CN108767876A - 一种面向大电网的主动频率响应模型预测控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种面向大电网的主动频率响应模型预测控制方法，其目的是首先通过基于电网频率时空分布特性构建主动频率响应控制框架，将频率响应控制由分散反馈控制转变为集中前馈控制，为多种调频手段的协调优化奠定理论基础；其次通过使用模型预测控制，既克服了现有频率响应延迟引起的控制滞后问题，又综合考虑了各调频手段调节特性与系统运行约束，在保证系统运行安全的前提下充分发挥了系统整体频率响应能力，本方法解决现有频率响应延迟引起的控制滞后问题，并对各调频手段出力进行协调优化，从而最大程度地发挥各区域整体频率响应能力。

Description

一种面向大电网的主动频率响应模型预测控制方法

技术领域

本发明涉及电力系统技术领域，尤其涉及一种面向大电网的主动频率响应模型预测控制方法。

背景技术

我国地域辽阔，能源消费与资源分布很不均衡，特别是西南水电、风电、光伏发电等的大范围开发，导致大规模能源基地的煤电、风电等需经电力输送网络送至负荷中心，且能量输送量巨大。为解决远距离输电损耗巨大、输电线路走廊紧缺等问题，但我国环境相对较差，直流线路积污速度快，特高压直流单极闭锁故障率高；而且还存在交流电网运行技术也不够成熟，输送功率有限，区域间功率交换能力不足的问题。这就导致特高压交直流混联电网输电存在一定的风险，其故障将使送端系统产生功率盈余，受端系统产生大功率缺额，同时对电网频率、潮流产生冲击，要求系统有良好的频率响应能力。

随着节能减排、环境保护、经济性和负荷增长等要求的提高，高能耗高污染的小火电机组已由清洁高效的大火电机组代替，核电机组也大面积建设投产，系统遭受潜在有功功率扰动量增大，电源刚性化增加，对负荷变化的响应能力变差。此外，大型机组允许频率变化范围较小，运行频率过高或过低都可能会引起保护装置动作并触发连锁事故，电力系统频率响应能力尤为重要。

近年来，可再生能源迅猛发展，并网量逐年上升，大大挤占了常规机组的上网空间。因可再生能源机组一般不具备频率响应能力，电力系统频率响应能力减小，惯性质量降低，抵御故障的频率响应能力显著下降，可再生能源并网与系统频率响应之间产生矛盾，导致现代电网频率响应需求量增加、响应能力降低。

现有频率响应，无论是常规机组基于调速器的频率响应还是基于两侧本地频率的直流调制，均依据本地频差动作，是分散控制。系统中出现大功率缺额时，频差时空分布特性明显，远距离机组感知的本地频差小，功率支援量少，而故障点频率下降严重，极易低频减载，甚至导致电网崩溃。

发明内容

针对上述现有技术中存在的问题，本发明提供一种面向大电网的主动频率响应模型预测控制方法，其目的是首先通过基于电网频率时空分布特性构建主动频率响应控制框架，将频率响应控制由分散反馈控制转变为集中前馈控制，为多种调频手段的协调优化奠定理论基础；其次通过使用模型预测控制，既克服了现有频率响应延迟引起的控制滞后问题，又综合考虑了各调频手段调节特性与系统运行约束，在保证系统运行安全的前提下充分发挥了系统整体频率响应能力，具体方案包括以下步骤：

S1：建立电力系统的主动频率响应控制框架；

S2：对频率响应紧急程度进行等级划分，将不同程度的频率响应紧急状况制定对应的控制策略形成控制决策表；

S3：提出主动频率响应控制策略为扰动同步区与非扰动同步区设计频率变化过程中的控制目标和控制方式：在扰动发生后根据电力系统功率缺额处于紧急程度的高低采用被动频率响应控制策略和主动频率响应控制策略进行控制；

S4：制定主动频率响应模型预测控制策略:首先建立频率响应MPC模型和设计MPC控制器，在控制策略制定时依据频率变化不同阶段控制目标为扰动同步区与非扰动同步区设计控制策略。

S2中对频率响应紧急程度进行等级划分时可依据发电机转子运动方程对系统频率的动态过程进行分析，电力将系统在不同情形下能够承受的最大功率缺额作为紧急程度划分的依据，紧急程度等级越高，对系统频率响应快速性要求就越高。

