楊仁杰李宇星吳紹云劉 柳焦 坤

(1.國網(wǎng)安徽省電力有限公司檢修分公司,安徽合肥230000;2.國網(wǎng)四川省電力有限公司德陽供電公司,四川 德陽618000)

0 引言

隨著傳統(tǒng)化石能源的日益消耗以及全球溫室效應(yīng)不斷加劇,環(huán)境污染問題十分嚴峻,因此推進發(fā)展可再生能源顯得尤為重要。由于風(fēng)能具有無污染性、經(jīng)濟可行性高的特點,逐漸被公認為最為重要和最具有發(fā)展前景的可再生能源之一[1-3]。根據(jù)我國相關(guān)部門統(tǒng)計,截止到2017年底,我國風(fēng)電累計裝機容量達到了1.840 3×108k W,風(fēng)電滲透率已達9.2%[4],根據(jù)國家能源局“十三五”規(guī)劃,在2020年風(fēng)電裝機容量要超過2.1×108k W,意味著風(fēng)電在電力系統(tǒng)中的占比進一步提高。但是由于自然界風(fēng)力變化的強隨機性以及間接性導(dǎo)致風(fēng)電場的輸出功率不斷變化,從而加深了網(wǎng)源建設(shè)的矛盾,風(fēng)電棄風(fēng)限電現(xiàn)象日益嚴重,加之風(fēng)電機組獨特的結(jié)構(gòu)與運行方式,使其不具備類似于傳統(tǒng)發(fā)電機組的頻率響應(yīng)能力,大量的風(fēng)電并網(wǎng)會對電力系統(tǒng)穩(wěn)定性產(chǎn)生不利影響,一定程度上制約了電網(wǎng)對風(fēng)電的消納能力,因此大規(guī)模風(fēng)電并網(wǎng)應(yīng)具備參與電網(wǎng)調(diào)頻的能力。

風(fēng)電機組按調(diào)頻原理不同可分為轉(zhuǎn)子動能控制和有功備用控制,轉(zhuǎn)子動能控制主要包括虛擬慣性控制、下垂控制、綜合慣性控制以及短時功率控制,有功備用控制包括超速減載控制與槳距角控制。轉(zhuǎn)子動能控制指的是在風(fēng)電機組的有功控制系統(tǒng)引入相關(guān)的頻率控制環(huán)節(jié),從而實現(xiàn)旋轉(zhuǎn)動能與電磁功率的相互轉(zhuǎn)化[5]。文獻[6]提出風(fēng)電機組轉(zhuǎn)子側(cè)變流器可以附加一個短時過載功率,增加有功參考輸出,參與系統(tǒng)調(diào)頻;文獻[7]提出利用虛擬慣性控制使風(fēng)電機組釋放轉(zhuǎn)子旋轉(zhuǎn)動能響應(yīng)系統(tǒng)頻率變化,但因為轉(zhuǎn)速恢復(fù)環(huán)節(jié)會從電網(wǎng)吸收有功功率,導(dǎo)致頻率的二次跌落;文獻[8]根據(jù)不同的風(fēng)速工況整定下垂控制參數(shù),模擬傳統(tǒng)同步發(fā)電機的靜態(tài)功-頻特性曲線,參與電網(wǎng)一次調(diào)頻;文獻[9]綜合了虛擬慣性控制以及下垂控制,在風(fēng)電機組有功功率控制環(huán)節(jié)通過引入頻率偏差與頻率變化率進一步提高了風(fēng)機的頻率響應(yīng)能力;文獻[10-11]提出了在轉(zhuǎn)速不變的情況下,通過增大槳距角使風(fēng)機運行點位于次優(yōu)功率點,留有有功備用參與電網(wǎng)調(diào)頻;文獻[12-13]通過轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速超速控制使得最大功率跟蹤控制(maximum power point tracking,MPPT)運行曲線右移,在頻率下降時,轉(zhuǎn)速降低,從而增加風(fēng)電機組出力響應(yīng)頻率變化;文獻[14-15]提出一種全風(fēng)速段結(jié)合超速減載和槳距角控制的綜合調(diào)頻控制方案,充分發(fā)揮風(fēng)電機組的一次調(diào)頻潛力;文獻[16]利用下垂系數(shù)控制器和槳距角控制器使風(fēng)電機組輔助水電機組參與調(diào)頻;文獻[17]綜合利用風(fēng)電頻率響應(yīng)速度快、火電響應(yīng)持久的特點提出一種風(fēng)電輔助火電調(diào)頻的聯(lián)合控制策略;文獻[18]提出一種基于可變控制參數(shù)的雙饋異步風(fēng)力發(fā)電機(doubly fed induction generator,DFIG)與常規(guī)同步發(fā)電機相互協(xié)調(diào)的一次調(diào)頻方法,從而提高風(fēng)電調(diào)頻能力以及風(fēng)電消納能力。

