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摘要 大范圍極端天氣影響下的分布式光伏波動事件對電力系統(tǒng)功率平衡問題影響顯著，可能引起棄光、切負荷等風險事故。為此，提出了基于區(qū)間分析理論的分布式光伏波動事件多級區(qū)間滾動預警方法，以針對分布式光伏波動事件可能的危害程度進行滾動預警。首先，明晰電力系統(tǒng)應對分布式光伏波動的功率調控機理，并制定預警等級，確定不同功率控制手段能夠應對的分布式光伏波動幅度區(qū)間，即不同預警等級對應的預警界限；然后，依據分布式光伏波動的概率密度，通過對各預警區(qū)間內的概率密度積分，計算各預警等級的概率；最后，分析不同時間尺度下光伏波動預測精度的差異水平，通過定時滾動預警校正結果，實現分布式光伏波動事件多級區(qū)間滾動預警。算例結果表明，該方法能夠在確定各預警區(qū)間界限的同時，決策電力系統(tǒng)在不同系統(tǒng)運行狀態(tài)和光伏波動事件下的預警結果，且與蒙特卡洛法預警結果的均方根誤差僅為1.6718%，進而驗證了該方法的有效性和適用性。
1 分布式光伏波動幅度允許區(qū)間計算過程
電力系統(tǒng)功率調控手段包括一次調頻、二次調頻、旋轉備用、非旋轉備用、棄光和切負荷等，本節(jié)通過分析不同功率調控手段的作用能力，分時段計算各功率控制手段能夠實現功率平衡的分布式光伏波動幅度允許區(qū)間。
1.1 電力系統(tǒng)的自動功率控制過程
本文考慮一次調頻和二次調頻的功率調節(jié)方式，在分布式光伏波動緩和時，采用自動功率控制手段維持電力系統(tǒng)的功率平衡。
1.1.1 一次調頻
1.1.2 二次調頻
當一次調頻的功率調節(jié)能力不足以單獨應對分布式光伏波動事件時，為實現功率平衡，需輔以二次調頻手段進一步調節(jié)機組出力。根據功率平衡，同理可得一次調頻和二次調頻功率調節(jié)同時作用時，能夠應對的光伏波動幅度區(qū)間為
1.2 電力系統(tǒng)的主動功率控制過程
由于光伏波動預測前瞻時間有限，在光伏波動較為強烈時，僅采用一次調頻及二次調頻手段時，可能會出現功率平衡難以實現，進而影響系統(tǒng)頻率的整體穩(wěn)定情況，此時需要采用調度手段以實現功率平衡，具體調度手段主要包括旋轉備用和非旋轉備用。
1.2.1 旋轉備用
在一次調頻和二次調頻自動調節(jié)功率的基礎上，增加旋轉備用，即通過下達調度指令調節(jié)非AGC運行機組的出力，以增加功率調節(jié)的能力。根據功率平衡，系統(tǒng)同時采用自動調頻手段和旋轉備用調度手段實現功率平衡時光伏波動的允許區(qū)間為
1.2.2 非旋轉備用與停機
在自動調整的基礎上增加旋轉備用調節(jié)速率而不能滿足功率平衡時，應對向下光伏波動，須盡快對非旋轉機組進行啟動操作，以增加機組出力，防止切負荷風險；應對向上光伏波動，盡快對機組進行停機操作，以減少機組出力，防止棄光的發(fā)生。功率平衡條件區(qū)間形式為
1.3 電力系統(tǒng)的強制功率平衡過程
當上述手段均無法滿足功率平衡條件時，不得不采取切負荷的措施以應對向下光伏波動/棄光的措施以應對向上光伏波動，防止功率過高或過低影響電力系統(tǒng)的穩(wěn)定。此時，電力系統(tǒng)強制實現功率平衡情況為
2 計及光伏波動幅度允許區(qū)間的滾動預警過程
2.1 分布式光伏波動事件多級預警等級的劃分
根據第1節(jié)的計算方法，當分布式光伏波動事件發(fā)生時，求得不同功率控制手段對應的光伏波動幅度允許區(qū)間，確定不同預警等級的預警界限，并將其與分布式光伏波動預測值進行比較，以實現分級預警。本文根據分布式光伏波動事件對電力系統(tǒng)穩(wěn)定性的影響嚴重程度，制定5個預警等級，各預警等級的預警區(qū)間如下。
2.2 分布式光伏波動事件多級預警等級的概率表示
由于光伏波動幅度的不確定性，通過區(qū)間數的形式表示光伏預測波動幅度，確定各預警區(qū)間內光伏波動幅度的概率密度，即可計算光伏波動幅度落在不同預警區(qū)間的概率。光伏波動幅度不同預警等級的概率為
2.3 分布式光伏波動事件多級區(qū)間滾動預警
分布式光伏波動預測的準確度本身較低，同時預測時間較長時，預測準確度很低。因此，若僅在波動開始時對該事件進行預警，時間尺度越長預警結果越不準確，應采用滾動預警的方式不斷校正預警結果，滾動過程如圖1所示。
圖1 分布式光伏波動事件多級區(qū)間滾動預警流程
Fig.1 Multi-stage interval rolling warning flow of distributed photovoltaic fluctuation events
3 算例分析
