田書欣 程浩忠 曾平良 柳 璐 王 侃 馬洲俊

(1.電力傳輸與功率變換控制教育部重點實驗室(上海交通大學(xué)) 上海 200240 2.中國電力科學(xué)研究院 北京 100192)

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基于調(diào)頻層面的風(fēng)電棄風(fēng)分析

田書欣1程浩忠1曾平良2柳 璐1王 侃1馬洲俊1

(1.電力傳輸與功率變換控制教育部重點實驗室(上海交通大學(xué)) 上海 200240 2.中國電力科學(xué)研究院 北京 100192)

棄風(fēng)已經(jīng)成為制約風(fēng)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展的關(guān)鍵問題。棄風(fēng)造成的原因主要有調(diào)峰調(diào)頻能力和輸電能力不足等。從調(diào)頻層面來看，當電網(wǎng)頻率越上限時，可依據(jù)電網(wǎng)調(diào)度部門指令控制風(fēng)電場有功功率輸出，甚至分步切除風(fēng)電機組。為了分析調(diào)頻層面分鐘級的應(yīng)急性棄風(fēng)，利用有功功率盈余時風(fēng)電場切機的調(diào)頻靈敏度指標，選擇最合適的風(fēng)電切機策略，并基于頻率越限過渡時間與負荷功率變化量的關(guān)系選取棄風(fēng)的調(diào)頻困難典型時段，再結(jié)合所選的風(fēng)電切機策略，估算調(diào)頻層面全年規(guī)劃方案棄風(fēng)電量。最后，基于DIgSILENT/PowerFactory分析軟件，利用我國某區(qū)域2020年規(guī)劃電網(wǎng)算例驗證了所提方法的可行性和有效性。

風(fēng)電切機策略 調(diào)頻 靈敏度分析 棄風(fēng)

0 引言

中國正在規(guī)劃建設(shè)9個千萬千瓦級風(fēng)電基地，但這些大型風(fēng)電基地一般都遠離負荷中心，處于電網(wǎng)末端，且考慮到風(fēng)電的間歇性、隨機性、波動性和不可控性，風(fēng)電并網(wǎng)必然會給維持系統(tǒng)正常頻率帶來一定困難，進而影響電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行?；诖耍覈L(fēng)電并網(wǎng)技術(shù)標準對風(fēng)電場有功功率要求為：①風(fēng)電場應(yīng)具有有功功率調(diào)節(jié)能力，配置有功功率控制系統(tǒng)，接收并自動執(zhí)行調(diào)度部門遠方發(fā)送的有功功率控制信號；②在風(fēng)電場并網(wǎng)以及風(fēng)速增長過程中，宜控制風(fēng)電場每分鐘有功功率變化率不超過2%～5%；在風(fēng)速降低過程中或超出切機風(fēng)速情況下，允許有功功率變化率超過該范圍(在超出切機風(fēng)速情況下，宜分步切除風(fēng)電機組)；③當電網(wǎng)頻率高于50.2 Hz時，依據(jù)電網(wǎng)調(diào)度部門指令降低風(fēng)電場有功功率[1]。依據(jù)上述要求，在電網(wǎng)頻率越上限時，切除風(fēng)電機組，快速降低風(fēng)電場有功功率，確保系統(tǒng)頻率的穩(wěn)定性，從而產(chǎn)生調(diào)頻層面的棄風(fēng)電量。文獻[2，3]從機組組合或機組運行狀態(tài)分類角度分別提出了風(fēng)電場有功功率控制策略，保證風(fēng)電場有功功率控制的平穩(wěn)性。文獻[4，5]在分析風(fēng)電棄風(fēng)機理的基礎(chǔ)上，從電網(wǎng)的角度研究了輸電能力不足對系統(tǒng)棄風(fēng)的影響。文獻[6-8]基于電網(wǎng)調(diào)峰能力提出了分析電網(wǎng)棄風(fēng)情況評估方法。文獻[9，10]研究了風(fēng)電接入對系統(tǒng)頻率的影響，并提出相應(yīng)的調(diào)頻策略。但以上文獻均未提及調(diào)頻層面棄風(fēng)電量的估算。

