双馈风机辅助同步发电机参与电网二次调频协调控制方法

摘要

本发明涉及一种双馈风机辅助同步发电机参与电网二次调频协调控制方法，本发明中的双馈风机具备可控的二次调频能力，在保证经济型与稳定性的前提下，双馈风机能够主动响应AGC控制信号并改变自身出力，本发明中的双馈风机辅助同步发电机参与电网二次调频实现了新能源的优先调度，节省了电网二次调频的成本。

说明书

技术领域

本发明属于风力发电技术领域，具体涉及双馈风机辅助同步发电机参与电网二次调频协调控制方法。

背景技术

由于双馈风电机组的电力电子变换器屏蔽了自身与电网频率之间的耦合关系，导致风机无法提供类似于同步发电机的惯性响应能力与调频能力。因而，高比例风电接入系统势必导致电网惯性降低、调频能力不足等问题，为此，国内外的电网并网导则中均明确指出并网风电机组须提供调频辅助服务。

现有研究更多关注于风电机组的一次调频控制策略，鲜有文献报道双馈风机辅助同步机参与电网二次调频控制策略。合理解决变速风电机组的频率控制问题，在兼顾经济性以及稳定性的前提下，使得风电机组辅助同步发电机参与电网二次调频，将是未来风电调频技术需要进一步深入研究的方向。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是提供一种双馈风机辅助同步发电机参与电网二次调频协调控制方法，解决电网惯性降低、调频能力不足等问题。

本发明解决上述技术问题的技术方案如下：一种双馈风机辅助同步发电机参与电网二次调频协调控制方法，包括以下步骤：

S1、测量电网系统的频率f_s、联络线OHL₃₁功率值P_OHL31和联络线OHL₃₂的功率值P_OHL32，将P_OHL31和P_OHL32传送至AGC₂控制器，根据电网系统的频率f_s、联络线功率值P_OHL31和P_OHL32计算AGC₂计划之外的有功功率P_agc2；

所述电网系统包括区域电网1和区域电网2，所述联络线OHL₃₁和联络线OHL₃₂为连接区域电网1和区域电网2的联络线，所述AGC₂控制器为区域电网2中的AGC控制器；

S2、将AGC₂计划之外的有功功率P_agc2根据电厂i的二次调频因子α_i分配至各电厂，并通过有功功率P_agc2和二次调频因子α_i计算得到电厂i的二次调频控制信号P_agc2i；

所述电厂i包括电厂2和风电厂；

S3、将电厂2的二次调频控制信号P_agc21按照同步发电机j的二次调频参与因子β_2j分配至各同步发电机，并通过二次调频控制信号P_agc21和二次调频参与因子β_2j计算得到同步发电机j的二次调频控制信号ΔP_2j；

所述同步发电机j包括电厂2中的同步发电机G₃和同步发电机G₄；

S4、将同步发电机j的二次调频控制信号ΔP_2j传送至调速器单元，并通过同步发电机的二次调频控制信号ΔP_2j计算得到电厂2的二次调频功率ΔP_G；

S5、测量风机k的风速v_k，通过风速v_k计算每台风机k的二次调频参与因子β_k；

所述风机k包括风电厂中的风机W₁和风机W₂；

S6、将风电厂的二次调频控制信号P_agc22按照风机k的二次调频参与因子β_k分配至各风机，得到风机k的二次调频控制信号ΔP_Wk，并通过风机的二次调频控制信号ΔP_Wk计算风电厂的二次调频功率ΔP_W；

