CN111030142B - 一种高比例风电电力系统多时间尺度频率优化控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种高比例风电电力系统多时间尺度频率优化控制方法，用于含火电机组和高比例双馈风电场的电力系统，解决现有技术中由于风速剧烈波动或负荷大规模突变导致的同步发电机组调频容量和调频速度无法满足系统调频需求的技术问题，充分考虑风电预测误差、负荷变化、双馈风电机组减载控制约束、同步发电机组调频容量和系统经济性对双馈发电机组调频容量的影响，基于双馈风电机组在减载控制约束下的双向调频容量，建立多时间尺度频率优化控制模型，从而实现双馈风电机组的动态减载，在快速且有效地平抑电网频率波动的前提下，实现电力系统经济效益最大化。

Description

一种高比例风电电力系统多时间尺度频率优化控制方法

技术领域

本发明涉及风电控制领域，具体地说，涉及一种高比例风电电力系统多时间尺度频率优化控制方法。

背景技术

近年来，风电渗透率不断提高，其随机性给电力系统的功率平衡和频率稳定带来了新的挑战。双馈发电机组具有快速、灵活的功率调控能力，是当前风力发电的主流机型。但是，双馈风电机组的转子与电网频率解耦，无法在频率波动时提供惯性响应。大容量风电的接入使电网的整体惯性减弱，导致电网在风速波动、负荷突变等扰动下的频率控制能力减弱，电网频率稳定问题日趋严峻。

储能能够增大电网的备用容量，是解决高比例风电系统频率稳定问题的最直接方法。但是，储能安装成本高，投资回报率低，尚不具备大容量推广应用的条件。同步发电机组是当前电网调频的主要手段，同步发电机组的调频容量和开机组合决定了电网调频容量。结合风电预测功率和预测负荷安排同步发电机组的出力和备用计划，是目前缓解风电随机性影响的方法。但是，风电功率预测值与实际值之间始终存在偏差，即风电预测误差。风电预测误差与负荷变化量共同构成了系统初始有功不平衡量，即风电预测误差引入了更多的随机功率波动。风电比例越高，系统初始有功不平衡量越大，但是同步发电机组容量相对越小，易造成同步发电机组备用容量不足，导致频率越限甚至失稳。系统初始有功不平衡量对电网调频容量和调频控制的灵活性提出了更高的要求。

风电参与电网调频被认为是解决风电随机性影响的有效方法。通过转子动能控制使双馈风电机组具有惯性是目前主要的实现方法。但是，双馈风电机组转子动能可提供的功率有限，且持续时间较短，仅适用于对电网频率的紧急支持，无法满足系统初始有功不平衡量产生的长期功率缺额。双馈风电机组一般采用最大功率跟踪控制使其运行于最大功率点，其有功功率不能进一步提升，因此无法为电网提供功率支持。但是，在某一风速下，通过转子转速控制和桨距角控制可以驱使双馈风电机组的运行点背向最大功率点移动，使得双馈风电机组输出功率减小，即可实现减载运行。提前减载运行能够使双馈风电机组具有双向调频能力，且可维持较长时间，是实现风电可调度的有效技术。

风电相较于最大功率点的功率减小量与最大功率之比被称为减载率。目前已有研究提出双馈风电机组以固定减载率参与电网调频。但是，风电预测误差具有不确定性，固定减载率难以有效匹配系统初始有功不平衡量，易导致调频容量不足或产生不必要的弃风。根据不同时间尺度的同步发电机组调频容量和风电预测误差概率分布，动态调整减载率可以兼顾系统安全性和经济性，但是目前尚未有可行的方法。此外，转子转速控制响应速度快，但是仅适用于一定的风速区间；变桨控制可以应用于整个风速区间，但其响应速度较慢，且频繁变桨易导致机械部件磨损，控制代价较大，因此双馈风电机组的减载运行依赖于转子转速控制与变桨控制的配合。尽管已有研究提出根据风速区间来确定转子转速控制和变桨控制的顺序，但这种配合方式基于固定减载率，难以用于实现减载率的动态调整。

因此，本发明公开了一种高比例风电电力系统多时间尺度频率优化控制方法，通过建立频率优化模型，实现双馈风电机组动态减载，在满足电网频率不越限的前提下，提高电网经济性。