因此，本文所提的調(diào)頻層面的棄風(fēng)電量估算方法，分析了風(fēng)電場棄風(fēng)與系統(tǒng)一次調(diào)頻運行之間的相互作用機理，實現(xiàn)了規(guī)劃和運行這兩方面問題的耦合，是對現(xiàn)有考慮風(fēng)電接入下系統(tǒng)運行理論和規(guī)劃理論的有效補充和完善。首先給出了計算各節(jié)點風(fēng)電機組有功功率調(diào)頻靈敏度的數(shù)學(xué)模型；其次推導(dǎo)了頻率越限過渡時間與負荷功率變化量的數(shù)學(xué)關(guān)系式，并設(shè)置調(diào)頻事件場景，選取出現(xiàn)棄風(fēng)的調(diào)頻困難典型時段；然后，利用蒙特卡洛法計算每種功率偏差事件在不同典型時段出現(xiàn)的概率，結(jié)合系統(tǒng)可調(diào)容量，估算調(diào)頻層面的全年規(guī)劃方案棄風(fēng)電量。最后，結(jié)合DIgSILENT/PowerFactory軟件，構(gòu)建含風(fēng)電場的某區(qū)域2020年規(guī)劃電網(wǎng)仿真算例，依據(jù)提出的風(fēng)電機組切機策略，實現(xiàn)對含風(fēng)電場的電力系統(tǒng)頻率的有效控制，并給出調(diào)頻棄風(fēng)電量的計算結(jié)果。

1 切除風(fēng)機的調(diào)頻靈敏度分析

風(fēng)電場有功功率控制的準確性和平穩(wěn)性是高風(fēng)電滲透率電網(wǎng)穩(wěn)定運行的基礎(chǔ)。降低不同風(fēng)電場有功功率對系統(tǒng)頻率[11，12]的影響不同。因而當電網(wǎng)頻率越上限時，可按照預(yù)先算出的各風(fēng)電機組切機靈敏度[13，14]，及時選擇最合適的切除風(fēng)機方法來降低風(fēng)電有功功率。下面提出的切風(fēng)機優(yōu)化方法就是應(yīng)用這一策略。

靈敏度[15，16]是電力網(wǎng)絡(luò)中某一參量變化量與擾動量之比。因而可定義所求取的靈敏度為當系統(tǒng)出現(xiàn)較大功率盈余時，有功功率盈余對所切除風(fēng)機節(jié)點功率的靈敏系數(shù)。

設(shè)某時刻系統(tǒng)出現(xiàn)較大功率盈余，用Pa表示有功功率盈余，假設(shè)系統(tǒng)中有m個常規(guī)發(fā)電機節(jié)點，n個風(fēng)力發(fā)電機節(jié)點，k個負荷節(jié)點，則

(1)

由式(1)可看出，求解有功功率盈余對所切除風(fēng)機節(jié)點功率的靈敏度必須先求出有功網(wǎng)損靈敏度。有功網(wǎng)損靈敏度的物理意義為：節(jié)點注入功率(包括有功和無功)變化所引起的系統(tǒng)有功損耗改變量。由潮流計算可知，各節(jié)點注入功率的代數(shù)和就等于網(wǎng)絡(luò)的總有功損耗[17]

(2)

式中，i、j為節(jié)點號；Ui、Uj為節(jié)點i、j的電壓幅值，kV；Gij、Bij分別為節(jié)點導(dǎo)納矩陣元素的實部與虛部，S；θij為節(jié)點i，j的電壓相角差值，θij=θi-θj。

假設(shè)系統(tǒng)中只有平衡節(jié)點和實施切風(fēng)機措施的節(jié)點發(fā)生功率變化，若風(fēng)機所在節(jié)點i線路實施切除后，該節(jié)點有功功率變化為ΔPi，無功功率變化為ΔQi，由于平衡節(jié)點的調(diào)節(jié)作用，使網(wǎng)絡(luò)總有功損耗也發(fā)生相應(yīng)變化。i節(jié)點有功功率的減少將使平衡節(jié)點注入有功功率增加，并使網(wǎng)絡(luò)損耗發(fā)生變化。