S7、将风机k的二次调频控制信号ΔP_Wk传送至风机的桨距角；

S8、通过电厂2的二次调频功率ΔP_G和风电厂二次调频功率ΔP_W计算系统二次调频的总功率ΔP。

本发明的有益效果是：

(1)本发明中的双馈风机具备可控的二次调频能力，在保证经济型与稳定性的前提下，双馈风机能够主动响应AGC控制信号并改变自身出力。

(2)本发明中的双馈风机辅助同步发电机参与电网二次调频实现了新能源的优先调度，节省了电网二次调频的成本。

附图说明

图1为本发明实施例提供的双馈风机辅助同步发电机参与电网二次调频协调控制方法流程图；

图2为本发明实施例提供的仿真系统图；

图3为本发明实施例提供的区域电网2中AGC₂的控制模型图；

图4为本发明实施例提供的区域电网2中二次调频综合控制模型图；

图5为本发明实施例提供的负荷L₁突增后系统频率以及联络线动态响应图；

图6为本发明实施例提供的负荷L₁突增后同步发电机动态响应图；

图7为本发明实施例提供的负荷L₁突增后双馈风机动态响应图；

图8为本发明实施例提供的联络线功率额定值突增时系统频率以及联络线动态响应图；

图9为本发明实施例提供的联络线功率额定值突增时同步发电机动态响应图；

图10为本发明实施例提供的联络线功率额定值突增时双馈风机动态响应图。

具体实施方式

以下结合附图对本发明的原理和特征进行描述，所举实例只用于解释本发明，并非用于限定本发明的范围。

在本发明实施例中，一种双馈风机辅助同步发电机参与电网二次调频协调控制方法，如图1所示，包括以下步骤S1－S8：

S1、测量电网系统的频率f_s、联络线OHL₃₁的功率值P_OHL31和联络线OHL₃₂的功率值P_OHL32，将P_OHL31和P_OHL32传送至AGC₂控制器，根据电网系统的频率f_s、联络线功率值P_OHL31和P_OHL32计算AGC₂计划之外的有功功率P_agc2，AGC₂计划之外的有功功率P_agc2的计算公式为：

P_agc2＝K_i∫ACEdt+K_pACE>

在公式(1)中，ACE为区域控制偏差，K_i为控制器的积分系数，K_p为控制器的比例增益，t为积分时间。

所述电网系统包括区域电网1和区域电网2，所述联络线OHL₃₁和联络线OHL₃₂为连接区域电网1和区域电网2的联络线，所述AGC₂控制器为区域电网2中的AGC₂控制器。

区域控制偏差ACE的计算公式为：

ACE＝-ΔP_net+K_biasΔf>

在公式(2)中，ΔP_net为联络线交换功率，K_bias为频率响应系数，Δf为频率偏移值。

联络线交换功率ΔP_net的计算公式为：

ΔP_net＝P_net-P_ref>

在公式(3)中，P_net为联络线的交换功率值，P_ref为联络线的交换功率参考值。

频率偏移值Δf的计算公式为：

Δf＝f_s-f_ref>

在公式(4)中，f_ref为频率的额定值。

联络线的交换功率值P_net的计算公式为：

P_net＝P_OHL31+P_OHL32>

S2、将AGC₂计划之外的有功功率P_agc2根据电厂i的二次调频因子α_i分配至各电厂，并通过有功功率P_agc2和二次调频因子α_i计算得到电厂i的二次调频控制信号P_agc2i，计算公式为：

P_agc2i＝α_iP_agc2,i＝1,…,z>

在公式(6)中，z为电厂的数量。

电厂i的二次调频因子α_i满足

所述电厂i包括电厂2和风电厂。

S3、将电厂2的二次调频控制信号P_agc21按照同步发电机j的二次调频参与因子β_2j分配至各同步发电机，并通过二次调频控制信号P_agc21和二次调频参与因子β_2j计算得到同步发电机j的二次调频控制信号ΔP_2j，计算公式为：

ΔP_2j＝β_2jP_agc21,j＝1,…,m>

在公式(7)中，m为同步发电机的数量。

同步发电机j的二次调频参与因子β_2j满足

所述同步发电机j包括电厂2中的同步发电机G₃和同步发电机G₄。

ΔP_2j将由电厂控制器传输至各同步机的调速器单元(或风机的控制机构)，同步机的汽轮机单元(或风机的风力机)相应地改变功率增量，从而影响同步机(或风机)向电网注入的有功功率，使得系统的有功功率恢复至平衡状态，以此实现频率的二次调频。

