CN109560567B - 风火打捆系统直流频率控制与自动发电控制协调方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了属于电力系统直流控制技术领域的一种风火打捆系统直流频率控制与自动发电控制协调方法，针对实际存在的问题；采用在扰动发生时刻计算系统频率偏差峰值，将扰动分为不同的类型和程度，从而选择合适的直流调制控制策略，使得FLC在负荷突然变化或故障时立即投入，在风功率缓慢变化时暂不投入，最大程度利用AGC对风能的消纳能力，降低无功设备的动作次数；其次，在系统AGC能力不足，需要直流调制参与风功率波动消纳的情况下，将风功率波动分为高频段与低频段分别进行直流跟踪调制，最大程度利用一次调频对高频风功率波动的消纳能力，降低无功设备的动作次数，有效减少无功设备投切次数；避免了直流无功补偿设备的频繁投切。

Description

风火打捆系统直流频率控制与自动发电控制协调方法
技术领域
本发明属于电力系统直流控制技术领域，特别涉及一种风火打捆系统直流频率控制与自动发电控制协调方法，
背景技术
我国风能资源丰富，主要集中分布于西部、北部地区，如新疆哈密、甘肃酒泉、蒙东蒙西等地区。受能源资源和负荷“逆向”分布的特点所限，及西北地区风电火电同时存在外送需求，将风电与火电打捆并经特高压直流系统外送已经成为西北地区大规模风电开发与并网的重要模式。风电出力具有波动性和随机性，随着风电渗透率的不断升高，系统转动惯量减少，调频能力下降，故需利用直流输电系统有功与无功可灵活控制的特点，适应风电的波动特性及故障特性，提高风电接入系统的安全稳定性。
目前传统的直流多以直流频率限制控制器(FLC)的形式参与系统频率调节，系统频率偏差量超过死区后，FLC迅速响应，快速改变直流系统输送有功,从而抑制交流系统频率变化。但风功率波动频繁，造成FLC频繁动作，增加了高压直流无功设备的投切次数，减少其使用寿命。因此如何建立合理有效的FLC与AGC协调方法，充分利用AGC消纳较慢频率负荷的功能以减少直流动作，是当前直流参与频率调节亟需解决的问题。
文献1《向家坝-上海特高压直流系统孤岛运行方式》采用频率限制控制器(FLC)，使直流系统响应电网频率变化，通过调整直流线路功率改善系统频率稳定性。
文献2《高压直流输电系统孤岛运行调频策略》针对南方电网高压直流输电系统孤岛运行方式，阐明孤岛方式下优先利用FLC平衡功率波动、放大机组一次调频死区作为后备措施、优先调整机组功率、利用FLC自动跟随的调频策略。
文献3《孤岛方式下云广直流自动功率调整功能与小湾电厂AGC配合的仿真》分析表明孤岛方式下电厂自动发电控制(AGC)投入并走自动功率曲线，在直流频率限制器作用下，直流功率能够快速匹配，从而实现孤岛系统功率的平稳调整。
上述方法虽然从不同角度对孤岛方式下直流调制参与系统频率稳定策略进行了一定研究，但未考虑在风火打捆背景下，机组AGC与直流FLC关于消纳不同类型扰动的配合策略。
实际上存在的问题是电力系统自动发电控制作为二次调频，针对的是变化幅度较大、变化频率较慢的负荷波动，以满足系统频率稳定的要求；在风功率变化频率较慢时，由AGC进行消纳；但在当前FLC控制策略下，风功率出现波动时，直流调制响应迅速，FLC将先于自动发电控制(AGC)机组消纳功率不平衡量，使得直流动作过于频繁，直流无功调节设备投切次数增加，影响设备的使用寿命，火电机组调频能力利用率下降，AGC无法实现其消纳变化频率较慢负荷的功能。
因此，为解决上述问题，有必要给出一种风火打捆系统直流频率控制与自动发电控制协调方法。
发明内容
本发明的目的是提供一种风火打捆系统直流频率控制与自动发电控制的协调方法；其特征在于，针对实际存在的问题；采用在扰动发生时刻计算系统频率偏差峰值，将扰动分为不同的类型和程度，从而选择合适的直流调制控制策略，使得FLC在负荷突然变化或故障时立即投入，在风功率缓慢变化时暂不投入，最大程度利用AGC对风能的消纳能力，降低无功设备的动作次数；其次，在系统AGC能力不足，需要直流调制参与风功率波动消纳的情况下，将风功率波动分为高频段与低频段分别进行直流跟踪调制，最大程度利用一次调频对高频风功率波动的消纳能力，降低无功设备的动作次数，有效减少无功设备投切次数；具体包括以下步骤：