可推導(dǎo)風(fēng)機所在節(jié)點有功功率變化對網(wǎng)損的靈敏度為

(3)

可推導(dǎo)風(fēng)機所在節(jié)點無功功率變化對網(wǎng)損的靈敏度為

(4)

式中，s為平衡節(jié)點號；i為風(fēng)機所在節(jié)點，i=1，2，…，n。

聯(lián)立式(3)和式(4)，并進行相應(yīng)轉(zhuǎn)換，可得到

(5)

在所需切除點附近將系統(tǒng)潮流方程線性化，可得

(6)

可得到

(7)

可以看出，式(7)中系數(shù)矩陣就是極坐標牛頓-拉夫遜法潮流計算中的雅可比矩陣。結(jié)合式(1)，則有功功率盈余對風(fēng)機所接節(jié)點功率的靈敏度為

(8)

可得到

(9)

(10)

基于式(9)和式(10)得到切除風(fēng)機靈敏度，其數(shù)值越大的風(fēng)機機組節(jié)點，對快速恢復(fù)系統(tǒng)頻率的影響越大。因此可根據(jù)靈敏度大小，確定調(diào)頻過程中所需切除風(fēng)機的順序。

2 調(diào)頻困難時段棄風(fēng)電量的計算

2.1 頻率越限過渡時間的計算

電力系統(tǒng)中發(fā)電機組的投切或負荷的增減，使某時段內(nèi)系統(tǒng)中的能量供求關(guān)系失去平衡，系統(tǒng)頻率將從正常的穩(wěn)態(tài)值過渡到另一個使能量供求達到新的平衡的穩(wěn)態(tài)值，或失去穩(wěn)定即發(fā)生頻率崩潰事故，該時段即調(diào)頻困難時段。在含風(fēng)電接入的電力系統(tǒng)中，風(fēng)速上升或有功負荷下降所造成的頻率波動越限的時間，即頻率越限過渡時間，對計算風(fēng)電棄風(fēng)電量具有重要意義。風(fēng)速上升或負荷下降造成的頻率變化與系統(tǒng)中發(fā)電機組備用容量大小、負荷調(diào)節(jié)效應(yīng)、發(fā)電機組的機械慣性和負荷的機械慣性等多個因素有關(guān)，暫不考慮負荷隨電壓的變化、AGC控制策略等，則可基于圖1給出的負荷下降情況下電力系統(tǒng)功率-頻率靜態(tài)特性曲線分析其調(diào)頻特性。

圖1 電力系統(tǒng)功率-頻率靜態(tài)特性Fig.1 Power-frequency static characteristic curve

由于風(fēng)力發(fā)電出力完全由天氣狀況決定，具有隨機性、間歇性的特點，在風(fēng)力接入電網(wǎng)研究中，通常將風(fēng)力電站出力視為負的負荷。因此計算頻率越限時間所用的負荷功率PL可表示為

PL=PGL-PWL

(11)

式中，PGL為電力系統(tǒng)中的普通負荷，MW；PWL為電力系統(tǒng)中風(fēng)電機組有功出力，MW。

Δf∞=f1-f0

(12)

式中，f1為c點對應(yīng)的新的穩(wěn)態(tài)運行頻率，Hz；f0為起始時刻電力系統(tǒng)頻率的正常運行值，Hz。

在風(fēng)速上升或負荷下降后的短時間內(nèi)

ω=ω0+Δω

(13)

PL=PL0+ΔPL

(14)

式中，ω為系統(tǒng)發(fā)電機轉(zhuǎn)速，rad/s；ω0為系統(tǒng)發(fā)電機轉(zhuǎn)速的正常運行值，rad/s；Δω為系統(tǒng)發(fā)電機轉(zhuǎn)速的變化量，rad/s；PL為負荷功率值，MW；PL0為不平衡初始的負荷功率，MW；ΔPL為不平衡出現(xiàn)后的負荷功率變化量，MW。又因頻率隨時間的變化率可記為