S4、将同步发电机j的二次调频控制信号ΔP_2j传送至调速器单元，并通过同步发电机的二次调频控制信号ΔP_2j计算得到电厂2的二次调频功率ΔP_G，计算公式为：

S5、测量风机k的风速v_k，通过风速v_k计算每台风机k的二次调频参与因子β_k。风电厂在系统频率调整过程中不仅需要与其他传统电厂之间相互协调，并且要求优化内部各机组功率协调分配策略。当风电厂按参与因子α₂分担AGC₂的计划之外的有功功率P_agc2后，风电厂控制器须将指令P_agc2合理地分配至每台风机。由于机组的最大功率刻画了其调频出力的潜力，因而定义双馈风机的二次调频参与因子与其最大风能成正比，计算公式为：

在公式(9)中，P_k(v_k)为第k台风机在风速v_k下捕获的最大风能，n为风机的数量。

所述风机k包括风电厂中的风机W₁和风机W₂。

S6、将风电厂的二次调频控制信号P_agc22按照风机k的二次调频参与因子β_k分配至各风机，得到风机k的二次调频控制信号ΔP_Wk，并通过风机的二次调频控制信号ΔP_Wk计算风电厂的二次调频功率ΔP_W，计算公式为：

ΔP_Wk＝β_kP_agc22,k＝1,…,n>

S7、将风机k的二次调频控制信号ΔP_Wk传送至风机的桨距角。

S8、通过电厂2的二次调频功率ΔP_G和风电厂的二次调频功率ΔP_W计算系统二次调频的总功率ΔP，计算公式为：

ΔP＝ΔP_G+ΔP_W>

为了验证本发明的有效性，本发明实施例中建立了如图2所示的仿真系统。由图2可知，电源包括两个容量相同的传统电厂1(2台×900MW同步机G₁与G₂)和传统电厂2(2台×900MW同步机G₃与G₄)以及一个容量为900MW的风电场(300台×1.5MW的等值双馈风力发电机W₁和W₂)，负荷L₁、L₂分别为967MW和1767MW。该仿真系统由区域电网1与区域电网2组成。其中，区域电网1中的AGC(以下称为AGC₁)采用定频率定联络线交换功率控制模式，即其控制目标为同时维持本区域电网的系统频率以及区域电网之间的联络线交换功率为参考值；而区域电网2中的AGC(以下称为AGC₂)采用定频率控制模式，即其控制目标仅为维持本区域系统频率为额定值。

结合图3所示的控制模型，本发明所建立的AGC₂控制框图如图3所示，图3共分为4个子框图：1)频率偏差模块，通过测量母线5处的频率值f_s计算区域电网2的频率偏差；2)联络线功率偏差模块，通过测量联络线OHL₃₁与OHL₃₂的有功功率交换值P_OHL31和P_PHL32计算联络线功率偏差；3)PI控制器模块，其满足公式(1)，而P_max和P_min分别为P_agc的上下阈值；4)电厂调频因子分频器，将AGC₂的计划之外的功率值P_agc2分配至传统电厂2以及风电厂，其满足公式(6)。

区域电网2中二次调频综合控制模型如图4所示，图4可分为3个子框图：①AGC₂控制模块(AGC₂控制结构见图3)，通过测量母线5处的频率值f_s以及联络线功率P_OHL31和P_OHL32向各电厂下达二次调频控制信号；②电厂控制器模块，该模块包括传统电厂2控制器以及风电厂控制器；根据各台同步发电机的二次调频参与因子，传统电厂控制器将自身接受的二次调频控制信号P_agc21分配至各台同步发电机；根据各台风机的二次调频参与因子，风电厂控制器将自身接受的二次调频控制信号P_agc22分配至各台风机；③机组控制器模块，包括了同步机以及风机，两者根据自身接受的二次调频控制信号响应地产生功率增量，分担系统不平衡功率。

设定风机W₁、W₂的风速分别为9m/s以及14m/s，两者的预留桨距角β₀均为5°，3s时负荷L₂突然增加250MW，本发明实施例中对比了3种情况：无二次调频控制、仅有同步机参与二次调频以及风机辅助同步机参与电网二次调频,相应的系统动态变化如图5至图7所示。

