CN106953363B - 一种风电场限功率运行状态下电网旋转备用优化配置方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种风电场限功率运行状态下电网旋转备用优化配置方法。该方法给出了风电场限功率运行状态下的含风电场电网的二次调频静态指标的计算公式，以电网运行成本最小化为目标，考虑电网二次调频静态指标约束，提出了风电场限功率运行下的旋转备用优化模型，较好解决了风功率波动造成的电网二次调频旋转备用显著增加的问题，增强了电网的频率稳定性，在电网调频能力不变的情况下，本发明提出的优化模型能吸纳更多的风电功率接入电网。
Description
技术领域
本发明属于风力发电技术领域，尤其涉及一种风电场限功率运行状态下电网旋转备用优化配置方法。
背景技术
随着我国经济的快速增长，对电力的需求和依赖日益增强。温室气体的大量排放使得世界气候问题变得越发突出，采用新能源逐步代替现有的化石能源将是未来电力系统电源的发展方向。风力发电作为目前最为经济和成熟的一种可再生能源发电技术，已成为几乎所有致力于可再生能源开发利用国家的选择。全球风电2015年新增装机容量63GMW，累计装机容量达到了432GW，新增装机容量较2014年同期增长了21.77％，累计装机容量增加了17.00％，其中我国新增装机容量30.5GW，占全球市场份额的48.4％。国家能源局也于2016年11月29日正式印发《风电发展“十三五”规划》，明确了“十三五”期间风电发展目标和建设布局。规划指出到2020年底，风电累计并网装机容量确保达到2.1亿千瓦以上，其中海上风电装机容量达到500万千瓦以上；风电年发电量确保达到4200亿千瓦时，约占全国发电总量的6％。可以预见在不远的将来以风电为代表的新能源电源在电网中的占比将接近甚至超过传统化石能源电源。
风电渗透率的不断增加给电力系统的频率稳定性带来了一系列挑战。一般而言，风电场工作在最大风能利用模式下，针对工作在最大风能利用模式下的风电场对电网频率稳定的影响，有文献以系统CPS指标为依据，指出风电大规模并网对频率控制的影响主要体现在3个方面：
(1)无惯性反应的风机大量并网降低了整个系统的惯性水平；
(2)不具备调速功能的风机并入电网会使得系统复合频率反应特性系数下降；
(3)风电的波动性增大了同步发电机的调频压力。该文献通过定量分析风电场对电网调频体系的影响，认为高比例风电接入后对独立系统的一次调频指标影响较大，对互联系统一次调频影响较小，同时指出参与二次调频的AGC机组应有足够的容量和速度，必要时需要采用风电参与AGC等辅助措施。随着风电场装机容量的不断增加，越来越多的规定要求风电限功率运行且参与调频：也有其他文献从不同角度提出了风电限功率运行参与电网调频的控制策略，但却鲜有文献注意到风电场限功率运行对电网频率稳定性指标特别是二次调频备用的影响：虽然也有文献从电网角度考察电网旋转备用优化问题，并且通过优化模型合理分配了同步发电机的备用容量，但风电场仍旧作为负荷处理，当电网渗透率较高，所提出的优化模型存在无解的可能性。
综上所述，现行关于风电场运行对电网频率稳定性指标局限性在于：
(1)风机建模多为最大风能利用模式，较少以限功率运行方式建模；
(2)风电限功率运行并参与调频对频率稳定的影响较少考虑；
(3)风电场限功率运行下的旋转备用优化问题很少提到。
现有技术的缺点：
1.没有和风电场运行状态相协调
传统的同步发电机旋转备用优化配置方法均将风电场运行于MPPT状态，没有考虑风电场限功率运行状态对风电场旋转备用容量的影响。随着风电装机容量的不断增加，风电需要逐步参加电网调频，而参加调频的风电机组更多的是处于限功率状态，因此传统的风电场MPPT状态下的旋转备用配置方法无法适应现有的运行状态。
2.没有考虑电网频率稳定约束
风电场的有功调节能力受系统频率波动影响很大。常规的旋转备用配置方法只考虑了同步发电机旋转备用容量指标，较少注意到电网追踪风功率波动的能力，这会导致电网旋转备用容量足够，但由于同步发电机调频速度限制而无法较好的追踪风功率波动。由于缺少频率稳定约束，现有的旋转备用优化配置策略也无法定量确定现有电网还能增加吸纳多少风电，造成风功率的浪费。
发明内容