(15)

式中，ω*為系統(tǒng)發(fā)電機轉(zhuǎn)速標幺值；Δω*為系統(tǒng)發(fā)電機轉(zhuǎn)速的變化量標幺值；Δf*為頻率變化量的標幺值。

因而，電力系統(tǒng)頻率變化時等值機組的運動方程表達式可寫為

(16)

式中，TJ為系統(tǒng)等效機組慣性時間常數(shù)；PT*為以系統(tǒng)發(fā)電機總功率額定值PGN為基準的原動機功率標幺值；PL*為以系統(tǒng)發(fā)電機總功率額定值PGN為基準的負荷功率標幺值。設(shè)風(fēng)速上升或負荷下降時系統(tǒng)出現(xiàn)不平衡功率ΔPa=ΔPL，且出現(xiàn)ΔPL后任意時刻t的系統(tǒng)頻率值為ft，負荷功率PL=PLt，可參見圖1得

PT*-PL*=ΔPL*-KL*Δf*

(17)

式中，KL*為考慮風(fēng)電接入的負載調(diào)節(jié)效應(yīng)系數(shù)標幺值；Δf*為t時刻系統(tǒng)頻率與起始頻率之差的標幺值，即Δf*=(ft-f0)/f0。 公式推導(dǎo)過程中ω和f均是以事件開始發(fā)生時的ω0和f0為基準。將式(17)代入式(16)可得

(18)

式中，Tf為頻率上升過程的時間常數(shù)，Tf與整個系統(tǒng)的轉(zhuǎn)動部分機械慣性時間常數(shù)及負載調(diào)節(jié)效應(yīng)系數(shù)相關(guān)，即Tf=TJ/KL*；f*為出現(xiàn)不平衡功率后任意時刻t的系統(tǒng)頻率標幺值；ΔPL*為不平衡功率ΔPL的標幺值，且ΔPL<0。

式(18)表明，簡化的系統(tǒng)動態(tài)頻率特性是按指數(shù)規(guī)律衰減的曲線。令Δf∞*=ΔPL*/KL*， 其表達式為

f*=f0*-Δf∞*(1-e-t/Tf)

(19)

式中，f0*為不平衡初始時刻(t=0)的系統(tǒng)頻率標幺值；Δf∞*為系統(tǒng)新穩(wěn)態(tài)頻率與起始頻率之差的標幺值。

由式(19)易知

(20)

將Δf∞*=ΔPL*/KL*代入式(20)，可得

(21)

由以上公式可計算風(fēng)速上升和負荷下降所引起頻率越限過渡時間tv。

2.2 調(diào)頻層面棄風(fēng)電量的估算

從電網(wǎng)運行角度，風(fēng)電的棄風(fēng)是由調(diào)峰調(diào)頻能力不足造成的。調(diào)峰層面[18]的棄風(fēng)電量計算通常是在負荷預(yù)測的基礎(chǔ)上，經(jīng)過修改機組組合而得到；而調(diào)頻層面的棄風(fēng)是在考慮負荷突變的基礎(chǔ)上得到的[19]，兩者之間沒有交集，所以全年的總體棄風(fēng)電量可分別從調(diào)峰層面和調(diào)頻層面進行計算。下面著重對調(diào)頻層面全年棄風(fēng)電量的估算方法進行研究。

電力系統(tǒng)的調(diào)頻場景有很多種，其中可能需要棄風(fēng)的場景有3類：風(fēng)速上升導(dǎo)致的風(fēng)電場輸出功率的增加、負荷下降、風(fēng)速上升與負荷下降同時發(fā)生。在調(diào)頻層面棄風(fēng)分析中，可將風(fēng)電場輸出功率作為負的負荷處理，所以以上3個場景均可認為是負荷下降，但考慮到調(diào)頻事件中存在更多的不確定性，風(fēng)電和負荷波動性和預(yù)測誤差更大，因而可采用組合的方法將各種不確定性因素的可能取值組成一個未來可能場景，比如負荷波動和風(fēng)電功率波動組成了一個調(diào)頻場景，在場景中的各種不確定性信息具有確定的數(shù)值，如負荷波動1%和風(fēng)電功率波動1%等。每個場景代表了某種概率下可能的未來環(huán)境，通過合理選擇一系列的場景可近似表示未來可能出現(xiàn)的所有不確定性環(huán)境。