发明内容

针对上述现有技术的不足，本发明提供一种高比例风电电力系统多时间尺度频率优化控制方法，用于含火电机组和高比例双馈风电场的电力系统，解决现有技术中由于风速剧烈波动或负荷大规模突变导致的同步发电机组调频容量和调频速度无法满足系统调频需求的技术问题，充分考虑风电预测误差、负荷变化、双馈风电机组减载控制约束、同步发电机组调频容量和系统经济性对双馈发电机组调频容量的影响，基于双馈风电机组在减载控制约束下的双向调频容量，建立多时间尺度频率优化模型，从而实现双馈风电机组的动态减载，在快速且有效地平抑电网频率波动的前提下，实现电力系统经济效益最大化。

为了解决现有技术中的问题，本发明采用了如下的技术方案：

一种高比例风电电力系统多时间尺度频率优化控制方法，本方法适用于含火电机组和高比例双馈风电场的电力系统，包括如下步骤：

S101、根据系统运行参数和下一时段预测信息，计算计及风电预测误差的电网初始有功不平衡量ΔP_L0；

S102、比较电网初始有功不平衡量与功率临界值P_D的大小，若ΔP_L0>P_D，则电网初始有功不平衡量会导致电网频率越限，执行步骤S103，否则，返回执行步骤S101；

S103、以计及双馈风电机组调频成本的系统综合运行成本最小为目标，利用长时间尺度频率优化模型确定同步发电机组的开机机组组合；

S104、以计及双馈风电机组调频成本的系统综合运行成本最小为目标，利用短时间尺度频率优化模型计算双馈风电机组和同步发电机组的调频容量和输出的有功功率，保证电网频率不越限；

S105、基于双馈风电机组和同步发电机组的调频容量和输出的有功功率对电力系统进行调度。

优选地，步骤S101中，计及风电预测误差的电网初始有功不平衡量根据下一时段系统负荷变化量和下一时段系统风电预测误差计算，计算公式为：

ΔP_L0＝ΔP_Load0-ΔP_w

式中，ΔP_Load0为下一时段系统负荷变化量；ΔP_w为下一时段系统风电预测误差；

优选地，步骤S102中，功率临界值P_D的计算方法如下：

式中，

为系统允许的频率波动量的标幺值；

为负荷调节系数的标幺值；

为电网等值同步发电机组调节系数的标幺值；

为电网初始频率的标幺值。

优选地，步骤S103中，长时间尺度频率优化模型的目标函数为F₁，计算公式如下：

式中，

为长时间尺度的时段数；i＝1,2,...,N_G，N_G为系统中同步发电机组的数目；j＝1,2,...,N_G2，N_G2为系统中调频同步发电机组的数目；k＝1,2,...,N_W，N_W为系统中风电场的数目；B_i.t＝max(U_i.t-U_i.t-1,0)是表示t时刻第i台同步发电机组开停机状态的0-1变量，U_i.t、U_i.t-1分别是表示t和t-1时刻第i台同步发电机组开机状态的0-1变量；S_i为第i台同步发电机组的启动成本；

为长时间尺度下t时刻第i台同步发电机组的有功功率；a_i、b_i、c_i为第i台同步发电机组的耗能系数；U_j.t是表示t时刻第j台调频同步发电机组开机状态的0-1变量；

分别为长时间尺度下t时刻第j台调频同步发电机组向电网提供的正、负调频容量；

分别为长时间尺度下t时刻第k个风电场向电网提供的正、负调频容量；

分别为长时间尺度下t时刻第j台调频同步发电机组和第k个风电场的调频成本，计算公式如下：

式中，

分别为第j台调频同步发电机组的正、负调频单价；

分别为第k个风电场的正、负调频单价；

长时间尺度频率优化模型的约束包括：

系统有功功率平衡约束：

式中，

为长时间尺度下t时刻第k个风电场减载后的有功功率；

为长时间尺度下t时刻第k个风电场的预测有功功率；

为长时间尺度下t时刻系统预测的总有功负荷；

同步发电机组有功功率约束：

式中，P_G.i.max、P_G.i.min分别为第i台同步发电机组的有功出力上、下限；

同步发电机组爬坡速率约束：

式中，

为长时间尺度下t-1时刻第i台同步发电机组的有功出力；R_u.i、R_d.i分别为第i台同步发电机组的爬坡速率、滑坡速率，D^4h为长时间尺度的时段间隔；

同步发电机组最小开停机时间约束：

式中，

分别为t-1时刻第i台同步发电机组已连续开、停机时间；

分别为第i台同步发电机组的最小连续开、停机时间；

风电场有功功率约束：

式中，

是在长时间尺度t时刻的预测风速下，第k个风电场在最大减载率下的有功功率；

调频同步发电机组调频容量约束：

式中，

为长时间尺度下t-1时刻第j台调频同步发电机组的有功出力；R_u.j、R_d.j分别为第j台调频同步发电机组的爬坡速率、滑坡速率；P_G.j.max、P_G.j.min分别为第j台调频同步发电机组的有功功率上、下限；