綜上所述,目前國內(nèi)外有很多關(guān)于風(fēng)電調(diào)頻的研究成果,但是很少會考慮風(fēng)電場可以主動參與電網(wǎng)的頻率調(diào)節(jié),為了抑制由系統(tǒng)內(nèi)部不同種類的擾動引發(fā)頻率變化,有必要采用自動發(fā)電控制(automatic generation control,AGC)把風(fēng)電場納入電力系統(tǒng)調(diào)頻控制,從而保證電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行。

本文通過研究風(fēng)力機的機械特性,兼顧風(fēng)電機組并網(wǎng)的經(jīng)濟性確定高風(fēng)速工況下風(fēng)電機組限功率運行;其次根據(jù)各發(fā)電廠裝機容量、有功備用容量、調(diào)頻能力等因素,在風(fēng)電場有功功率控制環(huán)節(jié)引入?yún)^(qū)域控制誤差(area control error,ACE)信號,搭建含有風(fēng)電機組的AGC模型,把系統(tǒng)調(diào)頻的任務(wù)下發(fā)到各發(fā)電廠,實現(xiàn)風(fēng)電場和常規(guī)電源廠間的頻率協(xié)調(diào)控制;改進了傳統(tǒng)的變槳機構(gòu),提出一種高風(fēng)速運行工況下限功率運行的風(fēng)電機組參與電網(wǎng)二次調(diào)頻控制策略,這樣不僅可以充分利用風(fēng)電場調(diào)頻的快速性,也可以發(fā)揮常規(guī)發(fā)電機組的持續(xù)性,做到協(xié)同響應(yīng)系統(tǒng)頻率變化,保證電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行。最后通過算例仿真驗證本文所提控制策略的有效性。

1 風(fēng)電機組參與電網(wǎng)AGC調(diào)頻控制方案

1.1 風(fēng)電機組空氣動力學(xué)模型

根據(jù)空氣動力學(xué)原理,風(fēng)力機捕獲的機械功率可表示為

式中:ρ為空氣密度;CP為風(fēng)能利用系數(shù);λ為葉尖速比;β為槳距角;R為風(fēng)輪機半徑;v為風(fēng)速;且葉尖速比λ為

式中:ωr為風(fēng)輪機轉(zhuǎn)子的角速度,而Cp(λ,β)可進一步表示為

由式(3)知,同一風(fēng)況下風(fēng)輪捕獲的機械功率取決于風(fēng)能利用系數(shù)Cp(λ,β),當(dāng)風(fēng)機運行于最大功率追蹤模式時,在轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速一定的情況下,不同的槳距角βi對應(yīng)著不同的輸出功率,且隨著槳距角的增大風(fēng)機出力減小,因此風(fēng)機可以通過調(diào)整槳距角βi,留有功率備用參與系統(tǒng)的調(diào)頻控制。圖1為不同槳距角時轉(zhuǎn)速恒為ωopt時風(fēng)輪機特性曲線簇。