2.2.1 調(diào)頻事件場景設(shè)置

在調(diào)頻事件的場景設(shè)置中，考慮了以下幾個因素：

1)頻率越限過渡時間只與負荷以及負荷的變化率有關(guān)。

2)負荷變化率超過10%的概率較低，所以只選擇負荷下降10%以內(nèi)作為計算棄風(fēng)電量的調(diào)頻事件。

3)由于負荷變化率為連續(xù)變量，不易計算，所以將連續(xù)的負荷變化率離散化處理。

4)各時段負荷值雖為離散值，但由于負荷值較多，所以將小時級負荷曲線分區(qū)間處理。

基于以上幾點，調(diào)頻事件設(shè)置方式為：根據(jù)負荷水平對全年8 760 h劃分為10個區(qū)間，每個區(qū)間由該區(qū)間聚類數(shù)值代表，每個區(qū)間的負荷變化率離散化為10個調(diào)頻事件，因此共有100個調(diào)頻事件。

2.2.2 計算系統(tǒng)可調(diào)容量

負荷下降時，系統(tǒng)的頻率不會突然上升，而是會以一定的規(guī)律上升，最終達到一個穩(wěn)態(tài)值。因此可通過仿真找到系統(tǒng)頻率越限過渡時間tv。在這個越限過渡時間內(nèi)，所有機組的可調(diào)容量之和大于或等于ΔP時，認為該時刻不需要棄風(fēng)；反之，則需要按照靈敏度優(yōu)先順序逐步棄風(fēng)。所有調(diào)頻機組可調(diào)容量之和的計算公式為

(22)

式中，N為火電機組和水電機組的數(shù)量；M為抽水蓄能機組的數(shù)量；Ramp為各類型機組的下坡速率，%/min；tv為頻率越限時間，s；pi、pj為各機組該時刻出力，MW；pi,min為機組最小出力，MW；PN為抽水蓄能機組的額定出力，MW。

2.2.3 計算棄風(fēng)電量

1)單一事件發(fā)生在某一時刻下棄風(fēng)電量的計算

在調(diào)頻時間達到tv時，系統(tǒng)各機組出力無法與負荷相平衡，所以此時需要棄風(fēng)。風(fēng)力發(fā)電的燃料費用為零，所以應(yīng)多利用風(fēng)電，減小棄風(fēng)電量。在tv時刻之后，系統(tǒng)各機組仍需以最大的下坡速率[20]進行降速運行，同時被切除的風(fēng)機以相應(yīng)速率并網(wǎng)，直到所有機組減小出力之和與ΔP相等，此時所有被切除的風(fēng)機均可并網(wǎng)運行。

圖2中的曲線y表示各時刻系統(tǒng)各機組出力之和。在時刻tv之后，曲線y上的點與(P0-ΔP)之差為此時的棄風(fēng)功率，因此圖2中陰影部分面積為棄風(fēng)電量。

圖2 單一調(diào)頻事件棄風(fēng)電量計算圖示Fig.2 Wind power curtailment in a single frequency adjustment event

圖2中曲線y的斜率即為機組的總爬坡率。在tv之后，如果所有可調(diào)機組的出力均為達到其最小出力，那么曲線y即為一直線；如果某些可調(diào)機組的出力達到最小，則不能參與調(diào)節(jié)，那么曲線y為分段函數(shù)。下面給出曲線y為一直線時的陰影部分的計算公式

Cw=0.5×(ΔP-Pad)2/Ramptotal

(23)

式中，ΔP為風(fēng)電或負荷突變引起的凈負荷的變化量，MW；Pad為調(diào)頻機組的可調(diào)容量，MW；Ramptotal為各類型發(fā)電機組的總下坡率，%/min。