(1)利用简化频率偏差响应模型计算频率偏差峰值，
将全网各台发电机模型等值聚合成单台发电机模型，并将全网原动机-调速器模型等值拟合成单台原动机-调速器模型，将系统有功不平衡量引起的电网频率偏差响应近似等效为一个单机带负荷系统的频率偏差响应；由该模型得到有功功率扰动造成的频率偏差峰值与扰动量大小及扰动时刻的频率偏差变化率均成正比，则频率偏差峰值由扰动时刻频率偏差变化率计算得到；
(2)根据扰动瞬间频率偏差变化率对系统扰动程度进行判断，实现不同程度的直流频率限制控制，
在系统出现有功扰动时，通过对扰动瞬间频率偏差变化率进行测量，将系统有功扰动分为缓慢变化扰动，小幅瞬时扰动，大幅瞬时扰动或系统故障；设置直流频率限制控制器在缓慢变化扰动时不投入；小幅瞬时扰动时限制动作幅值；大幅瞬时扰动或系统故障时正常投入，以保证系统频率稳定。通过对扰动类型和程度的识别，使直流频率限值控制采用对应的投入策略，减少直流调整次数，避免了直流无功调节设备频繁动作。此外，实时监控系统频率偏差，当其超过0.2Hz时，应正常投入FLC，避免调节能力不够致使系统频率超过稳定范围；
(3)AGC能力不足情况下，直流动态跟随风功率波动以消纳风能，
将直流有功功率调制信号，及风功率波动信号通过分频器分成高频通道和低频通道，在远离剪切频率的高频段(0.015-0.25Hz)设置更小的限幅，低频段(0-0.015Hz)正常设置；对于波动程度较大的低频段风功率波动，直流正常跟随以保证系统频率稳定；对于波动程度小于低频段的高频段风功率波动，系统一次调频起主要作用，直流限定幅值避免无功设备投切，以最大程度利用一次调频消纳高频风功率，减少了直流无功设备投切次数。
所述步骤(1)包括以下内容：
1)将全网各台发电机模型等值聚合成单台发电机模型，并将全网原动机-调速器模型等值拟合成单台原动机-调速器模型；
2)系统有功扰动表示为阶跃函数Pstep/s，由上述1)得频域下系统频率偏差响应为：
Figure BDA0001830010970000041
故时域解为：
Figure BDA0001830010970000042
其中
Figure BDA0001830010970000043
Figure BDA0001830010970000044
Figure BDA0001830010970000045
上述式(1)-式(5)中，H为单机惯性常数，D为系统负荷调节系数，R为调差系数，Km为机械功率增益系数，TR为再热时间常数，ΔPd为系统中的有功功率变化量；ΔPm为有功功率变化引起的原动机机械功率变化量；Δω为电网频率偏差；上述公式中的Ф、ωn、ωr、ξ、Km、t、α、Ф1没有明确的含义，只是为了简化公式书写而设定符号；
对式(2)求导得
Figure BDA0001830010970000051
令t＝0
Figure BDA0001830010970000052
当dΔω/dt＝0，频率偏差达到最大值Δωmax；
Figure BDA0001830010970000053
Figure BDA0001830010970000054
即
Δωmax＝NΔPe (10)
由式(6)、(9)能得，扰动瞬间频率偏差变化率正比于系统频率偏差峰值，故系统频率偏差峰值可由测量得到的频率偏差变化率计算得到。
所述步骤(2)包括以下内容：
1)由步骤(1)中计算方法，计算得到典型风功率波动下系统频率偏差变化率，取该频率偏差变化率两倍得到频率偏差变化率df1，用以区分系统不平衡有功突然变化和风功率波动造成的系统不平衡有功缓慢变化；计算得到在FLC不动作时，使系统频率偏差峰值达到0.2Hz的频率偏差变化率df2，用以区分系统有功不平衡量的小幅突然变化及大幅突然变化；
