李元元，李克雷，李 軍，高 嵩

（國網山東省電力公司電力科學研究院，山東 濟南 250003）

0 引言

隨著特高壓、新能源的快速發(fā)展，山東電網格局發(fā)生了重大變化，外電入魯和新能源發(fā)電比逐步提高，將與火力發(fā)電形成“三個三分之一”的格局，由于“入魯外電”與新能源的調節(jié)能力較弱，火電機組占比大幅度降低，核電、特高壓輸入電量、風電［1-2］等調頻能力有限，火電機組成為調頻的主力，調節(jié)性能日益受到重視。其中機組一次調頻功能對確保電網頻率穩(wěn)定性具有重要的作用。

目前在一次調頻研究方面，較多的集中在一次調頻的在線監(jiān)測［3-5］、性能評估［6-9］、特性分析［10-11］、穩(wěn)定性影響及策略［12-17］，但機組一次調頻補償能力與機組參數設置和運行狀態(tài)有關，電網并不具備實時控制能力，如何對電網的一次調頻補償能力進行預測，為調度提供運行參考，成為值得研究的問題。文獻［18］基于相量測量裝置（Phasor Measurement Unit，PMU）記錄的一次調頻歷史數據，綜合時間維度和最大頻差維度，對歷史數據賦予不同的權值，對發(fā)電機組的實時調頻能力進行預測。文獻［19-20］使用深度學習算法，構建基于深度信念網絡的一次調頻預測模型，預測60 s 的系統(tǒng)功率補償量變化曲線。這3 篇文獻分別從兩個角度闡述了一次調頻補償能力預測的方法，但文獻［18］的歷史數據使用了頻差極值，實際擾動過程中頻差并不是保持不變的，即使是兩次頻差極值相等，頻差變化過程、機組對擾動的響應過程也不盡一致，會造成預測的偏差。文獻［19-20］在參數的選取上較為復雜，備用容量的采集實時性欠佳。

研究選取典型參數計算機組一次調頻運行歷史工況，根據“機組工況最接近則響應最接近”的原則，選取與實時工況最近的歷史數據進行擬合，計算單臺發(fā)電機組1 min的一次調頻補償能力，進而計算全網1 min的一次調頻補償能力，為電網調度安全運行提供支撐。

1 山東省網源監(jiān)督服務技術平臺

山東省網源監(jiān)督服務技術平臺（簡稱網源平臺）自2015 年開始建設，至今已將180 余臺火電機組數據接入平臺，接入測點包含調頻、調峰等的200 多個測點，采集到的數據為調頻調峰各個功能的模型提供數據基礎。平臺在各電廠設置子站，子站采集電廠機組數據，通過電力專網上傳到主站側，數據采集頻率為1 s。

山東省調定期進行一次調頻遠程試驗，網源平臺會實時抓取到這些試驗。試驗開始時，遙控信號置位，15 s 后擾動信號下發(fā)，一般下發(fā)0.1 Hz 頻差的擾動信號，電廠接收信號，開始一次調頻響應。期間擾動信號不變，持續(xù)75 s，試驗結束，遙控信號復位。一次調頻遠程試驗覆蓋了各個機組的多個負荷段，機組的響應情況如實反映了機組在該負荷、調門開度、壓力狀態(tài)下的調頻能力。借助這些數據能很好分析和預測機組在不同的狀態(tài)下不同頻差下的調頻能力。

2 一次調頻技術指標

一次調頻參數設置參照行業(yè)標準以及山東省的相關規(guī)定，調頻死區(qū)為±2 r/min，轉速不等率為δ=5%，機組參與一次調頻的有功功率最大變化幅度設定值按照機組額定功率劃分為