本发明提出了风电场限功率运行时电网旋转备用容量大小、调频速度两个二次调频指标及最大穿透功率极限指标，并由此建立了以经济性为目标，包含电网调频速度约束的风电场限功率运行状态下的电网旋转备用优化模型，优化分配结果与传统模式相比较表明风电场限功率运行能从电网旋转备用容量大小及调频速度要求两个方面有效减少电网中同步发电机的二次调频压力，增强电网的频率稳定性；在电网调频能力不变的情况下，风电场限功率运行能够增加风电极限穿透功率，吸纳更多的风攻略，提高电网中风电的渗透率，减小电网的运行费用。
具体而言，本发明采用以下技术方案解决上述技术问题：
一种风电场限功率运行状态下电网旋转备用优化配置方法，包括以下步骤：
(1)根据电力系统现有旋转备用确定电网增加的风电场限功率深度；
(2)根据所述风电场限功率深度确定电网二次调频的调频速度指标及二次调频旋转备用容量指标；
(3)根据风电场限功率深度、调频速度指标以及旋转备用容量指标，以电网经济性优化为目标，考虑同步发电机出力相关约束以及电网功率平衡约束，建立限功率下电网旋转备用优化模型；
(4)根据限功率下电网旋转备用优化模型配置风电机组的调频速度及旋转备用容量大小，实现风电机组在电网的优化配置。
本发明的有益效果为：将风机运行状态和电网二次调频频率稳定性指标纳入同步发电机旋转备用优化配置模型，初步解决了风机限功率运行状态下的旋转备用优化问题，由于风电场限功率运行状态能够减少风功率波动的大小及频率，使得电网中同步发电机备用容量约束及调频速度约束减弱，减轻了同步发电机调频压力，显著减少了旋转备用容量大小，可以接纳更多风电进入电网。
进一步，所述步骤(2)中的确定电网二次调频的调频速度指标及二次调频旋转备用容量指标，其具体过程分别为：
确定电网二次调频的调频速度指标：
电网二次调频速度指标vsys为
式中，Tri为第i个同步发电机的调频速度，λ为风电场的限功率深度，Popt为风电场捕获的最大风能，T为二次调频时间；Pwind,cap为在满足调频速度指标的前提下接入电网的最大风电装机容量，μwindPwind,cap为分钟级风功率波动的期望值，σwindPwind,cap为分钟级风功率波动的标准差，为风功率波动系数；NG为同步发电机数量；
确定电网二次调频旋转备用容量指标：
电网二次调频旋转备用容量大小指标为
式中，PeL为负荷波动量，kgrid为已知的电网调频系数，Δf为扰动经过一次调频后恰好满足的频率偏差限额，μwind,k，σwind,k为分别为第k个风电场的风功率波动系数、单位功率的期望和标准差，kgridΔf为一次调频能产生的最大功率不平衡，为风功率最大向下波动量，NW为风电场数量。
上述进一步方案的有益效果为：确定了限功率状态下旋转备用优化配置的电网频率稳定性约束，同时可以作为电网中同步发电机旋转备用大小的静态分析依据。
进一步，所述步骤(3)其具体过程为：
电网经济性目标：
电网经济性优化目标：
式中，a、b、c分别为同步发电机报价曲线系数；α为同步发电机旋转备用费用；γk为风电场限功率惩罚系数；PUGi为同步发电机旋转备用容量,NG为同步发电机数量，NW为风电场数量，PRWk为第k个风电场的减载量。
同步发电机出力相关约束为：
式中，RGi为第i台同步发电机的上调速度，Tr为调频时间；PGi,t为t时刻同步发电机运行基点；Pmax、Pmin分别为同步发电机最大及最小出力限制。
电网二次调频旋转备用容量约束为：
式中，SRD为电网二级旋转备用容量指标。
电网二次调频速度约束为：
式中，vGi为第i个同步发电机上调速度，vsys为电网二次调频速度指标。
电网功率平衡约束为：
式中，PWk,t为风电场出力基点，PL,t为负荷预计值。
上述进一步方案的有益效果为：上述方案在经济型最优的目标下，尽可能多的接入风功率，增加了风电渗透率。
附图说明
图1是本发明的限功率下电网旋转备用优化模型建立方法；
图2是本发明的风机限功率模式下电网静态出力变化；
图3是本发明的同步发电机出力约束图；
图4是本发明的等值风电场及等值同步单机的仿真模型图；
图5是本发明的不同限功率深度下频率变化；
图6是本发明的不同限功率深度下常规机组出力变化；
图7是本发明的不同限功率深度下风电场出力变化。
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。
下面结合附图对本发明的应用原理作详细的描述。
如图1所示，本发明提供了一种风电场限功率运行状态下电网旋转备用优化配置方法，包括步骤：