2)判断系统是否出现发电机脱网故障，若出现发电机脱网，则需重新修正等值单机系统参数，并重新计算df1及df2，修正公式如下：
Figure BDA0001830010970000061
Figure BDA0001830010970000062
其中m代表第m台发电机脱网；n代表系统发电机总数；Hj为第j台发电机的惯性时间常数；Rj为第j台发电机的调差系数；Mbasej为第j台发电机的额定容量；Hnew为第m台发电机脱网后系统新的等效单机惯性时间常数；Rnew为第m台发电机脱网后系统新的等效单机调差系数。
3)测量扰动瞬间系统频率偏差变化率df0，并与df1、df2进行比较，采取相应的FLC投入策略；
若df0＜df1，判断扰动为风功率波动，FLC不投入，风功率波动完全由系统AGC进行消纳；
若df1＜df0＜df2，判断扰动为不平衡有功小幅突然变化，在该变化方式下，可仅由调速器及负荷特性使系统频率稳定在±0.2Hz的规定范围以内，故将FLC限幅设定在较小(以高天直流为例，取为±250MW)的范围，避免无功设备动作；限定幅值取为使直流调节不触发交流滤波器动作的上调区间与下调区间的最小值；
若df2＜df0，判断扰动为不平衡有功大幅突然变化，在该变化方式下，仅有调速器及负荷特性不足以使系统频率稳定在规定范围以内，故正常设置FLC限幅，充分响应频率变化，保证系统频率偏差不越限；
4)实时监测系统频率偏差值Δf，若其超过0.2Hz,FLC以常规状态投入，避免因调节能力不足导致系统频率偏差越限。
所述步骤(3)包括以下内容：
1)判断系统AGC能力是否充足，若不足，选择直流跟随风功率波动模式以消纳风能；
2)风功率波动信号通过分频器分成高频通道和低频通道，对于传递函数在0.015～0.25Hz频段内的风功率波动，系统的一次调频起主要调节作用；对于传递函数在0～0.015Hz频段内的风功率波动，系统的二次调频起主要作用；
Figure BDA0001830010970000071
Figure BDA0001830010970000072
其中，W1(s)为一阶低通滤波器，W2(s)为一阶高通滤波器；
3)在远离剪切频率的高频段(0.015-0.25Hz)设置更小(以高天直流为例，取为±250MW)的限幅，取为使直流调节不触发交流滤波器动作的上调区间与下调区间的最小值，低频段(0-0.015Hz)正常设置。对于波动程度较大的低频段风功率波动，直流正常跟随以保证系统频率稳定；对于波动程度较小的高频段风功率波动，系统一次调频起主要作用，直流限定幅值避免无功设备投切，以最大程度利用一次调频消纳高频风功率
本发明具有以下有益效果：
1.本发明通过预测扰动发生后系统频率偏差峰值，将扰动分为不同的类型和程度，选择对应直流调制策略控制，减少了直流动作次数，最大程度利用了AGC对风能的消纳能力，避免了直流无功补偿设备的频繁投切。
2.在系统AGC能力不足情况下，采用直流动态跟随风功率波动，实现了直流限幅跟踪高频率小幅度的风功率波动、正常跟踪低频率大幅度的风功率波动，最大程度利用一次调频对高频风功率波动的消纳能力，避免了直流无功补偿设备的频繁投切。
附图说明
图1为风火打捆系统直流频率控制与自动发电控制的协调策略流程图。
图2为20s投入500MW小负荷时HVDC动作量与系统频率偏差，其中，(a)为20s时突然投入1000MW大负荷时HVDC动作量；(b)20s时突然投入小负荷500MW时系统频率偏差；
图3为20s投入1000MW大负荷时HVDC动作量与系统频率偏差，其中，(a)为20s时突然投入1000MW大负荷时HVDC动作量；(b)20s时突然投入小负荷500MW时系统频率偏差；
图4为20s发生风功率波动时HVDC动作量与系统频率偏差，其中，(a)为20s时突然投入1000MW大负荷时HVDC动作量；(b)20s时突然投入小负荷500MW时系统频率偏差；