圖1 不同槳距角下風(fēng)機的C P-λ特性曲線Fig.1 C P-λcharacteristic curves of doubly-fed wind turbine at different pitch angles

1.2 風(fēng)電機組變槳控制原理

當(dāng)轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速為ωopt時,P1為β1=0時最大功率追蹤模式下的最大機械功率,隨著β1至β3等間隔遞增,在同一最優(yōu)轉(zhuǎn)子ωopt情況下風(fēng)輪機的機械功率Pm隨著轉(zhuǎn)速β發(fā)生相應(yīng)的變化。當(dāng)運行于MPPT模式下,變槳距風(fēng)輪機存在唯一使得CP取得極大值,且滿足:

從而最優(yōu)葉尖速比λopt(βi)滿足以下關(guān)系:

由于1點也為位于極佳功率曲線Popt1,故有:

假設(shè)槳距角減載水平為k%,則相同風(fēng)速下可知變槳減載后風(fēng)輪機輸出的機械能Pdel_β為

式(7)表明,減載水平為k%與槳距角βi。通過調(diào)整槳距角βi可使得系統(tǒng)留有一定的功率備用,在承擔(dān)調(diào)頻任務(wù)時對系統(tǒng)進行長期的有功支撐。假定初始槳距角為β1,由式(3)可推出滿足減載一定減載比例的預(yù)置槳距角βm為

1.3 基于改進槳距角控制的DFIG機組參與AGC控制方案

當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生負荷擾動導(dǎo)致功率不平衡時,DFIG機組通過不斷調(diào)整自身出力參與到系統(tǒng)頻率調(diào)節(jié)中,圖2給出了風(fēng)機的頻率響應(yīng)特性曲線。

圖2 雙饋風(fēng)機的頻率特性曲線Fig.2 Frequency characteristic curve of doubly fed fan

圖2可分為4個象限:象限Ⅰ為DFIG頻率偏差-槳距角特性曲線,使得槳距角可以響應(yīng)系統(tǒng)頻率變化;象限Ⅱ為DFIG的功頻靜態(tài)特性曲線;象限Ⅲ為風(fēng)輪機的風(fēng)能利用系數(shù)-功率特性曲線,可由式(5)確定;象限Ⅳ為槳距角-風(fēng)能利用系數(shù)特性曲線,可通過式(3)(4)確定。當(dāng)系統(tǒng)頻率為額定值f1時,此時DFIG的槳距角為β1,有功出力為PW1,當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生有功負荷擾動增大時,系統(tǒng)頻率下降,在風(fēng)速不變的情況下風(fēng)電機組可以根據(jù)二次調(diào)頻的控制信號ΔPW,通過槳距角控制機構(gòu)調(diào)節(jié)槳距角到β2,此時有功出力增大至PW2。

為了使雙饋風(fēng)機能夠主動響應(yīng)系統(tǒng)AGC控制信號,本文改進了風(fēng)電機組的槳距角結(jié)構(gòu),如圖3所示。

其中改進后的風(fēng)機槳距角控制方程為

式中:Ts表示槳距角伺服機構(gòu)的時間常數(shù);β0為DFIG機組減載運行時的預(yù)置槳距角,可以通過式(7)(8)計算得出;E0為變槳減載控制環(huán)節(jié)的使能信號,當(dāng)E0為0時,不觸發(fā)變槳減載控制,意味著β0為0,當(dāng)E1為1時,通過計算β0,增大槳距角至β0;Δβω為轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速限速保護控制,當(dāng)風(fēng)速過高時,風(fēng)機轉(zhuǎn)速已達到閾值范圍的極大值,此時通過限速控制調(diào)整槳距角,從而降低有功輸出維持轉(zhuǎn)速在額定值附近;ΔβAGC為槳距角響應(yīng)系統(tǒng)二次調(diào)頻信號的槳距角增量;E1為槳距角補償控制的使能信號,當(dāng)E1為1時,DFIG機組可以響應(yīng)AGC下達至風(fēng)電場控制器調(diào)頻信號,當(dāng)E1為0時,DFIG不參與到系統(tǒng)頻率調(diào)節(jié)中。