风电场调频容量约束：

式中，m＝1,2,...,n_W.k，n_W.k为第k个风电场中双馈风电机组的数量；

分别为长时间尺度下t时刻第k个风电场中一台双馈风电机组的最大正、负调频容量；

电网频率约束：

式中，

为长时间尺度下t时刻第i台同步发电机组的一次调频容量；

为长时间尺度下t时刻电网的初始有功不平衡量；K_G为电网等值同步发电机组的调节系数；K_L为负荷调节系数；

分别为电网允许的频率波动的上、下限。

优选地，步骤S104中，短时间尺度频率优化模型的目标函数为F₂，计算公式如下：

式中，

为短时间尺度下t时刻第i台同步发电机组的有功功率；

分别为短时间尺度下t时刻第j台调频同步发电机组和第k个风电场的调频成本；

分别为短时间尺度下t时刻第j台调频同步发电机组的正、负调频容量；

分别为短时间尺度下t时刻第k个风电场的正、负调频容量；

短时间尺度频率优化模型的约束包括：

系统有功功率平衡约束：

式中，

为短时间尺度下t时刻第k个风电场减载后的有功功率；

为短时间尺度下t时刻第k个风电场的预测有功功率；

为短时间尺度下t时刻系统预测的总有功负荷；

同步发电机组有功功率约束：

同步发电机组爬坡速率约束：

式中，

为短时间尺度下t-1时刻第i台同步发电机组的有功出力；D^5m为短时间尺度的时段间隔；

风电场有功有功功率约束：

式中，

是在短时间尺度t时刻的预测风速下，第k个风电场在最大减载率下的有功功率；

调频同步发电机组调频容量约束：

式中，

为短时间尺度下t-1时刻第j台调频同步发电机组的有功出力；

风电场调频容量约束：

式中，

分别为短时间尺度下t时刻第k个风电场中一台双馈风电机组的最大正、负调频容量；

电网频率约束：

式中，

为短时间尺度下t时刻第i台同步发电机组的一次调频容量；

为短时间尺度下t时刻电网的初始有功不平衡量。

优选地，双馈风电机组在最大减载率下输出的有功功率为

的计算公式如下：

式中，ρ为空气密度；R为风轮机叶片半径；v_w为预测风速；C_p(ω_maxR/v_w,v_βt_ref)是在风速为v_w，转子转速为ω_max，桨距角为v_βt_ref时，双馈风电机组的风能利用系数；ω_max为双馈风力发电机的最高转速；v_β为双馈风电机组的变桨速度；t_ref为双馈风电机组的调频作用时间。

优选地，双馈风电机组的最大正、负调频容量的表达式如下：

式中，

为双馈风电机组的最大正调频容量；

为双馈风电机组的最大负调频容量；P_g为正常运行条件下双馈风电机组输出的有功功率；P_deload是在d₀％的减载率目标值下，双馈风电机组输出的有功功率，计算公式如下：

式中，C_p(ω_optR/v_w,0)是风速为v_w时，双馈风电机组的最大风能利用系数；ω_opt为双馈风电机组的最优转子转速。

与现有技术相比，本发明有以下有益效果：

1、与现有技术中电力系统优化调度模型仅考虑系统经济性不同，本发明是在快速且有效地平抑电网频率波动的前提下，实现电力系统经济效益最大化。

2、与现有技术中风电以固定减载率参与电网频率控制不同，本发明是通过优化调度模型对双馈风电机组的转子转速和桨距角控制参考值进行优化，进而实现双馈风电机组的动态减载，使其具备频率调节能力。

3、与现有技术中双馈风电机组减载运行仅考虑转子转速控制不同，本发明通过转子转速控制和桨距角控制共同实现双馈风电机组的减载运行，相应地，与现有技术中双馈风电机组最大正、负调频容量仅受转子最高转速限制不同，本发明中双馈风电机组最大正、负调频容量受转子最高转速和桨距角最大调整量限制。