图5为20s发生母线单相短路时系统频率偏差；
图6为20s发生周期为4s的风功率波动时直流动作；
图7为20s发生周期为200s的风功率波动时直流动作；
图8为20s简化频率偏差响应(SFR)模型传递函数框图。
图9为直流动态跟随风功率波动传递函数框图。
具体实施方式
本发明的目的是提供一种风火打捆系统直流频率控制与自动发电控制的协调方法；针对实际存在的问题；采用在扰动发生时刻计算系统频率偏差峰值，将扰动分为不同的类型和程度，从而选择合适的直流调制控制策略，使得FLC在负荷突然变化或故障时立即投入，在风功率缓慢变化时暂不投入，最大程度利用AGC对风能的消纳能力，降低无功设备的动作次数；其次，在系统AGC能力不足，需要直流调制参与风功率波动消纳的情况下，将风功率波动分为高频段与低频段分别进行直流跟踪调制，最大程度利用一次调频对高频风功率波动的消纳能力，降低无功设备的动作次数，有效减少无功设备投切次数；下面结合附图和实施例对本发明予以说明。
如图1所示的风火打捆系统直流频率控制与自动发电控制的协调策略流程图。本发明的风火打捆系统直流频率控制与自动发电控制的协调方法具体包括以下步骤：
(1)利用简化频率偏差响应模型计算频率偏差峰值；
(2)根据扰动瞬间频率偏差变化率对系统扰动程度进行判断，实现不同程度的直流频率限制控制；
(3)AGC能力不足情况下，直流动态跟随风功率波动(如图9所示的直流动态跟随风功率波动传递函数框图)以消纳风能。
所述步骤(1)包括以下内容：
1)将全网各台发电机模型等值聚合成单台发电机模型，并将全网原动机-调速器模型等值拟合成单台原动机-调速器模型(如图8所示)；
2)系统有功扰动表示为阶跃函数Pstep/s，由上述1)得频域下系统频率偏差响应为：
Figure BDA0001830010970000091
故时域解为：
Figure BDA0001830010970000101
其中
Figure BDA0001830010970000102
Figure BDA0001830010970000103
Figure BDA0001830010970000104
上述式(1)-式(5)中，H为单机惯性常数，D为系统负荷调节系数，R为调差系数，Km为机械功率增益系数，TR为再热时间常数，ΔPd为系统中的有功功率变化量；ΔPm为有功功率变化引起的原动机机械功率变化量；Δω为电网频率偏差；上述公式中的Ф、ωn、ωr、ξ、Km、t、α、Ф1没有明确的含义，只是为了简化公式书写而设定符号；
对式(2)求导得
Figure BDA0001830010970000105
令t＝0
Figure BDA0001830010970000106
当dΔω/dt＝0，频率偏差达到最大值Δωmax；
Figure BDA0001830010970000107
Figure BDA0001830010970000111
即
Δωmax＝NΔPe (10)
由式(6)、(9)能得，扰动瞬间频率偏差变化率正比于系统频率偏差峰值，故系统频率偏差峰值可由测量得到的频率偏差变化率计算得到。
所述步骤(2)包括以下内容：
1)由步骤(1)中计算方法，计算得到典型风功率波动下系统频率偏差变化率，取该频率偏差变化率的两倍得到频率偏差变化率df1，用以区分系统不平衡有功突然变化和风功率波动造成的系统不平衡有功缓慢变化；计算得到在FLC不动作时，使系统频率偏差峰值达到0.2Hz的频率偏差变化率df2，用以区分系统有功不平衡量的小幅突然变化及大幅突然变化；
2)判断系统是否出现发电机脱网故障，若出现发电机脱网，则需重新修正等值单机系统参数，并重新计算df1及df2，修正公式如下：
Figure BDA0001830010970000112
Figure BDA0001830010970000113
其中m代表第m台发电机脱网；n代表系统发电机总数；Hj为第j台发电机的惯性时间常数；Rj为第j台发电机的调差系数；Mbasej为第j台发电机的额定容量；Hnew为第m台发电机脱网后系统新的等效单机惯性时间常数；Rnew为第m台发电机脱网后系统新的等效单机调差系数。