(1)根据电力系统现有旋转备用确定电网增加的风电场限功率深度；
(2)根据风电场限功率深度，确定电网二次调频的调频速度指标及二次调频旋转备用容量指标；
(3)根据风电场限功率深度、调频速度指标以及旋转备用容量指标，以电网经济性优化为目标，考虑同步发电机出力相关约束以及电网功率平衡约束，建立限功率下电网旋转备用优化模型；
(4)根据限功率下电网旋转备用优化模型配置风电机组的调频速度及旋转备用容量大小，实现风电机组在电网的优化配置。
本发明解决了分钟级风功率波动造成的电网二次调频频率稳定问题，改变了电网中风电场原有的运行状态，使风机运行在限功率状态而非传统的最大风能追踪模式(maximum power point track,MPPT)，既降低了风电场风功率波动幅度，同时也减轻了含风电场电网中同步发电机的调频压力。给出了风电场限功率运行状态下的含风电场电网的二次调频静态指标的计算公式，以电网运行成本最小化为目标，考虑电网二次调频静态指标约束，提出了风电场限功率运行下的旋转备用优化模型，较好解决了风功率波动造成的电网二次调频旋转备用显著增加的问题，增强了电网的频率稳定性，在电网调频能力不变的情况下，本发明提出的优化模型能吸纳更多的风电功率接入电网。
步骤(1)中电网频率稳定的各项指标推导方式及步骤(2)中通过限功率运行能够增加吸纳的风电场极限穿透功率推导方式如下所示：
一、风电场限功率运行下电网频率稳定指标计算方法
设所有风电场和传统机组等效有功出力分别为PW,total、PG,total，电网总负荷为PL，考虑到电网有功供需平衡及风机运行状态有
式中，PW,opt为风电场能够捕获的最大风能，PRW为风电场减载量。
若风功率波动区间为[-eW，0](eW>0)，负荷波动区间为[0，+eL](eL>0)，风电场限功率运行时，常规机组及风电场的静态出力变化如图1所示，由式(1)中第1式可知，图2中直线斜率为1，同步发电机出力静态增量(PG2,total-PG1,total)为风功率波动量(eW-PRW)及负荷波动量eL之和，此时电网有功功率重新回到平衡状态。
当风机运行在MPPT(Maximum Power Point Tracking)状态时，PRW＝0，有
当风机运行在MPPT模式下时，图1中PR＝0，则：
ΔPG,total＝ΔPL-ΔPW,opt (3)
由式(3)可知，风机MPPT状态下同步发电机需要全额承担风功率及负荷波动量。在图2所示的极端情况下，风电场机组控制偏差(风电场计划出力与实际出力之差)为eW，同步发电机旋转备用容量最小值为(eW+eL)。
当风机运行在减载模式时，PRW≠0，则
同样的波动情况下，有
ΔPG,total＝ΔPL-ΔPW,opt+PRW (5)
由式(5)可知，风机限功率状态下同步发电机不需要全额承担风功率及负荷波动量。在图2所示的极端情况下，风电场机组控制偏差为(eW-PRW)，同步发电机旋转备用容量最小值为(eW+eL-PRW)。特别地，若
PRW-eW≥0 (6)
可见，同步发电机不需要为风功率波动提供额外的旋转备用，如图2所示。
比较两种运行方式的电网旋转备用容量可知，风电场限功率运行时电网旋转备用具有如下特点：
(1)风电场限功率运行状态时同步发电机所需旋转备用容量减少；
(2)能够减少风电场机组控制偏差(UCE)。
若满足式(6)，则风电不存在机组控制误差，此时同步发电机不会因为风功率波动而额外地增加旋转备用。
二次调频速度的含义为单位时间内机组出力的变化量。对于电网二次调频，需要满足二次调频速度vsys的要求，即
式中，T为二次调频时间，PeW为风功率波动量。
设风电场限功率深度为η，则最大出力为Popt的风电场出力为
PWt＝(1-λ)Popt (8)
PeW取值为
PeW＝eW-λPopt (9)
将式(9)代入(7)，则风电场处于限功率状态下的电网二次调频速度要求得出
式中，Tri为第i个同步发电机调频速度。
由式(10)可知，当风电场处于限功率运行状态时，同步发电机调频速度要求会较弱。特别地，若λPopt满足式(6)，则此时同步发电机必然满足调频速度要求。若式(9)中PeW为负，则表明风电场限功率运行在二次调频中除了抑制风功率波动，也可以适当提供旋转备用。