进一步的，当电力系统功率缺额处于低紧急程度时使用被动频率响应控制策略，当电力系统功率缺额处于高紧急程度时使用主动频率响应控制策略。

进一步的，在主动频率响应控制策略过程中以扰动同步区频率恢复为目标、以系统平衡约束、机组出力约束、系统备用约束、非扰动同步区频率安全约束为约束条件；

在频率下降阶段在满足系统约束条件的前提下，依据各类机组调节特性，协调扰动同步区和非扰动同步区的所有机组，发挥区域整体频率响应能力，对系统的频率下降予以快速拦截；

在频率恢复阶段，扰动同步区依据各类机组调节特性、协调区域内机组出力将本区域频率恢复至额定值，而非扰动同步区逐渐减小对扰动同步区的功率支援；当扰动同步区频差初次恢复至零时，扰动同步区和非扰动同步区将控制方式由主动控制切换为被动控制，分别依据本地频差进行调节，直至将本地频率恢复额定值并保持稳定。

进一步的，为扰动同步区与非扰动同步区设计控制策略采用如下方式：

频率下降阶段，扰动同步区：以快速恢复系统频率为控制目标，即Δf＝∞，使用MPC控制器求解最优控制变量，采取主动控制；非扰动同步区：与扰动同步区控制目标与控制方式均相同；

频率恢复阶段：扰动同步区：因频率下降已被成功拦截，该阶段扰动同步区以将频率恢复至额定值为控制目标，即Δf＝0，使用MPC控制器求解最优控制变量，采取主动控制；非扰动同步区：因扰动同步区频率已被成功拦截，扰动同步区在该阶段需减少对扰动同步区的功率支援，以联络线交换功率等于零为控制目标，即ΔP_tie＝0，使用MPC控制器求解最优控制变量，采取主动控制；

当频率恢复阶段中，扰动同步区频率初次恢复至零时，扰动同步区与非扰动同步区同时将控制方式由主动控制切换为被动控制，采用传统PID控制将系统频率恢复至额定值并保持稳定。

由于采用了上述技术方案，本发明提供的一种面向大电网的主动频率响应模型预测控制方法，本发明通过采用主动频率响应控制，通过由分散向集中控制的转变，为常规如火电、水电机组等和新型种类调频手段如燃气机组、主动负荷响应、储能设备和直流输电线路功率调制等提供统一动作依据；通过由被动向主动控制、由参量向事件控制、由反馈向前馈控制的转变，充分发挥各调频手段控制效能；本方法采用模型预测控制，能够综合考虑各类机组调节速率约束、频率响应备用约束和系统运行安全约束等约束条件，调整故障后频率变化过程各阶段的控制目标，解决现有频率响应延迟引起的控制滞后问题，并对各调频手段出力进行协调优化，从而最大程度地发挥各区域整体频率响应能力。

附图说明

为了更清楚地说明本申请实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本申请中记载的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明中建立的频率响应MPC模型的示意图；

图2为本发明中含多电源的两区域互联电力系统的示意图；

图3(a)为本发明中扰动同步区域频率动态过程示意图；

图3(b)为本发明中非扰动同步区域频率动态过程示意图；

图4(a)为本发明中扰动同步区域控制参量示意图；

图4(b)为本发明中非扰动同步区域控制参量示意图

图5(a)为本发明中扰动同步区域机组输出功率示意图；

图5(b)为本发明中非扰动同步区域机组输出功率示意图；

图6(a)为本发明中扰动同步区域总输出功率示意图；

图6(b)为本发明中非扰动同步区域总输出功率示意图；

图7为本发明中扰动同步区和非扰动同步区域联络线交换功率

具体实施方式

为使本发明的技术方案和优点更加清楚，下面结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚完整的描述：

如图1所示的一种面向大电网的主动频率响应模型预测控制方法，具体包括以下步骤：

S1：建立电力系统的主动频率响应控制框架。将频率响应控制由被动控制转变为主动控制、由参量控制转变为事件控制、由连续量控制转变为逻辑量控制、由反馈控制转变为前馈控制，为更好地优化协调各类频率调节手段，从而提高系统整体频率响应能力提供理论参考。