3)测量扰动瞬间系统频率偏差变化率df0，并与df1、df2进行比较，采取相应的FLC投入策略；
若df0＜df1，判断扰动为风功率波动，FLC不投入，风功率波动完全由系统AGC进行消纳；
若df1＜df0＜df2，判断扰动为不平衡有功小幅突然变化，在该变化方式下，可仅由调速器及负荷特性使系统频率稳定在±0.2Hz的规定范围以内，故将FLC限幅设定在较小(以高天直流为例，取为±250MW)的范围，避免无功设备动作；限定幅值取为使直流调节不触发交流滤波器动作的上调区间与下调区间的最小值；
若df2＜df0，判断扰动为不平衡有功大幅突然变化，在该变化方式下，仅有调速器及负荷特性不足以使系统频率稳定在规定范围以内，故正常设置FLC限幅，充分响应频率变化，保证系统频率偏差不越限；
4)实时监测系统频率偏差值Δf，若其超过0.2Hz,FLC以常规状态投入，避免因调节能力不足导致系统频率偏差越限。
所述步骤(3)包括以下内容：
1)判断系统AGC能力是否充足，若不足，选择直流跟随风功率波动模式以消纳风能；
2)风功率波动信号通过分频器分成高频通道和低频通道，对于传递函数在0.015～0.25Hz频段内的风功率波动，系统的一次调频起主要调节作用；对于传递函数在0～0.015Hz频段内的风功率波动，系统的二次调频起主要作用；
Figure BDA0001830010970000131
Figure BDA0001830010970000132
其中，W1(s)为一阶低通滤波器，W2(s)为一阶高通滤波器；
3)在远离剪切频率的高频段设置更小(以高天直流为例，取为±250MW)的限幅，取为使直流调节不触发交流滤波器动作的上调区间与下调区间的最小值，低频段正常设置。对于波动程度较大的低频段风功率波动，直流正常跟随以保证系统频率稳定；对于波动程度较小的高频段风功率波动，系统一次调频起主要作用，直流限定幅值避免无功设备投切，以最大程度利用一次调频消纳高频风功率。
实施例
本发明以西北电网工程数据为基础，对西北电网进行等值简化，建立风火打捆孤岛直流外送系统。该系统包含107个节点，12台火电机组，2个风电场，产生的功率经哈密-郑州±800Kv高压直流输电线路外送至无穷大系统。其中火电厂有功出力5970MW，风电场有功出力3030MW，内部负荷4879MW，HVDC传输功率4000MW。相关计算均在英特尔酷睿i5-7400处理器3.00GHz，8GB内存计算机上完成，采用PSCAD/EMTDC 4.2.1对算例进行建模仿真。
为对比分析本发明所提配合方法的有效性与正确性，在模型中投入以下几种扰动模式：
模式1：AGC调频能力充足，小负荷瞬间投入；
模式2：AGC调频能力充足，大负荷瞬间投入；
模式3：AGC调频能力充足，风功率波动；
模式4：AGC调频能力充足，系统短路故障；
模式5：AGC调频能力不足，风功率高频波动；
模式6：AGC调频能力不足，风功率低频波动。
各扰动模式下，基于本发明的方法得出的配合策略与传统策略的无功设备动作次数对比如表1所示：
表1新配合策略与传统控制方式下无功设备动作次数对比示意表
Figure BDA0001830010970000141
由表1可知，采用新策略后，直流频率控制系统可有效识别扰动类型及大小，显著减少了系统出现小负荷瞬时扰动、风功率波动情况下无功设备的动作次数，具体仿真验证如下：
如图2所示，其中(a)为20s时突然投入1000MW大负荷时HVDC动作量变化；(b)20s时突然投入小负荷500MW时系统频率偏差变化；从图2可以看出，采用传统FLC的系统直流动作量为360MW，无功设备投切2次；采用协调策略的系统直流动作量为200MW，无功设备不投切。在两种策略下频率偏差均小于0.15Hz，系统频率稳定，且两种策略下系统频率偏差峰值之差小于0.025Hz.