式中：PN為機組額定功率；Pmax為有功功率最大變化幅度。

機組一次調頻補償曲線設置如圖1 所示。理論補償量計算公式為

圖1 一次調頻補償曲線

式中：ΔP為機組理論補償量；s為轉速差；Δf為頻差。

當電網頻率變化超過機組一次調頻死區(qū)時，機組響應滯后時間應小于3 s，燃煤機組達到75%目標負荷時間應不大于15 s，達到90%目標負荷的時間應不大于30 s，穩(wěn)定時間應小于1 min。

3 一次調頻補償能力預測方法

一次調頻補償能力預測需要先采集歷史數據，取遠程試驗開始0～60 s 的曲線作為歷史數據存儲，0 s 的值反映機組運行狀態(tài)，1～60 s 的值反映機組響應能力。由于每次試驗的擾動頻差有所不同，需要將試驗數據進行折算處理。折算完成后，計算實時數據與歷史數據的距離，距離的遠近代表一次調頻發(fā)生時工況的相似度，距離越近，工況相似度越高，取相似度高的歷史曲線擬合作為當前電網60 s 內一次調頻補償能力預測曲線。本文所述方法采集有功功率、主控指令和主汽壓力3 個參數的數據來表征機組一次調頻運行工況。

3.1 數據的采集

將頻差定義為機組實際頻率減額定頻率。一次調頻補償能力預測所用到的歷史數據有有功功率、主控指令、主汽壓力、試驗頻差及試驗開始后機組的60 s 一次調頻補償曲線。機組一次調頻歷史數據集合為

式中：H為單臺機組所有歷史數據集合；Hi為第i次一次調頻歷史數據集合；n為一次調頻的總次數；為第i次一次調頻第j秒的補償量值；Pi為第i次一次調頻第0 s 有功功率；Ti為第i次一次調頻第0 s 主汽壓力；Ki是第i次一次調頻第0 s 主控指令；Δfi為第i次一次調頻擾動頻率。

3.2 數據的處理

相同工況下不同頻差的一次調頻補償量之間是非線性關系，本文將其通過按比折算的方式線性化處理，得到該工況目標頻差下的一次調頻補償量預測值。雖然線性化處理得到的一次調頻補償量預測值是近似值，但是只要歷史數據足夠大，就可以直接計算而不用折算，或者即使需要折算，由于頻差之間的差距變小而使得線性化誤差變小，折算結果精度提高。

一次調頻遠程試驗擾動頻率大多為0.1 Hz 左右，少數有些許的偏離，需要對這些頻差偏離數據進行線性化處理，將其加入0.1 Hz 歷史數據中。將頻差折算到0.1 Hz，而相應產生的補償量曲線也折算到對應0.1 Hz 的補償量曲線。補償量折算方法為

經過上述折算，所有歷史數據都是試驗頻差為0.1 Hz的數據，即可對0.1 Hz頻差下的出力能以進行統(tǒng)計分析。

利用有功功率、主汽壓力、主控指令進行出力計算時，考慮單位不同數據差異較大，會造成對距離影響權重不同，因此需要將各變量進行標幺，來平衡各變量對距離的影響。標幺對第0 s 數據進行，標幺過程為

3.3 一次調頻補償能力預測

歷史數據經過處理后，需要計算其與當前數據的距離，來確定各歷史數據與實時數據工況的相似程度，以篩選用來擬合補償曲線的歷史數據。計算時，取當前數據并進行標幺，過程如下。

計算歷史數據與實時數據的距離為

式中：D為歷史數據與實時數據的距離集合；Di第i次一次調頻與實時點的距離。

通過式（8）得到距離集合D距離越小，說明該點發(fā)生一次調頻時的工況與當前工況越接近，那么一次調頻動作的過程也會越一致。選取距離最近的3次試驗，取其補償量折算值，然后取均值，作為0.1 Hz 頻差下該機組的一次調頻補償能力預測曲線。

所有開機的機組一次調頻補償能力預測曲線相加，得到電網0.1 Hz 頻差下實時的一次調頻補償能力預測曲線。如果要計算其他頻差下的電網一次調頻補償能力預測曲線，需要線性化處理，將電網0.1 Hz 下的一次調頻補償能力預測曲線相應的折算到目標頻差Δf下，得到補償能力預測曲線上各個點的近似值，即為