圖3 基于改進槳距角結(jié)構(gòu)的風(fēng)電機組參與電網(wǎng)二次調(diào)頻方案Fig.3 Scheme of wind turbine participating in secondary frequency regulation of power grid based on improved pitch angle structure

式中:ΔPW為AGC下達的二次調(diào)頻控制信號;Pset為風(fēng)電機組計劃功率設(shè)定值;Pe為DFIG的輸出電磁功率;KP和KI分別是槳距角響應(yīng)系統(tǒng)AGC信號控制器的比例增益系數(shù)與積分增益系數(shù)。

其中Popt1由式(5)求出,TW為DFIG機組變流器時間常數(shù),從而ΔPW可表示為

式中Pe0為DFIG的初始電磁功率。

改進的槳距角控制系統(tǒng),可以通過使能信號E0觸發(fā)變槳減載控制環(huán)節(jié),根據(jù)調(diào)度指令下達給風(fēng)電場的減載水平指令按照靈活配置風(fēng)電場的二次調(diào)頻有功備用,將AGC信號引入到槳距角補償控制環(huán)節(jié)中,通過功率控制與轉(zhuǎn)速控制相結(jié)合的槳距角控制可以按照使能信號E1靈活響應(yīng)調(diào)度指令下達給風(fēng)電場的有功增量信號ΔPW調(diào)整槳距角參與到系統(tǒng)的頻率二次調(diào)節(jié)過程中去,分擔(dān)系統(tǒng)的同步機二次調(diào)頻任務(wù)。由于二次調(diào)頻響應(yīng)時間一般為系統(tǒng)發(fā)生有功擾動后的30 s到5 min之內(nèi),槳距角的伺服機構(gòu)時間常數(shù)往往為s級,變化范圍為±45°,變化速度為±(4～10)°/s,因此DFIG在系統(tǒng)的二次調(diào)頻中具有快速功率爬坡能力,極大地提高了系統(tǒng)的頻率響應(yīng)能力。

2 計及風(fēng)力發(fā)電的區(qū)域互聯(lián)電網(wǎng)AGC模型

為了平抑系統(tǒng)內(nèi)不同種類擾動引發(fā)的功率不平衡以及頻率變化,有必要將風(fēng)力發(fā)電納入到AGC管理中,因此對AGC提出了更高的要求,從而保證電力系統(tǒng)運行穩(wěn)定,提高電網(wǎng)對風(fēng)力發(fā)電的消納能力。

2.1 含風(fēng)力發(fā)電的電力系統(tǒng)頻率二次調(diào)節(jié)原理

互聯(lián)電力系統(tǒng)的二次調(diào)頻從本質(zhì)上來說當(dāng)系統(tǒng)的有功功率平衡關(guān)系被破壞(如發(fā)電機切機和啟動,負荷的增加和減少等),在一次調(diào)頻控制實現(xiàn)的頻率和聯(lián)絡(luò)線潮流有差調(diào)節(jié)的基礎(chǔ)之上,各控制區(qū)域啟動輔助控制環(huán)節(jié),通過改變發(fā)電機調(diào)速系統(tǒng)使得系統(tǒng)有功功率重新達到額定點的平衡,從而實現(xiàn)頻率無差調(diào)節(jié),把ACE信號通過恢復(fù)性積分環(huán)節(jié)作用于各個調(diào)頻廠的發(fā)電機組。

當(dāng)控制區(qū)域i采用定頻率控制(flat frequency control,FFC),其區(qū)域誤差控制為

式中:Δf i為控制區(qū)域i的頻率偏差;βi為區(qū)域i的頻率修正系數(shù)。

當(dāng)控制區(qū)域j采用聯(lián)絡(luò)線功率以及頻率偏差控制(tie line bias frequency control,TBC),其控制目標為迅速實現(xiàn)本區(qū)域頻率無差調(diào)節(jié)以及聯(lián)絡(luò)線交換功率恢復(fù)至額定值,該區(qū)域誤差控制為

