种变化主要来源于3个方面：

①其它不受控新能源场（站）的出力增加引起的有功出力增加；②受控新能源场（站）有功实时值超出计划值的偏差；③未来1分钟内电网负荷有功需求减少或者频率变化。

（2）新能源打分指标及公平调节

为了公平调度，已有的新能源发电计划制定中一般以新能源场（站）容量（或者最大可发电能力）为基准进行调度控制。

这种控制方式只简单考虑了新能源场（站）的发电能力，不能充分调动各新能源场（站）跟踪控制主站调度指令的积极性。

因此提出一种新的公平调度方法，优先接纳对电网接入更加友好的新能源场（站）资源。

为了定量描述新能源场（站）对电网的友好接入程度，引入新能源场（站）考核打分指标

并满足关系：

（814）

主要由电力调度机构确定并周期更新（月度/周度）。

新能源场（站）考核打分结果需要重点考虑如下两个因素：

（1）考核新能源场（站）跟踪弃风弃光指令的响应情况（包