以10臺常規(guī)火電機組構成的電力系統(tǒng)為例，驗證本文所提多級區(qū)間滾動預警方法的適用性。設該系統(tǒng)的下層配電網包含總容量為800 MW分布式光伏，火電機組參數如表1所示，其中1~4號機組為AGC機組?？紤]負荷預測比較成熟，設負荷預測誤差為2%，各常規(guī)機組調差率的標幺值δi?均取5%，圖片取典型值1%，電力系統(tǒng)頻率偏差允許范圍為±0.1 Hz。考慮大規(guī)模分布式光伏的預測難度較大，預測結果置信度較低，取預測誤差為15%。
表1 算例采用的10機系統(tǒng)機組參數
Table 1 Generator parameters of 10-units power system used in case study
3.1 光伏波動算例分析
為驗證本文所提分布式光伏波動事件多級區(qū)間滾動的預警能力，假設從06:00開始，區(qū)域電網內的分布式光伏整體波動預測顯示，將發(fā)生幅度約為50%常規(guī)機組出力的向上光伏波動事件，此類極端事件主要由暴曬等天氣引起，每30 min根據新的光伏出力預測數據重新對光伏波動事件預警，實現滾動預警。負荷預測符合城市區(qū)雙峰曲線，即負荷預測以11:00和18:00為雙峰，記作算例1。本算例共計4次預警，即在06:00、06:30、07:00和07:30分別進行預警，結果分別如圖2~5所示。
圖2 算例1在06:00時的預警結果
Fig.2 Example 1: early warning results at 06:00
圖3 算例1在06:30時的預警結果
Fig.3 Example 1: early warning results at 06:30
圖4 算例1在07:00時的預警結果
Fig.4 Example 1: early warning results at 07:00
圖5 算例1在07:30時的預警結果
Fig.5 Example 1: early warning results at 07:30
在圖2 a)中，Ⅳ級—Ⅰ級預警區(qū)間對應光伏波動幅度允許區(qū)間的上限（即圖片曲線）表示允許的光伏向上波動的最大幅度。本算例為向上光伏波動事件，因此需要使用光伏波動幅度允許區(qū)間的上限計算預警區(qū)間概率。在06:00—06:45時段，系統(tǒng)可以僅采取一次調頻實現功率平衡。從07:00開始，一次調頻作用幅度小，單獨作用將不再能夠滿足功率平衡要求，需要使用其他手段共同作用。在07:00—07:30時段，通過AGC機組的二次調頻手段，調節(jié)AGC機組出力實現功率平衡。在07:30之后，受限于AGC機組的爬坡速率和容量，二次調頻也將無法實現功率平衡。在07:45增加旋轉備用以調度手段調節(jié)功率，可以保證功率平衡，但在此之后，受限于機組容量和爬坡速率，自動調整和旋轉備用同時發(fā)揮作用也不能保證實現功率平衡。在08:00開始增加非旋轉備用的投入，自波動開始，8~10號機組已經完成關機，可以發(fā)揮非旋轉備用的作用。在08:00之后，自動功率調整和調度手段都無法實現功率平衡，此時需要采用棄光的手段強制實現功率平衡，該手段對電力系統(tǒng)穩(wěn)定性危害極大。圖3 a)、圖4 a)和圖5 a)中光伏波動幅度允許區(qū)間的上限分析同理。
在圖2 b)中，通過式（20）~（24）計算各級預警的概率。假設風險預警閾值為10%，即預警等級由高到低，超過10%部分即為該時刻的預警等級，將預警情況分為5個階段：06:00—06:45時段為階段1，此時系統(tǒng)不會預警；06:45—07:30時段為階段2，此時出現Ⅳ級及以上預警的概率大于10%，系統(tǒng)處于Ⅳ級預警狀態(tài)；07:30—07:45時段為階段3，此時出現Ⅲ級及以上預警的概率大于10%，系統(tǒng)處于Ⅲ級預警狀態(tài)；07:45—08:15時段為階段4，此時出現Ⅱ級及以上預警的概率大于10%，系統(tǒng)處于Ⅱ級預警狀態(tài)；08:15—09:00時段為階段5，此時出現Ⅰ級預警的可能性大于10%，系統(tǒng)處于Ⅰ級預警狀態(tài)。圖3 b)、圖4 b)和圖5 b)同理。
3.2 有效性分析
通過改變系統(tǒng)參數、分布式光伏波動事件和負荷狀況，分別對預警結果進行分析，以驗證本文預警方法的有效性。
3.2.1 不同系統(tǒng)參數的影響
原系統(tǒng)中的5號機組改為AGC機組，同時將7號機組的最小啟動時間改為2 h，使其能夠提前參與應對光伏波動過程。光伏波動和負荷預測數據與算例1相同，記作算例2。07:30的預警結果如圖6所示。
圖6 算例2在07:30時的預警結果
Fig.6 Example 2: early warning results at 07:30