式中:Δf j為控制區(qū)域j的頻率偏差;βj為區(qū)域j的頻率修正系數(shù);ΔPtieij為控制區(qū)域i與控制區(qū)域j的聯(lián)絡(luò)線交換功率偏差,其計算公式為

式中:Ptieij為控制區(qū)域i與控制區(qū)域j的聯(lián)絡(luò)線交換功率實際值;PStieij為交換功率計劃值。

電力系統(tǒng)的二次調(diào)頻往往采用比例積分調(diào)節(jié)法實現(xiàn)頻率無差調(diào)節(jié),即

式中:ΔP″G為同步發(fā)電機組參與二次調(diào)頻的有功增量;αG為參與調(diào)頻因子。

根據(jù)同步機二次調(diào)頻方程定義風(fēng)電場調(diào)頻方程:

式中:ΔP″W為DFIG在二次調(diào)頻過程中的有功增量;αW為DFIG參與二次調(diào)頻的參與因子。

只有滿足Δf=0時二次調(diào)頻控制器作用才會結(jié)束實現(xiàn)頻率的無差調(diào)節(jié),當(dāng)系統(tǒng)中m臺同步發(fā)電機組與n臺DFIG機組均為AGC機組時,上式聯(lián)立可得:

式中:αGi以及αWj分別對應(yīng)同步發(fā)電機組與風(fēng)電機組承擔(dān)系統(tǒng)調(diào)頻任務(wù)的參與因子;ΔP″Gi為第i臺同步發(fā)電機組的有功出力變化量;ΔP″Wj為第j臺風(fēng)電機組的承擔(dān)調(diào)頻任務(wù)的有功出力變化量。

從而推出系統(tǒng)內(nèi)AGC機組的有功出力之和ΔP″∑為

式中αsys為等效參與因子。

由式(19)可知,當(dāng)DFIG并網(wǎng)運行不參與系統(tǒng)頻率的二次調(diào)節(jié)時,αWj=0,此時αsys僅取決于系統(tǒng)內(nèi)各同步發(fā)電機組的αGi,當(dāng)DFIG通過槳距角控制參與到系統(tǒng)頻率二次調(diào)節(jié)過程中,αsys隨著DFIG機組參與調(diào)頻的數(shù)量而增加,也緩解了同步發(fā)電機組的二次調(diào)頻壓力。因此隨著大規(guī)模風(fēng)電并網(wǎng)有必要將風(fēng)力發(fā)電納入到AGC管理中,從而維持系統(tǒng)安全與穩(wěn)定運行。

2.2 計及風(fēng)力發(fā)電的電力系統(tǒng)AGC控制策略

在互聯(lián)電力系統(tǒng)中,負荷頻率控制要求滿足在確保聯(lián)絡(luò)線交換功率維持在計劃值的情況下,每個區(qū)域電網(wǎng)僅承擔(dān)本區(qū)域內(nèi)負荷擾動導(dǎo)致的調(diào)頻任務(wù),僅在嚴重的負荷擾動下或者有功不平衡下才會通過聯(lián)絡(luò)線進行相應(yīng)的功率交換,對相鄰區(qū)域進行短時間的有功支撐,基于上述理論分析,圖4給出了計及風(fēng)力發(fā)電的電力系統(tǒng)頻率響應(yīng)模型。

圖4 計及風(fēng)力發(fā)電的電力系統(tǒng)頻率響應(yīng)模型Fig.4 Frequency response model of power system considering wind power generation