2)全年棄風(fēng)電量的計算

棄風(fēng)電量的計算過程如下：

1)計算出每個事件在某一調(diào)頻困難典型時段發(fā)生時的棄風(fēng)電量。

2)計算每個事件發(fā)生的概率。

3)計算所有事件在某一調(diào)頻困難典型時段發(fā)生時產(chǎn)生的棄風(fēng)電量。

4)將全年8 760h中所有調(diào)頻困難典型時段的數(shù)據(jù)相加即得全年棄風(fēng)電量。

全年調(diào)頻層面棄風(fēng)電量為

(24)

3 算例分析

3.1 切除風(fēng)機靈敏度的計算

以我國某區(qū)域2020年規(guī)劃電網(wǎng)為算例，應(yīng)用所提的調(diào)頻層面棄風(fēng)電量的計算方法對其進行評估。該區(qū)域2020年規(guī)劃電網(wǎng)主網(wǎng)架共有86個節(jié)點，其系統(tǒng)示意圖如圖3所示。圖3中電源基本情況為火電147 000MW，水電21 500MW，核電2 000MW，抽水蓄能1 600MW，風(fēng)電23 600MW。其中，風(fēng)電分別從節(jié)點58、60、65的匯集站接入主網(wǎng)。

圖3 某區(qū)域2020年規(guī)劃電網(wǎng)86節(jié)點系統(tǒng)圖Fig.3 China’s a certain regional power network planning of 2020 (86-bus system)

基于圖2給出的規(guī)劃電網(wǎng)86節(jié)點系統(tǒng)圖，結(jié)合DIgSILENT/PowerFactory電力系統(tǒng)分析軟件，建立了該系統(tǒng)的調(diào)頻仿真模型，如圖4所示。根據(jù)接入系統(tǒng)的風(fēng)電基地的功率匯集方案，將各風(fēng)電基地的每個風(fēng)電場均等效為一臺風(fēng)機，風(fēng)機選用2MW的雙饋感應(yīng)電機模型，根據(jù)每個風(fēng)電場實際裝機容量設(shè)置相關(guān)參數(shù)。

圖4 基于DIgSILENT的86節(jié)點系統(tǒng)仿真模型Fig.4 Simulation model of 86-bus system based on DIgSILENT/PowerFactory

根據(jù)式(1)～式(10)計算風(fēng)電匯入節(jié)點58、60、65的切機調(diào)頻靈敏度，結(jié)果如表1所示。

表1 風(fēng)電匯入節(jié)點的切機調(diào)頻靈敏度Tab.1 The frequency adjustment sensitivities of the bus integrated wind power

3.2 頻率越限過渡時間的計算

由式(21)可知，在已知Tf、KL*等參數(shù)條件下，頻率越限過渡時間tv主要取決于頻率變化量Δf*和不平衡功率ΔPL*。假設(shè)從不平衡功率出現(xiàn)時刻開始經(jīng)tv時間后ft=50.2 Hz，即Δf*=0.004， 則頻率越限過渡時間tv僅與負荷功率變化量ΔPL有關(guān)。同時負荷功率變化量ΔPL又可表示為

ΔPL=x%PLN

(25)

式中，PLN為負荷功率參考值，MW；x%為負荷功率百分比，通過在圖4中的SimulationEvents設(shè)置不同x%的LoadEvent，即x=-1、x=-2、…、x=-10等。

因而可根據(jù)圖5給出的電網(wǎng)規(guī)劃年內(nèi)各小時段的負荷預(yù)測曲線計算x%PLN，并基于Kmeans方法對調(diào)頻時段區(qū)間負荷水平進行等效聚類，得到每類區(qū)間的典型時段，結(jié)果參見表2。

根據(jù)表2給出的典型時段，結(jié)合圖4中的主網(wǎng)仿真模型，輸入典型時段的機組安排及負荷水平以及該時段下的初始風(fēng)速，分別對x=-1、x=-2、…、x=-10等Load Event進行仿真，記錄所需要的頻率越限過渡時間，參見表3。

圖5 某區(qū)域2020年規(guī)劃電網(wǎng)年負荷預(yù)測曲線Fig.5 The year load curve of a certain regional power network planning of 2020