S2：对频率响应紧急程度进行等级划分，将不同程度的频率响应紧急状况制定对应的控制策略形成控制决策表。同一典型场景中所包含的所有运行状态均可采用同一种控制策略，与同一张控制决策表对应。其中，控制策略的制定包括紧急频率控制手段的调用(紧急频率控制手段与常规频率响应资源不同，属有偿服务，只在大扰动下提供一次调频功能，通常不予投入使用)与控制方式的选择两方面。具体制定时，优先使用紧急频率控制手段，在手段不足的情况下再进行控制方式的选择。关于故障紧急程度的划分，可依据发电机转子运动方程对系统频率的动态过程进行分析。因系统在不同控制策略下，能够承受的最大功率缺额不同，即造成系统频率响应最低点等于低频减载阈值的功率扰动不同，可将系统在不同情形下能够承受的最大功率缺额作为紧急程度划分的依据，紧急程度等级越高，对系统频率响应快速性要求就越高。有关故障紧急程度划分的具体研究，需随系统运行进行分析，本文暂不做深入研究。典型场景下系统基础控制决策表如表1示。其中，P_L1、P_L2、P_L3分别为相应紧急程度下的功率阈值。若系统功率缺额为P_loss，则当P_loss<P_L1时，系统可在不调用紧急频率控制手段、采用被动控制的方式下避免低频减载；当P_L1≤P_loss<P_L2时，系统依据功率缺额确定紧急频率控制手段调用量，使用被动控制避免低频减载；当P_L2≤P_loss<P_L3时，系统需通过调用全部紧急频率控制手段、使用主动控制避免低频减载。

表1典型场景基础控制决策表

S3：提出主动频率响应控制策略为扰动同步区与非扰动同步区设计频率变化过程中的控制目标和控制方式：在扰动发生后根据电力系统功率缺额处于紧急程度的高低采用被动频率响应控制策略和主动频率响应控制策略进行控制。

扰动发生后，系统功率缺额处于紧急程度Ⅰ、Ⅱ级时，使用被动频率响应控制策略，是依据本地频差的反馈控制；处于紧急程度Ⅲ级时，使用主动频率响应控制策略，需为不同控制区域设计频率变化过程不同阶段的控制目标与控制方式。频率响应主动控制本质上是一个优化问题，以扰动同步区频率恢复为目标，系统平衡约束、机组出力约束、系统备用约束、非扰动同步区频率安全约束等为约束条件。在频率下降阶段，其控制思想是：在满足系统约束条件的前提下，依据各类机组调节特性，协调扰动同步区与非扰动同步区的所有机组，以充分发挥区域整体频率响应能力，对系统的频率下降予以快速拦截。在频率恢复阶段，由于频率下降已被拦截，因此，各区域控制思想将有所改变。此时的控制思想是：扰动同步区应依据各类机组调节特性，协调所辖机组快速将本区域频率恢复至额定值；而非扰动同步区应逐渐减小对扰动同步区的功率支援，为下一步控制方式的转变提供良好基础。当扰动同步区频差初次恢复至零时，两区域将控制方式由主动控制切换为被动控制，分别依据本地频差进行调节，直至将本地频率恢复额定值并保持稳定。

S4：制定主动频率响应模型预测控制策略:首先建立频率响应MPC模型和设计MPC控制器，在控制策略制定时依据频率变化不同阶段控制目标为扰动同步区与非扰动同步区设计控制策略。

为实现上述控制思想，需制定控制策略对各区域所辖机组出力进行协调。但是，由于现有频率响应控制具有自发性、迟滞性，且频率响应动态过程复杂，使用传统的PID控制难以达到预期效果。而模型预测控制(MPC)方法具有模型精确度要求不高、控制性能好、鲁棒性强等优点，能够在采样周期内依据系统当前运行状态预测未来输出，在满足状态变量约束与输出控制目标的条件下求解系统当前时刻最优控制变量，进而进行滚动优化，故可将MPC应用于主动频率响应控制中，用于解决常规PID控制所面临的问题，改善故障后系统频率控制效果。