如图3所示，其中，(a)为20s时突然投入1000MW大负荷时HVDC动作量；(b)20s时突然投入小负荷500MW时系统频率偏差；图中所示，采用传统FLC以及采用协调策略的系统直流动作量均为1000MW，频率偏差峰值均未超过0.13Hz,系统频率稳定。
如图4所示，其中，(a)为20s时突然投入1000MW大负荷时HVDC动作量；(b)20s时突然投入小负荷500MW时系统频率偏差；图中所示，20s时风功率开始波动，周期120S，波动量500MW，采用传统FLC的系统直流动作量为300MW，无功设备投切2次；采用协调策略的系统直流动作量为0MW，无功设备不投切。在两种策略下频率偏差均小于0.08Hz，系统频率稳定，且两种策略下系统频率偏差峰值之差小于0.02Hz。
如图5所示，20S时系统母线单相接地短路，采用传统FLC以及采用协调策略的系统频率偏差峰值均为0.18Hz左右，未采用直流调制措施的系统频率偏差峰值为0.3Hz，超过了稳定标准0.2Hz。
如图6所示，AGC能力不足情况下，20S时风功率开始波动，周期4S，波动量400MW。在直流直接跟随风功率波动策略下，直流动作量为400MW，无功设备在4个周期内投切8次；在直流功率动态跟随风功率波动策略下，直流动作量为200MW，无功设备在4个周期内未投切。
如图7所示，AGC能力不足情况下，20S时风功率开始波动，周期200S，波动量1700MW。在两种策略之下，直流动作量均为1700MW，保证了系统在幅度较大的低频风功率波动下频率稳定。

Claims (4)

1.一种风火打捆系统直流频率控制与自动发电控制的协调方法；其特征在于，针对实际存在的问题；采用在扰动发生时刻计算系统频率偏差峰值，将扰动分为不同的类型和程度，从而选择合适的直流调制控制策略，使得FLC在负荷突然变化或故障时立即投入，在风功率缓慢变化时暂不投入，最大程度利用AGC对风能的消纳能力，降低无功设备的动作次数；其次，在系统AGC能力不足，需要直流调制参与风功率波动消纳的情况下，将风功率波动分为高频段与低频段分别进行直流跟踪调制，最大程度利用一次调频对高频风功率波动的消纳能力，降低无功设备的动作次数，有效减少无功设备投切次数；具体包括以下步骤：
(1)利用简化频率偏差响应模型计算频率偏差峰值，
将全网各台发电机模型等值聚合成单台发电机模型，并将全网原动机-调速器模型等值拟合成单台原动机-调速器模型，将系统有功不平衡量引起的电网频率偏差响应近似等效为一个单机带负荷系统的频率偏差响应；由该模型得到有功功率扰动造成的频率偏差峰值与扰动量大小及扰动时刻的频率偏差变化率均成正比，则频率偏差峰值由扰动时刻频率偏差变化率计算得到；
(2)根据扰动瞬间频率偏差变化率对系统扰动程度进行判断，实现不同程度的直流频率限制控制，
在系统出现有功扰动时，通过对扰动瞬间频率偏差变化率进行测量，将系统有功扰动分为缓慢变化扰动，小幅瞬时扰动，大幅瞬时扰动或系统故障；设置直流频率限制控制器在缓慢变化扰动时不投入；小幅瞬时扰动时限制动作幅值；大幅瞬时扰动或系统故障时正常投入，以保证系统频率稳定；通过对扰动类型和程度的识别，使直流频率限值控制采用对应的投入策略，减少直流调整次数，避免了直流无功调节设备频繁动作；此外，实时监控系统频率偏差，当其超过0.2Hz时，应正常投入FLC，避免调节能力不够致使系统频率超过稳定范围；
(3)AGC能力不足情况下，直流动态跟随风功率波动以消纳风能，
将直流有功功率调制信号，即风功率波动信号通过分频器分成高频通道和低频通道，在远离剪切频率的高频段0.015-0.25Hz设置更小的限幅，低频段0-0.015Hz正常设置；对于波动程度大的低频段风功率波动，直流正常跟随以保证系统频率稳定；对于波动程度小的高频段风功率波动，系统一次调频起主要作用，直流限定幅值避免无功设备投切，以最大程度利用一次调频消纳高频风功率，减少了直流无功设备投切次数。
2.根据权利要求1所述风火打捆系统直流频率控制与自动发电控制的协调方法；其特征在于，所述步骤(1)包括以下内容：
1)将全网各台发电机模型等值聚合成单台发电机模型，并将全网原动机-调速器模型等值拟合成单台原动机-调速器模型；
2)系统有功扰动表示为阶跃函数Pstep/s，由上述1)得频域下系统频率偏差响应为：
Figure FDA0003320752310000021
故时域解为：
Figure FDA0003320752310000022