表2 典型時段表格Tab.2 Typical difficult time interval

表3 頻率越限時間tv

由表3可知，該區(qū)域規(guī)劃電網(wǎng)僅在系統(tǒng)功率偏差變化較大時，即x=-9、x=-10時發(fā)生頻率越限，其余功率偏差事件，頻率仍可保持在穩(wěn)定范圍內(nèi)。

3.3 調(diào)頻層面棄風(fēng)電量的計算

假設(shè)風(fēng)速服從威布爾分布而負荷增長服從正態(tài)分布，然后利用已有的全年的風(fēng)電和負荷的預(yù)測數(shù)據(jù)進行分布的參數(shù)估計，并采用蒙特卡洛模擬法計算每種功率偏差事件在不同時段出現(xiàn)的概率，可參見表4。

對于調(diào)頻困難典型時段內(nèi)的每種功率偏差事件，按照切機靈敏度順序依次逐步棄風(fēng)，并基于式(22)～式(24)，計算調(diào)頻層面的全年棄風(fēng)電量。結(jié)合文獻[21]的調(diào)峰層面的風(fēng)電棄風(fēng)機理，計算了調(diào)峰層面的全年棄風(fēng)電量，并將二者進行了比較。具體結(jié)果參見表5。

表4 調(diào)頻事件概率Tab.4 Probability of power deviation event

表5 全年棄風(fēng)電量匯總Tab.5 Annual total wind energy curtailment

基于表5的全年棄風(fēng)電量的估算結(jié)果可知，該規(guī)劃年全年調(diào)頻棄風(fēng)電量占全年棄風(fēng)電量的比例為28.9%，因而對調(diào)頻層面的棄風(fēng)電量進行評估，將有助于促進風(fēng)電消納和系統(tǒng)頻率的恢復(fù)。

為了確定調(diào)頻棄風(fēng)中按照調(diào)頻靈敏度選擇不同匯入節(jié)點風(fēng)電場線路切除策略對頻率的影響，基于表3和表4，針對出現(xiàn)頻率越限的x=-9、x=-10功率偏差事件，并分別選取概率最高的第2 019小時和第1 236小時典型時段，對不同風(fēng)電匯入節(jié)點進行棄風(fēng)調(diào)頻仿真。

1)第2 019小時棄風(fēng)調(diào)頻仿真

具體仿真參數(shù)設(shè)置為：風(fēng)速：11m/s，隨機；仿真時間：50s；事件：5s時發(fā)生x=-10功率偏差；條件：槳距角不動作，切1 000MW風(fēng)機(當頻率偏差超過0.2Hz)。仿真結(jié)果如圖6～圖8所示。

2)第1 236小時棄風(fēng)調(diào)頻仿真

具體仿真參數(shù)設(shè)置為：風(fēng)速：11m/s，隨機；仿真時間：50s；事件：5s時發(fā)生x=-9功率偏差；條件：槳距角不動作，切900MW風(fēng)機(當頻率偏差超過0.2Hz)。仿真結(jié)果如圖9～圖11所示。

可看出，切除靈敏度數(shù)值越大的58節(jié)點風(fēng)電場所在線路，更有利于系統(tǒng)頻率的平穩(wěn)恢復(fù)。

圖6 切除58節(jié)點1 000 MW風(fēng)機的調(diào)頻仿真結(jié)果Fig.6 The frequency adjustment simulation result for curtailing 1 000 MW wind generators at bus 58

圖7 切除60節(jié)點1 000 MW風(fēng)機的調(diào)頻仿真結(jié)果Fig.7 The frequency adjustment simulation result for curtailing 1 000 MW wind generators at bus 60

圖8 切除65節(jié)點1 000 MW風(fēng)機的調(diào)頻仿真結(jié)果Fig.8 The frequency adjustment simulation result for curtailing 1 000 MW wind generators at bus 65

圖9 切除58節(jié)點900 MW風(fēng)機的調(diào)頻仿真結(jié)果Fig.9 The frequency adjustment simulation result for curtailing 900 MW wind generators at bus 58