①建立频率响应MPC模型

互联电力系统由若干控制区域组成，区域间通过联络线完成功率交换，区域i的频率响应MPC模型框图如图1示,含多电源的两区域互联电力系统如图2示。其中常规机组(水电、火电机组)为在线运行机组，同时参与一次调频与二次调频；储能、燃气机组为频率响应备用资源，只提供一次调频功能。该模型考虑了各类机组的出力上下限约束、常规机组的调节速率约束。依据图1框图中传递函数，可推导出区域i的频率响应MPC状态空间模型。

储能机组：

燃气机组：

火电机组：

水电机组：

区域i频差变化率为：

区域i与区域j有功功率交换变化率满足：

二次调频输出功率变化率满足：

区域i的MPC输出变量由本区域在当前时刻的控制目标决定，可依据频率变化不同阶段的控制目标进行调整。该区域状态空间模型为：

式中，x_i(t)、u_i(t)、w_i(t)、y_i(t)分别为状态变量、控制变量、扰动变量与输出变量。其中，x_i(t)＝[Δf_i ΔP_SED,i ΔX_gE,i ΔX_gV,i ΔP_gR,i ΔP_g,i ΔX_t,i ΔX_w,i ΔP_wt,i ΔP_w,iΔP_tie,i ΔP_a,i]^T，u_i(t)＝[u_1,i u_2,i u_3,i]^T，w_i(t)＝[ΔP_L,i Δf_j]^T，A_i、B_i、F_i、C_i为相应参数矩阵。矩阵C_i的元素随控制目标变化发生变化。

②MPC控制器设计

以td为采样周期，将式(15)离散化可得k时刻区域i离散状态空间模型为：

式中，A_i,d、B_i,d、F_i,d、C_i,d由式(15)中参数矩阵A_i、B_i、F_i、C_i离散所得。

根据模型预测控制原理，可依据系统当前时刻(k时刻)状态信息推导出预测时域N_P内的模型输出y(k+j|k)(j∈[1，N_P])。在控制时域N_c(N_c≤N_P)内，构造二次性能指标函数：

式中，r_s为系统k时刻控制目标，Q、R分别为误差加权矩阵与控制加权矩阵。

通过优化求解式(17)可获得系统在预测时域内的最优控制序列u(k+j|k)(j∈[1，N_P])，使用k+1时刻控制参量作为系统实际控制量，完成滚动优化。

③控制策略制定

故障后系统频率变化过程不同阶段的控制目标不同。设扰动同步区状态变量为x_r(t)，MPC模型输出为y_r(t)；非扰动同步区状态变量为x_l(t)，MPC模型输出为y_l(t)，各阶段控制策略分述如下。

a.频率下降阶段：

在频率下降阶段，扰动同步区与非扰动同步区控制目标相同，旨在依据各类机组调节特性，协调所辖机组出力，充分发挥区域整体频率响应能力。各区域状态空间模型与MPC控制器中随控制目标变化需要调整的参量矩阵、变量满足表达式(保持其它参量、变量表达式不变)：

扰动同步区：

参数矩阵：C_r＝[1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0]；

输出变量：y_r(t)＝f_r；

控制目标：r_s,r＝m；

非扰动同步区：

参数矩阵：C_l＝[1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0]；

输出变量：y_l(t)＝f_l；

控制目标：r_s,l＝m；

各区域参量矩阵、输出变量、控制目标全部确定后，使用式(1)-(17)优化求解各类机组控制参量，为扰动同步区与非扰动同步区分别制定控制策略。其中，m为一尽可能大的常数，用于充分发挥扰动同步区与非扰动同步区的区域整体频率响应能力。

b.频率恢复阶段：

在频率恢复阶段，扰动同步区控制目标为频差为零，旨在协调各类机组出力特性，将系统频率恢复至额定值；非扰动同步区控制目标为联络线功率交换变化率为零，旨在减少对扰动同步区的功率支援。各区域状态空间模型与MPC控制器中随控制目标变化需要调整的参量矩阵、变量满足(保持其它参量、变量表达式不变)：