附图说明

为了使发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明作进一步的详细描述，其中：

图1为一种高比例风电电力系统多时间尺度频率优化控制方法的流程图；

图2为多时间尺度频率优化控制模型的说明图；

图3为基于动态减载率的双馈风电机组减载运行策略。

具体实施方式

下面结合附图对本发明作进一步的详细说明。

如图1所示，一种高比例风电电力系统多时间尺度频率优化控制方法，本方法适用于含火电机组和高比例双馈风电场的电力系统，包括如下步骤：

S101、根据系统运行参数和下一时段预测信息，计算计及风电预测误差的电网初始有功不平衡量ΔP_L0；

S102、比较电网初始有功不平衡量与功率临界值P_D的大小，若ΔP_L0>P_D，则电网初始有功不平衡量会导致电网频率越限，执行步骤S103，否则，返回执行步骤S101；

S103、以计及双馈风电机组调频成本的系统综合运行成本最小为目标，利用长时间尺度频率优化模型确定同步发电机组的开机机组组合；

S104、以计及双馈风电机组调频成本的系统综合运行成本最小为目标，利用短时间尺度频率优化模型计算双馈风电机组和同步发电机组的调频容量和输出的有功功率，保证电网频率不越限；

S105、基于双馈风电机组和同步发电机组的调频容量和输出的有功功率对电力系统进行调度。

在本发明中风电比例超过30％，即可称为高比例风电系统。

本发明充分考虑风电预测误差、负荷变化、双馈风电机组减载控制约束、同步发电机组调频容量和系统经济性对双馈发电机组调频容量的影响，基于双馈风电机组在减载控制约束下的双向调频容量，建立多时间尺度频率优化控制模型，从而实现双馈风电机组的动态减载，在快速且有效地平抑电网频率波动的前提下，实现电力系统经济效益最大化。

具体实施时，步骤S101中，计及风电预测误差的电网初始有功不平衡量根据下一时段系统负荷变化量和下一时段系统风电预测误差计算，计算公式为：

ΔP_L0＝ΔP_Load0-ΔP_w

式中，ΔP_Load0为下一时段系统负荷变化量；ΔP_w为下一时段系统风电预测误差；

具体实施时，步骤S102中，功率临界值P_D的计算方法如下：

式中，

为系统允许的频率波动量的标幺值；

为负荷调节系数的标幺值；

为电网等值同步发电机组调节系数的标幺值；

为电网初始频率的标幺值。

具体实施时，步骤S103中，长时间尺度频率优化模型的目标函数为F₁，计算公式如下：

式中，

为长时间尺度的时段数；i＝1,2,...,N_G，N_G为系统中同步发电机组的数目；j＝1,2,...,N_G2，N_G2为系统中调频同步发电机组的数目；k＝1,2,...,N_W，N_W为系统中风电场的数目；B_i.t＝max(U_i.t-U_i.t-1,0)是表示t时刻第i台同步发电机组开停机状态的0-1变量，U_i.t、U_i.t-1分别是表示t和t-1时刻第i台同步发电机组开机状态的0-1变量；S_i为第i台同步发电机组的启动成本；

为长时间尺度下t时刻第i台同步发电机组的有功功率；a_i、b_i、c_i为第i台同步发电机组的耗能系数；U_j.t是表示t时刻第j台调频同步发电机组开机状态的0-1变量；

分别为长时间尺度下t时刻第j台调频同步发电机组向电网提供的正、负调频容量；

分别为长时间尺度下t时刻第k个风电场向电网提供的正、负调频容量；

分别为长时间尺度下t时刻第j台调频同步发电机组和第k个风电场的调频成本，计算公式如下：

式中，

分别为第j台调频同步发电机组的正、负调频单价；

分别为第k个风电场的正、负调频单价；

长时间尺度频率优化模型的约束包括：

系统有功功率平衡约束：

式中，

为长时间尺度下t时刻第k个风电场减载后的有功功率；

为长时间尺度下t时刻第k个风电场的预测有功功率；

为长时间尺度下t时刻系统预测的总有功负荷；

同步发电机组有功功率约束：

式中，P_G.i.max、P_G.i.min分别为第i台同步发电机组的有功出力上、下限；

同步发电机组爬坡速率约束：

式中，

为长时间尺度下t-1时刻第i台同步发电机组的有功出力；R_u.i、R_d.i分别为第i台同步发电机组的爬坡速率、滑坡速率，D^4h为长时间尺度的时段间隔；

同步发电机组最小开停机时间约束：

式中，

分别为t-1时刻第i台同步发电机组已连续开、停机时间；

分别为第i台同步发电机组的最小连续开、停机时间；

风电场有功功率约束：

式中，

是在长时间尺度t时刻的预测风速下，第k个风电场在最大减载率下的有功功率；

调频同步发电机组调频容量约束：

式中，

为长时间尺度下t-1时刻第j台调频同步发电机组的有功出力；R_u.j、R_d.j分别为第j台调频同步发电机组的爬坡速率、滑坡速率；P_G.j.max、P_G.j.min分别为第j台调频同步发电机组的有功功率上、下限；