其中
Figure FDA0003320752310000023
Figure FDA0003320752310000031
Figure FDA0003320752310000032
上述式(1)-式(5)中，H为单机惯性常数，D为系统负荷调节系数，R为调差系数，Km为机械功率增益系数，TR为再热时间常数，Δω为电网频率偏差；上述公式中的Ф、ωn、ωr、ξ、Km、t、α、Ф1没有明确的含义，只是为了简化公式书写而设定符号；
对式(2)求导得
Figure FDA0003320752310000033
令t＝0
Figure FDA0003320752310000034
当dΔω/dt＝0，频率偏差达到最大值Δωmax；
Figure FDA0003320752310000035
Figure FDA0003320752310000036
即
Δωmax＝NΔPe (10)
由式(6)、(9)能得，扰动瞬间频率偏差变化率正比于系统频率偏差峰值，故系统频率偏差峰值由测量得到的频率偏差变化率计算得到。
3.根据权利要求1所述风火打捆系统直流频率控制与自动发电控制的协调方法；其特征在于，所述步骤(2)包括以下内容：
1)由步骤(1)中计算方法，计算得到典型风功率波动下系统频率偏差变化率，取该频率偏差变化率的两倍得到频率偏差变化率df1，用以区分系统不平衡有功突然变化和风功率波动造成的系统不平衡有功缓慢变化；计算得到在FLC不动作时，使系统频率偏差峰值达到0.2Hz的频率偏差变化率df2，用以区分系统有功不平衡量的小幅突然变化及大幅突然变化；
2)判断系统是否出现发电机脱网故障，若出现发电机脱网，则需重新修正等值单机系统参数，并重新计算df1及df2，修正公式如下：
Figure FDA0003320752310000041
Figure FDA0003320752310000042
其中m代表第m台发电机脱网；n代表系统发电机总数；Hj为第j台发电机的惯性时间常数；Rj为第j台发电机的调差系数；Mbasej为第j台发电机的额定容量；Hnew为第m台发电机脱网后系统新的等效单机惯性时间常数；Rnew为第m台发电机脱网后系统新的等效单机调差系数；
3)测量扰动瞬间系统频率偏差变化率df0，并与df1、df2进行比较，采取相应的FLC投入策略；
若df0＜df1，判断扰动为风功率波动，FLC不投入，风功率波动完全由系统AGC进行消纳；
若df1＜df0＜df2，判断扰动为不平衡有功小幅突然变化，在该变化方式下，仅由调速器及负荷特性使系统频率稳定在±0.2Hz的规定范围以内，故将FLC限幅设定在±250MW的小范围，避免无功设备动作；限定幅值取为使直流调节不触发交流滤波器动作的上调区间与下调区间的最小值；
若df2＜df0，判断扰动为不平衡有功大幅突然变化，在该变化方式下，仅有调速器及负荷特性不足以使系统频率稳定在规定范围以内，故正常设置FLC限幅，充分响应频率变化，保证系统频率偏差不越限；
4)实时监测系统频率偏差值Δf，若其超过0.2Hz,FLC以常规状态投入，避免因调节能力不足导致系统频率偏差越限。
4.根据权利要求1所述风火打捆系统直流频率控制与自动发电控制的协调方法；其特征在于，所述步骤(3)包括以下内容：
1)判断系统AGC能力是否充足，若不足，选择直流跟随风功率波动模式以消纳风能；
2)风功率波动信号通过分频器分成高频通道和低频通道，对于传递函数在0.015～0.25Hz频段内的风功率波动，系统的一次调频起主要调节作用；对于传递函数在0～0.015Hz频段内的风功率波动，系统的二次调频起主要作用；
Figure FDA0003320752310000051
Figure FDA0003320752310000052
其中，W1(s)为一阶低通滤波器，W2(s)为一阶高通滤波器；
3)在远离剪切频率的高频段0.015-0.25Hz设置更小，取为±250MW的限幅；取为使直流调节不触发交流滤波器动作的上调区间与下调区间的最小值，低频段0-0.015Hz正常设置；对于波动程度大的低频段风功率波动，直流正常跟随以保证系统频率稳定；对于波动程度小的高频段风功率波动，系统一次调频起主要作用，直流限定幅值避免无功设备投切，以最大程度利用一次调频消纳高频风功率。
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