扰动同步区：

参数矩阵：C_r＝[1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0]；

输出变量：y_r(t)＝f_r；

控制目标：r_s,r＝0；

非扰动同步区：

参数矩阵：C_l＝[0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0]；

输出变量：y_l(t)＝ΔP_tie,l；

控制目标：r_s,l＝0；

各区域参量矩阵、输出变量、控制目标全部确定后，使用式(1)-(17)优化求解各类机组控制参量，为扰动同步区与非扰动同步区分别制定控制策略。

c.当扰动同步区频率初次恢复至零时，扰动同步区与非扰动同步区同时将控制方式由主动控制切换为被动控制，采用传统PID控制将系统频率恢复至额定值并保持稳定。

将本文所提方法(AFRMPC方法)与传统控制方法(PFRC方法)对比，其频率控制效果具体如图3(a)、(b)示，控制参量对比如图4(a)、(b)示，各种类型机组出力对比如图5(a)、(b)示，区域总出力对比如图6(a)、(b)示，两区域之间联络线功率变化如图7示。

以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，根据本发明的技术方案及其发明构思加以等同替换或改变，都应涵盖在本发明的保护范围之内。

Claims (5)

1.一种面向大电网的主动频率响应模型预测控制方法，其特征在于：包括以下步骤：

S1：建立电力系统的主动频率响应控制框架；

S2：对频率响应紧急程度进行等级划分，将不同程度的频率响应紧急状况制定对应的控制策略形成控制决策表；

S3：提出主动频率响应控制策略为扰动同步区与非扰动同步区设计频率变化过程中的控制目标和控制方式：在扰动发生后根据电力系统功率缺额处于紧急程度的高低采用被动频率响应控制策略和主动频率响应控制策略进行控制；

S4：制定主动频率响应模型预测控制策略:首先建立频率响应MPC模型和设计MPC控制器，在控制策略制定时依据频率变化不同阶段控制目标为扰动同步区与非扰动同步区设计控制策略。

2.根据权利要求1所述的一种面向大电网的主动频率响应模型预测控制方法，其特征还在于：S2中对频率响应紧急程度进行等级划分时可依据发电机转子运动方程对系统频率的动态过程进行分析，电力将系统在不同情形下能够承受的最大功率缺额作为紧急程度划分的依据，紧急程度等级越高，对系统频率响应快速性要求就越高。

3.根据权利要求1所述的一种面向大电网的主动频率响应模型预测控制方法，其特征还在于：当电力系统功率缺额处于低紧急程度时使用被动频率响应控制策略，当电力系统功率缺额处于高紧急程度时使用主动频率响应控制策略。

4.根据权利要求1所述的一种面向大电网的主动频率响应模型预测控制方法，其特征还在于：在主动频率响应控制策略过程中以扰动同步区频率恢复为目标、以系统平衡约束、机组出力约束、系统备用约束、非扰动同步区频率安全约束为约束条件；

在频率下降阶段在满足系统约束条件的前提下，依据各类机组调节特性，协调扰动同步区和非扰动同步区的所有机组，发挥区域整体频率响应能力，对系统的频率下降予以快速拦截；

在频率恢复阶段，扰动同步区依据各类机组调节特性、协调区域内机组出力将本区域频率恢复至额定值，而非扰动同步区逐渐减小对扰动同步区的功率支援；当扰动同步区频差初次恢复至零时，扰动同步区和非扰动同步区将控制方式由主动控制切换为被动控制，分别依据本地频差进行调节，直至将本地频率恢复额定值并保持稳定。

5.根据权利要求4所述的一种面向大电网的主动频率响应模型预测控制方法，其特征还在于：为扰动同步区与非扰动同步区设计控制策略采用如下方式：

频率下降阶段，扰动同步区：以快速恢复系统频率为控制目标，即Δf＝∞，使用MPC控制器求解最优控制变量，采取主动控制；非扰动同步区：与扰动同步区控制目标与控制方式均相同；

频率恢复阶段：扰动同步区：因频率下降已被成功拦截，该阶段扰动同步区以将频率恢复至额定值为控制目标，即Δf＝0，使用MPC控制器求解最优控制变量，采取主动控制；非扰动同步区：因扰动同步区频率已被成功拦截，扰动同步区在该阶段需减少对扰动同步区的功率支援，以联络线交换功率等于零为控制目标，即ΔP_tie＝0，使用MPC控制器求解最优控制变量，采取主动控制；

当频率恢复阶段中，扰动同步区频率初次恢复至零时，扰动同步区与非扰动同步区同时将控制方式由主动控制切换为被动控制，采用传统PID控制将系统频率恢复至额定值并保持稳定。