风电场调频容量约束：

式中，m＝1,2,...,n_W.k，n_W.k为第k个风电场中双馈风电机组的数量；

分别为长时间尺度下t时刻第k个风电场中一台双馈风电机组的最大正、负调频容量；

电网频率约束：

式中，

为长时间尺度下t时刻第i台同步发电机组的一次调频容量；

为长时间尺度下t时刻电网的初始有功不平衡量；K_G为电网等值同步发电机组的调节系数；K_L为负荷调节系数；

分别为电网允许的频率波动的上、下限。

具体实施时，步骤S104中，短时间尺度频率优化模型的目标函数为F₂，计算公式如下：

式中，

为短时间尺度下t时刻第i台同步发电机组的有功功率；

分别为短时间尺度下t时刻第j台调频同步发电机组和第k个风电场的调频成本；

分别为短时间尺度下t时刻第j台调频同步发电机组的正、负调频容量；

分别为短时间尺度下t时刻第k个风电场的正、负调频容量；

短时间尺度频率优化模型的约束包括：

系统有功功率平衡约束：

式中，

为短时间尺度下t时刻第k个风电场减载后的有功功率；

为短时间尺度下t时刻第k个风电场的预测有功功率；

为短时间尺度下t时刻系统预测的总有功负荷；

同步发电机组有功功率约束：

同步发电机组爬坡速率约束：

式中，

为短时间尺度下t-1时刻第i台同步发电机组的有功出力；D^5m为短时间尺度的时段间隔；

风电场有功有功功率约束：

式中，

是在短时间尺度t时刻的预测风速下，第k个风电场在最大减载率下的有功功率；

调频同步发电机组调频容量约束：

式中，

为短时间尺度下t-1时刻第j台调频同步发电机组的有功出力；

风电场调频容量约束：

式中，

分别为短时间尺度下t时刻第k个风电场中一台双馈风电机组的最大正、负调频容量；

电网频率约束：

式中，

为短时间尺度下t时刻第i台同步发电机组的一次调频容量；

为短时间尺度下t时刻电网的初始有功不平衡量。

同步发电机组的一次调频容量可由下式计算：

式中，

为第i台同步发电机组一次调频的功率调整量；R_i ^*为第i台同步发电机组调差系数的标幺值；P_GiN为第i台同步发电机组的初始有功功率；

为一次调频后电网频率较初始时的变化量标幺值，计算公式如下：

式中，

为电网初始有功不平衡量的标幺值。

具体实施时，双馈风电机组在最大减载率下输出的有功功率为

的计算公式如下：

式中，ρ为空气密度；R为风轮机叶片半径；v_w为预测风速；C_p(ω_maxR/v_w,v_βt_ref)是在风速为v_w，转子转速为ω_max，桨距角为v_βt_ref时，双馈风电机组的风能利用系数；ω_max为双馈风力发电机的最高转速；v_β为双馈风电机组的变桨速度；t_ref为双馈风电机组的调频作用时间。

具体实施时，双馈风电机组的最大正、负调频容量的表达式如下：

式中，

为双馈风电机组的最大正调频容量；

为双馈风电机组的最大负调频容量；P_g为正常运行条件下双馈风电机组输出的有功功率；P_deload是在d₀％的减载率目标值下，双馈风电机组输出的有功功率，计算公式如下：

式中，C_p(ω_optR/v_w,0)是风速为v_w时，双馈风电机组的最大风能利用系数；ω_opt为双馈风电机组的最优转子转速。

本发明中，计算双馈风电机组和同步发电机组的调频容量和输出的有功功率时，需要先确定双馈发电机组的转子转速控制参考值和桨距角控制参考值。

如图3所示，可根据双馈风电机组的减载率目标值和预测风速划分风速区间，在不同风速区间内采取不同控制方法，使双馈风电机组减载运行，具体包括：

获取下一时段双馈风电机组的减载率目标值d₀％和预测风速v_w，确定第一临界风速V_cr、第二临界风速V_w2、第三临界风速V_w1和第四临界风速V_n，划分[V_cr,V_w2]、[V_w2,V_w1]及[V_w1,V_n]三个风速区间，分别如图3中OSC区、OS-PAC区和PAC区所示；