圖10 切除60節(jié)點900 MW風(fēng)機的調(diào)頻仿真結(jié)果Fig.10 The frequency adjustment simulation result for curtailing 900 MW wind generators at bus 60

圖11 切除65節(jié)點900 MW風(fēng)機的調(diào)頻仿真結(jié)果Fig.11 The frequency adjustment simulation result for curtailing 900 MW wind generators at bus 65

4 結(jié)論

調(diào)頻層面棄風(fēng)考慮的是風(fēng)電的分鐘級波動，相比較調(diào)峰層面有更多的不確定性，波動性和預(yù)測誤差更大。通過聯(lián)合DIgSILENT/PowerFactory軟件，仿真模擬基于切機靈敏度的棄風(fēng)調(diào)頻過程，給出頻率越限過渡時間，進而提出調(diào)頻層面全年棄風(fēng)電量的估算方法，并以我國某區(qū)域2020年規(guī)劃電網(wǎng)為算例，計算了全年調(diào)頻層面棄風(fēng)電量及其占全年棄風(fēng)電量的比例。算例結(jié)果表明全年調(diào)頻層面棄風(fēng)電量對全年總體棄風(fēng)電量影響較大。雖然2020年該區(qū)域主網(wǎng)規(guī)劃了多條大容量長距離的外送線路，其中包含了多條特高壓交直流線路，從一定程度上很好地解決了2020年大規(guī)模風(fēng)電的消納問題，但全年調(diào)頻層面棄風(fēng)電量評估方法和基于調(diào)頻靈敏度切除風(fēng)機策略仍有助于合理配置系統(tǒng)的調(diào)頻容量，從而將整體的風(fēng)電消納提高到一個較合理的規(guī)模，可為解決風(fēng)電接入后電力系統(tǒng)規(guī)劃和運行的耦合問題提供一定的借鑒和參考。另外，所提的調(diào)頻層面棄風(fēng)電量估算方法對風(fēng)電調(diào)頻棄風(fēng)問題只是做了些探索性的、初步的研究工作，尚有很多問題有待進一步深入研究。

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程浩忠 男，1962生，博士，教授，博士生導(dǎo)師，研究方向為電力系統(tǒng)規(guī)劃、電壓穩(wěn)定、電能質(zhì)量等。

Analysis on Wind Power Curtailment at Frequency Adjustment Level

TianShuxin1ChengHaozhong1ZengPingliang2LiuLu1WangKan1MaZhoujun1

(1.Key Laboratory of Control of Power Transmission and Conversion Ministry of Education(Shanghai Jiao Tong University) Shanghai 200240 China 2.China Electric Power Research Institute Beijing 100192 China)

Wind power curtailment has been one of the key restricting factors behind the development of the wind power industry.The main reasons for wind power curtailment are inadequate peak and frequency adjustment capability as well as inadequate transmission capacity.As seen from the aspect of the frequency adjustment，the active power output of the wind farm should be reduced step by step according to the command from the dispatch department of the power grid when the grid frequency exceeds the upper limit.To study urgent wind power curtailment at the minute-level，the most appropriate shedding method for wind generators is selected based on the frequency adjustment sensitivity index of wind generators’ tripping as lopsided power exists.Typical difficult time intervals of the frequency adjustment are chosen according to the relationship between frequency overshoot time and load variation.Combined with the above wind generator tripping strategies，annual wind power curtailment in the planning scheme at the frequency adjustment level is estimated.Based on DIgSILENT/PowerFactory software，a certain regional power network planning in China of 2020 is used to verify the correctness and validity of the proposed method.

Wind generator tripping strategy，power grid frequency，sensitivity analysis，wind power curtailment

國家自然科學(xué)基金(51337005)，國家電網(wǎng)公司科技項目(SGCC-MPLG018-2012)和國家電網(wǎng)公司“千人計劃”專項(XT71-12-028)資助項目。

2014-11-15 改稿日期2015-01-26

TM73

田書欣 男，1985年生，博士研究生，研究方向為考慮風(fēng)電的輸電網(wǎng)規(guī)劃。(通信作者)