限制风电极限穿透功率的主要因素之一就是风功率波动造成的同步发电机调频速度不足。对于风电极限穿透功率η的定义在学术上并不统一。本文采用定义：在满足一定技术指标(本文指调频速度指标)的前提下接入电网的最大风电装机容量Pwind,cap与电网最大负荷SL,max的百分比，即
风功率单位时间内波动量服从正态分布。设风功率波动量期望及标准差分别为μwindPwind,cap和σwindPwind,cap，为风功率波动系数，其值可以根据历史数据或风电波动情况人为选取，此时有
由二次调频速度约束可知
故
当风电场处于MPPT模式时，将式(14)代入(11)得风电极限穿透功率为
若风电场处于限功率状态，由式(9)可知，此时风电极限穿透功率为
比较式(15)和(16)可知，当风电场限功率运行时并网风电装机容量明显增大。特别地，若风电场限功率深度满足式(6)，则风电场极限穿透功率为无穷大。
由步骤(1)及步骤(2)获得了风电场限功率运行时的电网频率稳定性指标约束，则计及电网频率稳定性指标约束的限功率下旋转备用优化模型的目标函数及约束条件如下所示：
二、限功率运行状态下旋转备用优化配置方法
常规电网旋转备用中调频备用应覆盖一次调频产生的较快速的不平衡，但对于含有风电的大电网，则还需要平抑风电场出力及负荷波动造成的频率稳定性问题，即二次调频备用指令需要满足
SRD≥Pstat+PeW+PeL (17)
式中，Pstat为覆盖风电场静态频率偏差所需要的有功功率，PeW如式(6)所示。Pstat与一次调频时段承受的扰动大小有关。
对于调差系数kgrid已知的电网，若该扰动经过一次调频后恰好满足频率偏差限额Δf，则该扰动为该电网一次调频能够承担的最大扰动，此时Pstat取到最大值，其值为
Pstat＝kgridΔf (18)
将式(9)和(18)代入(17)，则二次调频备用指令SRD为
式中，NW为风电场数量，eWk、λk及Pk,opt分别为第k个风电场波动量、限功率深度及最大出力，PeL为负荷波动量。
将式(12)代入(19)，有
式(20)即为二次调频备用需求指标。
设PUGi,t为t时刻第i台传统电机的旋转备用容量，PGi,t为t时刻第i台风机的出力，RGi为第i台传统电机的上调速度，Tr为调频时间，由于二次调频要求电网能够平抑分钟级的波动，本文Tr取3min；调频容量约束如图3所示。图3中，Rmax为调频上限，Pmax和Pmin为同步发电机运行的上下限，且必须满足Rmax<Pmax。根据图3可得，同步发电机相关约束为
式中，第1式表示备用约束，第2式表示最大和最小出力，第3式为运行点约束。
1)电网功率平衡约束
电网功率平衡约束指电网每一个调频周期内风电场限功率后的计划出力和同步机组计划处理之和等于预计负荷大小，其数学模型为
式中，PWk,t为风电场出力基点，PL,t为负荷预计值。
2)二级备用大小约束
含风电的电网二级备用主要用于平抑由风电出力波动性和负荷预测误差造成有功功率的供需不平衡，同时电网二次调频要求在调节周期，本发明设为3min内使区域控制偏差降为0，因此要求同步发电机二级旋转备用PUGi分别满足
3)调频速度要求
由式(9)可知，同步发电机调频速度要求主要与风电场的限功率深度有关，即在同步发电机机组调频速度有限时，风电场的限功率深度要大，有
风电场参与二次调频的电网AGC容量优化配置模型目标为最小化风电场群的限功率量和电网运行成本：
式中，a、b、c分别为同步发电机报价曲线系数；α为同步发电机旋转备用费用；γk为风电场限功率惩罚系数；PUGi为同步发电机旋转备用容量,NG为同步发电机数量，NW为风电场数量，PRWk为第k个风电场的减载量。
下面结合仿真对本发明的应用效果作详细的说明。
通过仿真来验证控制策略设计的正确性。在MATLAB/SIMULINK中搭建如图4所示的两机等值模型。
由图5可知，电网频率偏差在风电场采用MPPT运行时最大，且随着风电场限功率量的增加，频率偏差最大值逐步减小，这主要是因为风电场限功率运行减小了电网整体的波动量，对于结构固定的电网表现为频率的最大偏移量减小。波动结束后，风电场限功率状态运行的电网的静态频率特性明显优于传统MPPT模式下的电网静态频率特性，在图4中具体表现为限功率运行的含风电场电网调节时间更短，稳态误差更小。