在下一时段双馈风电机组的减载率目标值d₀％下，当预测风速v_w位于[V_cr,V_w2]风速区间时，双馈风电机组仅通过转子加速控制即可实现d₀％的减载率目标值，即转子转速控制参考值为ω_rp1，桨距角控制参考值为β_rp1；

在下一时段双馈风电机组的减载率目标值d₀％下，当预测风速v_w位于[V_w2,V_w1]风速区间时，双馈风电机组需通过转子加速控制和桨距角控制共同实现d₀％的减载率目标值，即转子转速控制参考值为ω_rp2，桨距角控制参考值为β_rp2；

在下一时段双馈风电机组的减载率目标值d₀％下，当预测风速v_w位于[V_w1,V_n]风速区间时，双馈风电机组只能通过桨距角控制实现d₀％的减载率目标值，即转子转速控制参考值为ω_rp3，桨距角控制参考值为β_rp3。

第一临界风速的计算方式为：

式中，R为风轮机叶片半径；G_r为齿轮箱升速比；λ_opt为最优叶尖速比；ω_min为双馈风力发电机的最低转速；

第二临界风速的计算模型为：

式中，P_g为正常运行时，双馈风电机组输出的有功功率；P_de.0为在d₀％减载率下，双馈风电机组输出的有功功率；ρ为空气密度；C_p(ω_maxR/V_w2,0)是在风速为V_w2，转子转速为ω_max，桨距角为0时，双馈风电机组的风能利用系数；ω_max为双馈风力发电机的最高转速；

第三临界风速的计算方式为：

第四临界风速为双馈风电机组输出额定有功功率时对应的风速，计算方式为：

式中，P_gN为双馈风电机组的额定有功功率；C_p.n是风速为V_n，转子转速为ω_max，桨距角为0时，双馈风电机组的风能利用系数。

桨距角控制参考值β_rp1＝0，转子转速控制参考值ω_rp1的计算方法为：

式中，C_p(ω_rp1R/v_w,β_rp1)是转子转速为ω_rp1，桨距角为0时，双馈风电机组的风能利用系数；

转子转速控制参考值ω_rp2＝ω_max，桨距角控制参考值β_rp2的计算公式如下：

式中，C_p(ω_rp2R/v_w,β_rp2)是转子转速达到最大值ω_max，桨距角为β_rp2时，双馈风电机组的风能利用系数；

转子转速控制参考值ω_rp3＝ω_max，桨距角控制参考值β_rp3的计算公式如下：

式中，C_p(ω_rp3R/v_w,β_rp3)是转子转速为ω_max，桨距角为β_rp3时，双馈风电机组的风能利用系数。

如图3所示，风速为V_w2时，在转子转速控制作用下，双馈风电机组运行点可沿曲线BB'向B'移动，当运行点达到B'时，利用转子转速控制无法进一步减载。但是，在桨距角控制作用下，随着桨距角增加，运行点可沿直线B'F向F点移动。F点是转速为ω_max、桨距角为v_βt_ref时的运行点。所以，在预测风速为V_w2时，双馈风电机组在最大减载率下输出的有功功率

的计算公式如下：

式中，ρ为空气密度；R为风轮机叶片半径；C_p(ω_maxR/V_w2,v_βt_ref)是在风速为V_w2，转子转速为ω_max，桨距角为v_βt_ref时，双馈风电机组的风能利用系数；ω_max为双馈风力发电机的最高转速；v_β为双馈风电机组的变桨速度；t_ref为双馈风电机组的调频作用时间。

如图3所示，t₀时刻风速为V_x，若根据减载率目标值d₀％，通过转子转速控制和桨距角控制将双馈风电机组运行点移动至E₀，此时的桨距角为β_E0。当风速在t₁时刻减小至V_w2时，双馈风电机组的运行点随着风速变化移动至B₀点。此时，通过提前减载，双馈风电机组获得的最大正、负调频容量的表达式如下：

式中，

为双馈风电机组的最大正调频容量；

为双馈风电机组的最大负调频容量；P_g为正常运行条件下双馈风电机组输出的有功功率；P_deload是双馈风电机组在B₀点输出的有功功率，计算公式如下：

式中，C_p(ω_maxR/V_w2,β_E0)是风速为V_w2，转子转速为ω_max，桨距角为β_E0时，双馈风电机组的风能利用系数。

此外，还可以根据风速所处区间，对双馈风电机组划分低风速控制模式、中风速控制模式、高风速控制模式，在不同风速下采取不同的控制方法(超速与变桨协调的双馈风电机组频率控制，孙元章)，从而确定双馈发电机组的转子转速控制参考值和桨距角控制参考值。