對比圖6 a)與圖5 a)可知，二次調頻允許的波動區(qū)間上限曲線略微上移，這是由于算例2中AGC機組增加，導致二次調頻的調節(jié)速率和可調容量均在一定程度上增加。非旋轉備用允許波動區(qū)間的上限曲線于08:00發(fā)生階梯式上移，符合7號機組關機時間提前而導致提前上移的預期。
比較圖6 b)與圖5 b)可知，Ⅲ級預警概率整體明顯下降，如在08:00，Ⅲ級預警概率由30%下降為10%左右，下降原因主要是圖片曲線的上移。同時，算例1預測將于08:30—08:45時段出現的Ⅰ級預警，在本算例中改變?yōu)棰蚣夘A警，此改變是由于7號機組關機時刻由09:00提前到08:00提前引起的。不難看出，對于分布式光伏滲透率高的系統(tǒng)，增加AGC機組或降低機組的啟動/停止時間，有利于電力系統(tǒng)功率平衡的實現，可以在一定程度上提高電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性和靈活性。
3.2.2 不同光伏波動事件發(fā)生時刻的影響
假設負荷預測由3.1節(jié)的城市區(qū)雙峰曲線變?yōu)楣I(yè)區(qū)雙峰曲線，即負荷預測以06:00和18:00為雙峰。負荷變化由上升變?yōu)橄陆担渌麛祿c算例1相同，記作算例3。07:30的預警結果如圖7所示。
圖7 算例3在07:30時的預警結果
Fig.7 Example 3: early warning results at 07:30
由于算例1中負荷與光伏同向波動，二者作用在一定程度上相互抵消，使凈負荷變化更加緩慢，使得預警嚴重程度相對較低。而在算例3中，負荷需求逐漸減小，光伏出力逐漸增大，即負荷需求與光伏出力變化方向相反，凈負荷變化相對增加，增大功率平衡實現的難度。與圖5 b)對比，圖7 b)中高級別預警出現的概率明顯增加。如在07:30—08:00時段，算例1未出現Ⅰ級預警的可能，且Ⅱ級預警的概率均在25%以下，而在算例3可能出現Ⅰ級預警，且Ⅱ級預警的概率均在40%以上。這表明，相同程度的光伏波動事件在不同場景下對電力系統(tǒng)穩(wěn)定性的影響程度不同。因此，需要同時分析光伏波動事件自身特性和負荷需求變化，才能更加準確地對光伏波動事件的嚴重程度進行預警分級。
綜上所述，本文所提預警方法能夠對不同系統(tǒng)參數或不同光伏波動事件影響進行分析，通過分析允許的光伏波動區(qū)間上/下限，計算光伏波動落在各級預警區(qū)間的概率，有利于運行人員掌握光伏波動事件的嚴重程度，并根據嚴重程度提前做出相應措施，避免因只考慮極端場景而造成的情況誤判，以減小極端事件對電力系統(tǒng)穩(wěn)定性造成的不利影響。各場景的仿真結果符合定性分析結論，體現了本文預警方法的有效性。
3.3 對比其他方法
蒙特卡洛法是處理不確定性的常用方法，本文以算例1場景為例，蒙特卡洛法模擬06:00預警10萬次，以每個時段模擬的預警等級次數占比作為該時段的預警概率，結果如圖8所示。
圖8 算例1在06:00時蒙特卡洛法的預警結果
Fig.8 Example 1: early warning results with Monte Carlo method at 06:00
對比圖2 b)和圖8可知，區(qū)間分析法和蒙特卡洛法得到的預警結果僅有很小的差別，預警概率的均方根誤差僅有1.6718%。在計算耗時方面，蒙特卡洛法需要耗時28.302 s，而本文方法則僅需0.082 s，具有較大的優(yōu)勢。因此，本文方法在計算精度高的同時，計算時間更有優(yōu)勢。
4 結論
針對分布式光伏波動引起的功率平衡困難問題，本文提出了一種基于區(qū)間分析的光伏波動事件多級滾動預警技術，得出如下結論。
1）本文采用一次調頻、二次調頻、旋轉備用、非旋轉備用和棄光或切負荷等功率控制手段，分別確定了5種措施能夠實現功率平衡的分布式光伏波動幅度的允許區(qū)間，即各預警等級對應的預警界限。
2）本文方法可以計算出各預警區(qū)間的概率，便于運行人員根據預警狀況采取對應措施，以減小分布式光伏波動帶來的危害。同時，增加預警方法的滾動性，根據最新的光伏出力預測數據對分布式光伏波動事件進行重新預警，校正預警結果，以實現分布式光伏波動滾動預警，有效增加預警結果的可靠性和準確性。
3）對比算例結果表明，針對不同系統(tǒng)運行狀態(tài)和不同光伏波動事件時，本文方法可以實現對分布式光伏波動事件的多級滾動預警。與蒙特卡洛法相比，本文方法的預警概率結果誤差僅有1.6718%，且計算時間更有優(yōu)勢，體現了該方法的有效性和適用性，對提高具有高分布式光伏出力占比的電力系統(tǒng)穩(wěn)定性具有現實意義。
注：本文內容呈現略有調整，如需要請查看原文。