為此可以對上述電力系統(tǒng)響應(yīng)模型劃分3個層面:風(fēng)電機組層、風(fēng)電場層以及含風(fēng)電系統(tǒng)層。

1)含風(fēng)電系統(tǒng)層:測量該區(qū)域發(fā)電廠母線處的電壓頻率值,計算該區(qū)域的頻率偏差,測量區(qū)域間聯(lián)絡(luò)線的功率交換值。通過式(15)計算相鄰2個區(qū)域的聯(lián)絡(luò)線交換功率偏差。通過式(14)計算該區(qū)域ACE信號值,經(jīng)式(19)計算該區(qū)域的有功增量,按照各個調(diào)頻發(fā)電廠參與因子分配調(diào)頻任務(wù)。

2)風(fēng)電場層:主要考慮與常規(guī)電廠間的協(xié)調(diào)控制,當(dāng)處于低風(fēng)速工況時,風(fēng)電場沒有通過變槳控制留有功率備用,因此風(fēng)電場的調(diào)頻因子為0,同步發(fā)電機組的調(diào)頻因子為1。當(dāng)風(fēng)電場切入到高風(fēng)速段,此時如果調(diào)度指令讓風(fēng)電實行限功率運行,則風(fēng)電場的調(diào)頻因子為1,反之如果系統(tǒng)有功不足,調(diào)度指令讓風(fēng)電場繼續(xù)按照MPPT出力,調(diào)頻因子為0。當(dāng)系統(tǒng)有功不足,且風(fēng)電場留有功率備用時,由于風(fēng)電具有快速的爬坡能力,因此應(yīng)優(yōu)先考慮調(diào)度風(fēng)電,風(fēng)電場參與因子為1,其他常規(guī)電廠的參與因子為0。

3)風(fēng)電機組層:主要根據(jù)改進的槳距角控制分為以下3種情況。

情況1:由于風(fēng)力變化的強隨機性以及間接性導(dǎo)致風(fēng)電場的輸出功率不斷變化,加之由于中低風(fēng)速段DFIG的有功出力較小,二次調(diào)頻置信度較低,因此在中低風(fēng)速段不考慮將DFIG機組作為AGC調(diào)頻機組,為了保證DFIG的經(jīng)濟運行,采用MPPT控制運行模式,當(dāng)DFIG機組處于中低風(fēng)速工況下,槳距角控制結(jié)構(gòu)的使能信號E0,E1信號為0,風(fēng)電場參與因子為0。電力系統(tǒng)的二次調(diào)頻有功增量主要由各同步發(fā)電廠承擔(dān)。

情況2:當(dāng)風(fēng)速增加至額定風(fēng)速以上,處于高風(fēng)速工況,在風(fēng)速變化之前系統(tǒng)有功平衡,此時風(fēng)功率波動會引起系統(tǒng)頻率惡化,進而觸發(fā)槳距角控制信號E0,計算預(yù)留槳距角,實現(xiàn)根據(jù)調(diào)度指令需求的限功率運行方式,變槳減載留有有功備用。

情況3:當(dāng)處于高風(fēng)速工況下,風(fēng)電機組通過槳距角控制實現(xiàn)限功率運行,此時當(dāng)系統(tǒng)有功負荷增加,或者其他風(fēng)電場風(fēng)速降低,觸發(fā)槳距角控制信號E1,不斷調(diào)節(jié)DFIG的槳距角增大有功出力,使系統(tǒng)頻率恢復(fù)至額定值,聯(lián)絡(luò)線交換功率恢復(fù)至計劃交換值。

3 仿真分析

為了驗證本文所提策略的有效性,在傳統(tǒng)的4機2區(qū)域系統(tǒng)上進行改進,在控制區(qū)域2母線4處添加風(fēng)電場,仿真系統(tǒng)如圖5所示。圖5中控制區(qū)域A包括2個容量為700 MW的火電機組G1與G2,控制區(qū)域B包括2個容量為700 MW的火電機組G3與G4以及2個450 MW的雙饋風(fēng)電機組W1與W2,負荷L1、L2分別為867、1 613 MW,系統(tǒng)聯(lián)絡(luò)線交換功率額定功率為308 MW。