图6表明在同样的负荷情况下，处于MPPT状态的风电场需要更多的同步机出力进行调节，在旋转备用上表现为需要更多的旋转备用容量，本例中常规机组出力增加了0.07pu且仍有增加的趋势，若同步发电机调频能力较弱或备用功率不足，即在30s内无法提供0.07pu的备用，则在MPPT状态下频率将失稳，而在风电场限功率运行状态下时，传统机组旋转备用要求接近于0，由此可见风电场限功率运行能大幅减小电网的旋转备用需求。
图7为不同限功率深度下等值风电场的出力变化情况。图6中风机处于MPPT状态时，风电场出力变化直接反应捕获的风能变化，而当风电场处于限功率运行状态时，风机捕获的风能未必引起风电场功率的变化。图6中由于风电场处于限功率状态，风电场出力追踪预设值，故出力变化较小。
综合图4、5及图6可知，风电场限功率运行下，电网的频率偏差最大值减小，静态特性较MPPT模式下好，尤其对同步发电机的旋转备用容量要求大幅减小，能较好地跟踪分钟级的风功率波动，由此可见在负荷情况相同时，含限功率运行风电场的电网较传统电网拥有更大的调频裕度，能够接入更多的风电。情况一，当5s时，冲击负荷LA从0MW突变到40MW。系统频率发生突降，则风电场采用不同控制策略时系统频率变化如图7所示。
以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，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、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (3)
1.一种风电场限功率运行状态下电网旋转备用优化配置方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)根据电力系统现有旋转备用确定电网增加的风电场限功率深度；
(2)根据所述风电场限功率深度确定电网二次调频的调频速度指标及二次调频旋转备用容量指标；
(3)根据调频速度指标以及旋转备用容量指标，以电网经济性优化为目标，考虑同步发电机出力相关约束以及电网功率平衡约束，建立限功率下电网旋转备用优化模型；
(4)根据限功率下电网旋转备用优化模型配置风电机组的调频速度及旋转备用容量大小，实现风电机组在电网的优化配置。
2.根据权利要求1所述的风电场限功率运行状态下电网旋转备用优化配置方法，其特征在于，所述步骤(2)中的确定电网二次调频的调频速度指标及二次调频旋转备用容量指标，其具体过程分别为：
确定电网二次调频的调频速度指标：
电网二次调频速度指标vsys为：
式中，Tri为第i个同步发电机的调频速度，λ为风电场的限功率深度，Popt为风电场捕获的最大风能，T为二次调频时间；Pwind,cap为在满足调频速度指标的前提下接入电网的最大风电装机容量，μwindPwind,cap为分钟级风功率波动的期望值，σwindPwind,cap为分钟级风功率波动的标准差；
确定电网二次调频旋转备用容量指标：
电网二次调频旋转备用容量大小指标为：
式中，PeL为负荷波动量，kgrid为已知的电网调频系数，Δf为扰动经过一次调频后恰好满足的频率偏差限额，μwind,k，σwind,k为分别为第k个风电场的风功率波动系数、单位功率的期望和标准差，kgridΔf为一次调频能产生的最大功率不平衡，为风功率最大向下波动量，NW为风电场数量，Pk,opt为第k个风电场的最大出力。
3.根据权利要求1所述的风电场限功率运行状态下电网旋转备用优化配置方法，其特征在于，所述步骤(3)其具体过程为：
电网经济性优化目标：
式中，a、b、c分别为同步发电机报价曲线系数；α为同步发电机旋转备用费用；γk为风电场限功率惩罚系数；PUGi为同步发电机旋转备用容量,NG为同步发电机数量，NW为风电场数量，PRWk为第k个风电场的减载量；
同步发电机出力相关约束为：
式中，RGi为第i台同步发电机的上调速度，Tr为调频时间；PGi,t为t时刻同步发电机运行基点；Pmax、Pmin分别为同步发电机最大及最小出力限制。
电网二次调频旋转备用容量约束为：
式中，SRD为电网二级旋转备用容量指标。
电网二次调频速度约束为：
式中，vGi为第i个同步发电机上调速度，vsys为电网二次调频速度指标。
电网功率平衡约束为：
式中，PWk,t为风电场出力基点，PL,t为负荷预计值。
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