由图5可知，当无二次调频控制时，系统频率以及联络线功率均不能恢复至额定值；而仅有同步机参与二次调频以及风机辅助同步机参与二次调频均能使得系统频率以及联络线恢复至额定值，当仅有同步机参与二次调频时，系统频率的恢复时间为95s，联络线功率的恢复时间为110s；而风机辅助同步机参与二次调频时，系统频率的恢复时间减小至65s，联络线功率的恢复时间减小至102s。由此可见，风电参与二次调频能够减小负荷扰动初期系统频率的变化率，并且缩短频率以及联络线功率恢复至额定值的时间。

由图6可知，当无二次调频控制时，所有同步发电机仅在一次调频作用下增大自身出力，分担系统不平衡功率；仅有同步机参与二次调频时，G₁和G₂的功率均出现了迅速增加随后缓慢恢复至初始值的变化过程，与第一种情况相比，G₃和G₄的稳态功率分别上升了0.04与0.03，系统不平衡功率只由G₃与G₄两者承担，而G₁与G₂不做任何贡献；风机辅助同步机参与二次调频时，G₁和G₂的功率也出现了迅速增加随后缓慢恢复至初始值的变化过程，由于风电厂主动响应了AGC₂的控制并且分担了部分系统不平衡功率，因此G₁和G₂的功率峰值有所减小，而G₃和G₄的稳态功率分别减小至0.6与0.74；此外，由于AGC₂具备恒定联络线功率的作用，因此当区域电网2中负荷L₂增大时，区域电网1中G₁和G₂均出现了功率迅速增加随后缓慢恢复至初始值的变化过程。由此可见，风电参与二次调频能够有效地减小同步发电机的有功出力并且持续地分担同步机的调频压力。

由图7可知，当无二次调频控制与仅有同步机参与二次调频时，风机对系统负荷突增无任何响应。当风机辅助同步机参与二次调频时，W₁与W₂均响应AGC₂的控制信号并减小桨距角，在最优转速功率追踪控制下，转速随着桨距角的减小缓慢升高。在系统频率跌落初期，W₁出现了短暂的功率缺失现象，其原因在于最大功率跟踪控制命令出现了极小值；而在随后的频率动态过程中，W₁与W₂均能持续地释放有功备用，分担系统不平衡功率。此外，本发明实施例中考虑了机组之间的二次调频因子分配策略，因此W₂将承担更多的调频压力并在频率跌落初期释放大量的有功备用，有效地补偿了W₁的缺失功率现象，提高了风电厂的二次调频能力。

设定风机W₁、W₂的风速分别为9m/s以及14m/s，两者的预留桨距角β₀均为5°，3s时AGC₂的联络线功率参考值P_net由408MW突增至500MW，本发明实施例中对比了2种情况：仅有同步机参与二次调频以及风机辅助同步机参与电网二次调频，相应的系统动态变化如图8至图10所示。

如图8所示，联络线功率参考值突增将导致系统频率短暂性地降低。仅有同步机参与二次调频时，系统频率的恢复时间为100s，联络线功率稳定至目标参考值的时间为140s；风机辅助同步机参与二次调频时，系统频率的恢复时间缩减至60s,联络线功率稳定至目标参考值的时间缩短至95s。由此可见，风电参与二次调频能够缩短联络线功率稳定至目标参考值的时间。

如图9所示，仅有同步机参与二次调频时，G₁和G₂均增大各自出力，而G₃和G₄均减小各自出力，系统不平衡功率由所有同步发电机共同分担；风机辅助同步机参与二次调频时，风机响应AGC₂的控制并且主动减小自身出力，有效地缓解了同步机的调频压力。因此，G₁和G₂的动态功率稍有增加而稳态功率保持不变，而G₃和G₄的出力均有所减小。

如图10所示，当仅有同步机参与调频时，风电机组对联络线功率额定值突增没有任何响应；风机辅助同步机参与二次调频时，风机响应AGC₂控制信号并增大桨距角，风力机转速降低。在系统频率跌落初期，W₁出现了短暂的功率突增现象，其原因在于最大功率跟踪控制命令出现了极大值；而在随后的频率动态过程中，W₁与W₂均能持续地减小自身出力，分担系统不平衡功率。

以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。