為了模擬風(fēng)功率波動對電力系統(tǒng)頻率的影響,設(shè)定風(fēng)電機組W1的起始風(fēng)速為10.5 m/s,風(fēng)速在60 s變化到10 m/s;風(fēng)電機組 W2的起始風(fēng)速為11 m/s,風(fēng)速在10 s變化到12 m/s,60 s變化到14 m/s;負荷L2在100 s增大100 MW。由本節(jié)對比了3種不同工況:無調(diào)頻控制、僅有同步機參與AGC調(diào)頻控制的控制策略A、風(fēng)電機組高風(fēng)速限功率協(xié)助同步機參與AGC調(diào)頻控制的控制策略B,相應(yīng)的系統(tǒng)動態(tài)變化如圖6所示。

圖5 改進的4機2區(qū)域系統(tǒng)Fig.5 Improved 4-machine 2-area power system

圖6 系統(tǒng)頻率以及聯(lián)絡(luò)線動態(tài)響應(yīng)對比Fig.6 Comparison of system frequency and tie line dynamic response comparison

圖6為系統(tǒng)聯(lián)絡(luò)線交換功率動態(tài)響應(yīng)圖,由圖可知:

1)當(dāng)無AGC調(diào)頻控制,在10 s第一次風(fēng)功率波動時,系統(tǒng)頻率將在50 s穩(wěn)定在50.07 Hz,系統(tǒng)聯(lián)絡(luò)線交換功率將在50 s穩(wěn)定在233 MW,對比分析控制策略A與控制策略B,由于W1與W2均處于低風(fēng)速,均不參與系統(tǒng)調(diào)頻,系統(tǒng)頻率將在50 s穩(wěn)定在50 Hz,聯(lián)絡(luò)線交換功率值在35 s恢復(fù)至308 MW。

2)當(dāng)無AGC調(diào)頻控制,在60 s第二次風(fēng)功率波動時,系統(tǒng)頻率的峰值為50.2 Hz,在90 s穩(wěn)定在50.16 Hz,系統(tǒng)聯(lián)絡(luò)線交換功率在90 s穩(wěn)定在142 MW,對比分析控制策略A與控制策略B,由于此時W2將從MPPT區(qū)進入恒功率區(qū),采用限功率運行,而W1此時有功功率隨著風(fēng)速下降減小,采取控制策略A時,系統(tǒng)頻率的峰值為50.06 Hz,谷值為49.97 Hz,在100 s穩(wěn)定在50 Hz,采取控制策略B時,系統(tǒng)頻率的峰值為50.03 Hz,谷值為49.99 Hz,在85 s穩(wěn)定在50 Hz,控制策略B的聯(lián)絡(luò)線功率下行竄動相較于控制策略A少了44 MW,控制策略B在90 s恢復(fù)至計劃值,相較于控制策略A快了10 s。

3)當(dāng)無AGC調(diào)頻控制,在100 s負荷擾動時,頻率最大跌落0.15 Hz,在130 s穩(wěn)定在50.06 Hz,聯(lián)絡(luò)線交換功率在120 s穩(wěn)定在242.7 MW,對比分析控制策略A與控制策略B,采取控制策略A,頻率最大跌落0.06 Hz,最大漲幅為0.02 Hz,在140 s穩(wěn)定在50 Hz,采取控制策略B,頻率最大跌落0.04 Hz,最大漲幅為0.01 Hz,在115 s穩(wěn)定在50 Hz,控制策略B的聯(lián)絡(luò)線功率上行竄動相較于控制策略A少了21 MW,控制策略B在120 s恢復(fù)至計劃值,相較于控制策略A快了20 s。