折算后0～60 s 的補償值組成目標頻差下電網一次調頻補償能力預測曲線。

4 算例分析

4.1 機組一次調頻能力預測

網源平臺采集了2019 年7 月至2020 年11 月各機組的一次調頻遠程實驗數據，以這些數據為基礎，對文中的一次調頻能力預測進行驗證。為了更好地對驗證結果進行評價，選取某660 MW 機組2020 年11 月25 日一次調頻遠程試驗，第0 s 作為起點進行預測，這樣既能得到調頻能力預測曲線，又有實際調頻動作曲線，兩者比較可得到實際動作與預測值的偏差。

表1 是 某660 MW 機 組2020 年11 月25 日 前 的19 次一次調頻試驗原始數據及11 月25 日一次調頻遠程試驗工況表。

表1 某660 MW機組一次調頻試驗歷史數據

表1（續(xù)）

基于表1 數據，經式（5）—式（6）處理后得標幺后數據，經式（7）—式（8）得到距離值，見表2。從表2中可見，與11 月25 日一次調頻遠程試驗第0 s 的工況相比，距離最近的3 次試驗日期為2019 年11 月2日、2020年8月8日、2020年9月8日。

表2 某660 MW機組0.1 Hz頻差下標幺數據及距離

取表2 中距離最近的3 個歷史數據對應的折算后的補償曲線，并對曲線取均值，得到補償能力預測曲線，如圖2所示。

表3 給出了預測值和實際值之間的差距，對照一次調頻技術指標，可判斷一次調頻預測動作情況滿足3 s、15 s、45 s 的相應要求。結合圖2 和表3 分析，補償量第3 s 偏差較大，之后偏差迅速減小，到15 s 后偏差減小到2 MW，45 s 后偏差減小到1 MW內。第3 s 偏差大，原因在于DEH 響應速度較快，補償量1～2 s 時間內可增加8 MW 左右，因此造成第3 s 偏差大。由此可見，該方案預測值與實際值整體偏差非常小，能比較準確的預測機組一次調頻的出力情況。

圖2 某660 MW機組0.1 Hz頻差下一次調頻補償曲線

表3 某660 MW機組0.1 Hz頻差下實際值和預測值比較

4.2 電網一次調頻補償能力預測

綜合開機機組0.1 Hz 頻差下的預測出力情況，可得出0.1 Hz 頻差下電網的一次調頻補償能力預測，進而根據式（9）近似得到不同頻差下電網的一次調頻補償能力預測。圖3 為網源平臺展示的電網一次調頻補償能力預測結果，左側為0.1 Hz 頻差下電網一次調頻補償能力預測曲線，與理論值比，預測曲線響應更快速，在30 s 已達穩(wěn)定，滿足出力需求。右側分別為在0.1 Hz 基礎上計算得到的0.05 Hz 及0.15 Hz頻差下一次調頻補償能力預測曲線。

圖3 電網不同頻差下一次調頻補償曲線在網源平臺的展示界面

5 結語

一次調頻補償能力預測基于一次調頻遠程試驗歷史信息，通過數據折算消除頻差差異影響，通過距離計算尋找工況最相近信息，然后預測調頻出力情況。依據網源平臺信息，對機組和全網一次調頻進行了預測，并與實際發(fā)生的調頻動作曲線進行對比。對比結果顯示，提供的預測方法與實際偏差較小，證明該方案有效。

鑒于山東電網為受端電網，若電網發(fā)生頻率波動時，多為頻率下降，需要機組漲出力進行補償，因此該算法的歷史數據庫中目前暫缺少降出力的歷史數據的驗證支撐。該方案已經在網源平臺部署運行，便于調度人員掌握發(fā)電機組的調頻能力，為調度運行提供輔助決策，支撐電網調度安全運行。