针对上述现有技术中由于风速剧烈波动或负荷大规模突变导致的同步发电机组调频容量和调频速度无法满足系统调频需求的技术问题，本发明充分考虑风电预测误差、负荷变化、双馈风电机组减载控制约束、同步发电机组调频容量和系统经济性对双馈发电机组调频容量的影响，基于双馈风电机组在减载控制约束下的双向调频容量，建立多时间尺度频率优化控制模型，从而实现双馈风电机组的动态减载，能够通过少量弃风，快速且有效地平抑电网频率波动。本发明提供的一种高比例风电电力系统多时间尺度频率优化控制方法，能够有效改善风速预测误差对电网频率的影响与同步发电机组调频容量和速度不足之间的矛盾，能够在快速且有效地平抑电网频率波动的前提下，实现电力系统经济效益最大化。

最后说明的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非限制，尽管通过参照本发明的优选实施例已经对本发明进行了描述，但本领域的普通技术人员应当理解，可以在形式上和细节上对其作出各种各样的改变，而不偏离所附权利要求书所限定的本发明的精神和范围。

Claims (5)

1.一种高比例风电电力系统多时间尺度频率优化控制方法，其特征在于，本方法适用于含火电机组和高比例双馈风电场的电力系统，包括如下步骤：

S101、根据系统运行参数和下一时段预测信息，计算计及风电预测误差的电网初始有功不平衡量ΔP_L0；

S102、比较电网初始有功不平衡量与功率临界值P_D的大小，若ΔP_L0>P_D，则电网初始有功不平衡量会导致电网频率越限，执行步骤S103，否则，返回执行步骤S101；

S103、以计及双馈风电机组调频成本的系统综合运行成本最小为目标，利用长时间尺度频率优化模型确定同步发电机组的开机机组组合；

长时间尺度频率优化模型的目标函数为F₁，计算公式如下：

式中，

为长时间尺度的时段数；i＝1,2,...,N_G，N_G为系统中同步发电机组的数目；j＝1,2,...,N_G2，N_G2为系统中调频同步发电机组的数目；k＝1,2,...,N_W，N_W为系统中风电场的数目；B_i.t＝max(U_i.t-U_i.t-1,0)是表示t时刻第i台同步发电机组开停机状态的0-1变量，U_i.t、U_i.t-1分别是表示t和t-1时刻第i台同步发电机组开机状态的0-1变量；S_i为第i台同步发电机组的启动成本；

为长时间尺度下t时刻第i台同步发电机组的有功功率；a_i、b_i、c_i为第i台同步发电机组的耗能系数；U_j.t是表示t时刻第j台调频同步发电机组开机状态的0-1变量；

分别为长时间尺度下t时刻第j台调频同步发电机组向电网提供的正、负调频容量；

分别为长时间尺度下t时刻第k个风电场向电网提供的正、负调频容量；

分别为长时间尺度下t时刻第j台调频同步发电机组和第k个风电场的调频成本，计算公式如下：

式中，

分别为第j台调频同步发电机组的正、负调频单价；

分别为第k个风电场的正、负调频单价；

长时间尺度频率优化模型的约束包括：

系统有功功率平衡约束：

式中，

为长时间尺度下t时刻第k个风电场减载后的有功功率；

为长时间尺度下t时刻第k个风电场的预测有功功率；

为长时间尺度下t时刻系统预测的总有功负荷；

同步发电机组有功功率约束：

式中，P_G.i.max、P_G.i.min分别为第i台同步发电机组的有功出力上、下限；

同步发电机组爬坡速率约束：

式中，

为长时间尺度下t-1时刻第i台同步发电机组的有功出力；R_u.i、R_d.i分别为第i台同步发电机组的爬坡速率、滑坡速率，D^4h为长时间尺度的时段间隔；

同步发电机组最小开停机时间约束：

式中，

分别为t-1时刻第i台同步发电机组已连续开、停机时间；

分别为第i台同步发电机组的最小连续开、停机时间；

风电场有功功率约束：

式中，

是在长时间尺度t时刻的预测风速下，第k个风电场在最大减载率下的有功功率；

调频同步发电机组调频容量约束：

式中，

为长时间尺度下t-1时刻第j台调频同步发电机组的有功出力；R_u.j、R_d.j分别为第j台调频同步发电机组的爬坡速率、滑坡速率；P_G.j.max、P_G.j.min分别为第j台调频同步发电机组的有功功率上、下限；