可見,當(dāng)無AGC控制時,系統(tǒng)聯(lián)絡(luò)線交換功率值與聯(lián)絡(luò)線交換功率計劃值308 MW不能保持一致,無法維持系統(tǒng)電壓與頻率在給定范圍內(nèi),不利于電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行,當(dāng)僅有同步機參與AGC調(diào)頻控制以及風(fēng)電機組高風(fēng)速限功率協(xié)助同步機參與AGC調(diào)頻控制時,可以看出系統(tǒng)頻率均得到極大的改善,系統(tǒng)聯(lián)絡(luò)線交換功率值均可以恢復(fù)至聯(lián)絡(luò)線交換功率計劃值,對比這2種控制策略,風(fēng)電機組高風(fēng)速限功率協(xié)助同步機參與AGC調(diào)頻控制可以更為快速確保其頻率恢復(fù)至額定值以及聯(lián)絡(luò)線交換功率值與交換功率計劃值一致,滿足電力系統(tǒng)安全、優(yōu)質(zhì)運行的需求。

圖7 雙饋風(fēng)機動態(tài)響應(yīng)對比Fig.7 Comparison of dynamic response to DFIG

圖7為雙饋風(fēng)機動態(tài)響應(yīng)對比圖,雙饋風(fēng)機W1一直處于低風(fēng)速工況,在60 s時風(fēng)速變化出力由0.426 7 pu減少到0.368 1 pu,保持MPPT運行提供最大出力,不進行變槳距限功率運行,槳距角始終保持0度;雙饋風(fēng)電機組W2在60 s時風(fēng)速由于超過額定風(fēng)速進入恒功率區(qū),在無系統(tǒng)負荷擾動不參與調(diào)頻的情況下出力將由0.636 9 pu增加到0.878 2 pu,風(fēng)功率波動較大,不利于系統(tǒng)穩(wěn)定運行,兼顧W1出力減少,觸發(fā)變槳機構(gòu)靈活響應(yīng)AGC指令信號,槳距角將增加2.749°,實現(xiàn)限功率運行出力0.698 7 pu,在100 s時此時系統(tǒng)無風(fēng)功率波動,負荷增加100 MW,風(fēng)力發(fā)電機組W2優(yōu)先調(diào)度,減少槳距角、增大出力、快速響應(yīng)系統(tǒng)頻率變化。

圖8為同步機動態(tài)響應(yīng)對比圖,在10 s第一次發(fā)生風(fēng)功率波動時,由于 W1和 W2均處于低風(fēng)速不參與調(diào)頻,無調(diào)頻控制時雖然同步機出力減少但是系統(tǒng)頻率波動較大,因此有必要采用AGC控制。對比控制策略A與控制策略B,雖然在60 s到100 s控制策略A的同步機出力小于控制策略B,但是無論是系統(tǒng)頻率還是聯(lián)絡(luò)線功率恢復(fù)至額定值的時間將會增大,從某些方面增大二次調(diào)頻成本。

圖8 同步發(fā)電機動態(tài)響應(yīng)對比Fig.8 Comparison of dynamic response to synchronous generators

4 結(jié)論

1)根據(jù)風(fēng)電變槳控制原理以及AGC原理,通過風(fēng)電有功控制系統(tǒng)引入ACE信號實現(xiàn)風(fēng)電機組響應(yīng)調(diào)度指令,從而搭建含有風(fēng)電機組參與電網(wǎng)二次調(diào)頻的模型。

2)兼顧風(fēng)電機組運行經(jīng)濟性與電網(wǎng)穩(wěn)定性,通過改進槳距角機構(gòu),在風(fēng)速變化至高風(fēng)速工況時進行限功率運行靈活響應(yīng)系統(tǒng)調(diào)度指令,提高風(fēng)電的消納能力。

3)當(dāng)高風(fēng)速風(fēng)電機組限功率運行參與電網(wǎng)二次調(diào)頻時,相較于傳統(tǒng)機組參與AGC調(diào)頻控制,可以有效減少風(fēng)功率波動以及負荷擾動下系統(tǒng)頻率的變化率,縮短系統(tǒng)頻率以及聯(lián)絡(luò)線功率恢復(fù)額定值時間,確保電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行與控制。