风电场调频容量约束：

式中，m＝1,2,...,n_W.k，n_W.k为第k个风电场中双馈风电机组的数量；

分别为长时间尺度下t时刻第k个风电场中一台双馈风电机组的最大正、负调频容量；

电网频率约束：

式中，

为长时间尺度下t时刻第i台同步发电机组的一次调频容量；

为长时间尺度下t时刻电网的初始有功不平衡量；K_G为电网等值同步发电机组的调节系数；K_L为负荷调节系数；

分别为电网允许的频率波动的上、下限；

S104、以计及双馈风电机组调频成本的系统综合运行成本最小为目标，利用短时间尺度频率优化模型计算双馈风电机组和同步发电机组的调频容量和输出的有功功率，保证电网频率不越限；

短时间尺度频率优化模型的目标函数为F₂，计算公式如下：

式中，

为短时间尺度下t时刻第i台同步发电机组的有功功率；

分别为短时间尺度下t时刻第j台调频同步发电机组和第k个风电场的调频成本；

分别为短时间尺度下t时刻第j台调频同步发电机组的正、负调频容量；

分别为短时间尺度下t时刻第k个风电场的正、负调频容量；

短时间尺度频率优化模型的约束包括：

系统有功功率平衡约束：

式中，

为短时间尺度下t时刻第k个风电场减载后的有功功率；

为短时间尺度下t时刻第k个风电场的预测有功功率；

为短时间尺度下t时刻系统预测的总有功负荷；

同步发电机组有功功率约束：

同步发电机组爬坡速率约束：

式中，

为短时间尺度下t-1时刻第i台同步发电机组的有功出力；D^5m为短时间尺度的时段间隔；

风电场有功有功功率约束：

式中，

是在短时间尺度t时刻的预测风速下，第k个风电场在最大减载率下的有功功率；

调频同步发电机组调频容量约束：

式中，

为短时间尺度下t-1时刻第j台调频同步发电机组的有功出力；

风电场调频容量约束：

式中，

分别为短时间尺度下t时刻第k个风电场中一台双馈风电机组的最大正、负调频容量；

电网频率约束：

式中，

为短时间尺度下t时刻第i台同步发电机组的一次调频容量；

为短时间尺度下t时刻电网的初始有功不平衡量；

S105、基于双馈风电机组和同步发电机组的调频容量和输出的有功功率对电力系统进行调度。

2.如权利要求1所述的高比例风电电力系统多时间尺度频率优化控制方法，其特征在于，

步骤S101中，计及风电预测误差的电网初始有功不平衡量根据下一时段系统负荷变化量和下一时段系统风电预测误差计算，计算公式为：

ΔP_L0＝ΔP_Load0-ΔP_w

式中，ΔP_Load0为下一时段系统负荷变化量；ΔP_w为下一时段系统风电预测误差。

3.如权利要求1所述的高比例风电电力系统多时间尺度频率优化控制方法，其特征在于，步骤S102中，功率临界值P_D的计算方法如下：

式中，

为系统允许的频率波动量的标幺值；

为负荷调节系数的标幺值；

为电网等值同步发电机组调节系数的标幺值；

为电网初始频率的标幺值。

4.如权利要求1所述的高比例风电电力系统多时间尺度频率优化控制方法，其特征在于，双馈风电机组在最大减载率下输出的有功功率为

的计算公式如下：

式中，ρ为空气密度；R为风轮机叶片半径；v_w为预测风速；C_p(ω_maxR/v_w,v_βt_ref)是在风速为v_w，转子转速为ω_max，桨距角为v_βt_ref时，双馈风电机组的风能利用系数；ω_max为双馈风力发电机的最高转速；v_β为双馈风电机组的变桨速度；t_ref为双馈风电机组的调频作用时间。

5.如权利要求4所述的高比例风电电力系统多时间尺度频率优化控制方法，其特征在于，双馈风电机组的最大正、负调频容量的表达式如下：

式中，

为双馈风电机组的最大正调频容量；

为双馈风电机组的最大负调频容量；P_g为正常运行条件下双馈风电机组输出的有功功率；P_deload是在d₀％的减载率目标值下，双馈风电机组输出的有功功率，计算公式如下：

式中，C_p(ω_optR/v_w,0)是风速为v_w时，双馈风电机组的最大风能利用系数；ω_opt为双馈风电机组的最优转子转速。

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