CN111416365B - 风电场与常规调频机组异步协同最优agc控制系统 - Google Patents

Abstract

风电场与常规调频机组异步协同最优AGC控制系统，该系统包括风电机组二次调频响应模型、风电场与常规调频机组异步协同参与二次调频控制模型；所述风电机组二次调频响应模型包括风速预测模块，风速预测模块将最大出力发送给风电场降载计算模块，风电场降载计算模块将风电场总调节量发送给比例分配模块，比例分配模块产生每台机组的发电量发送给风电机组控制模块。风电场与常规调频机组异步协同参与二次调频控制模型包括异步协同最优AGC控制模型，异步协同最优AGC控制模型分别与风电场降载计算模块、常规调频机组模块连接，风电场降载计算模块、常规机组调频模块、负荷接入电力系统模块。该系统采用异步协同最优AGC控制，实现了风电场和常规调频机组调频能力的实时最优分配。

Description

风电场与常规调频机组异步协同最优AGC控制系统

技术领域

本发明涉及风电场与常规调频机组优化控制技术领域，具体涉及一种风电场与常规调频机组异步协同最优AGC控制系统。

背景技术

随着国内外可再生能源并网比重越来越高，电网频率稳定逐渐成为影响电力系统运行的基础性问题。英格兰和威尔士2019年8月9日发生一起大规模停电事故，在事故时段30％电力由可再生能源供应，系统实际调频有功缺口超过1300MW，负荷频率控制系统无法将电网频率维持在合理范围内，造成100多万千瓦负荷紧急切除。在大规模可再生能源并网条件下，充足的系统调频备用成为确保电力系统频率稳定的重要前提。近年来，随着现代控制技术的发展，风电场根据当前风速水平降载参与负荷频率控制(load frequencycontrol,LFC)得到了大量关注。

在传统LFC中，不可控机组，如风电机组等一般不作为调频机组，LFC仅涉及常规调频机组(火电机组或水电机组)之间的协同控制，其中，基于超前控制思想的自动发电控制AGC(Automatic Generation Control,AGC)指令最优动态分配方法，能在满足机组调频运行约束的情况下实现功率缺额的最优分配，得到了大量的关注。

但是，风电场运行特性与常规调频机组迥异，当风电场作为LFC调频机组一部分时，风电场与常规调频机组的LFC协同控制变得更加复杂。现有技术采用的是集群降载运行状态下的同步协同策略，也即风电场跟随常规AGC机组间隔3～5秒同步执行一次调频控制指令，且忽略风速对风电场调频控制的影响。但是，同步协同策略下频繁的指令动作加剧了风电机组动作次数，造成机组磨损同时给风电机组和风电场控制带来了挑战。另一方面，忽略风速影响的降载运行状态会造成大量的调频机会成本弃风。

发明内容

为解决上述技术问题，本发明提供一种风电场与常规调频机组异步协同最优AGC控制系统，该系统采用差异化指令周期策略，实现风电场与常规调频机组变协同时间尺度的调频控制；该系统采用异步协同最优AGC控制，实现了风电场和常规调频机组调频能力的实时最优分配。

本发明采取的技术方案为：

风电场与常规调频机组异步协同最优AGC控制系统，该系统包括：

风电机组二次调频响应模型、风电场与常规调频机组异步协同参与二次调频控制模型；

所述风电机组二次调频响应模型包括风速预测模块、风电场降载计算模块、比例分配模块、风电机组控制模块；风速预测模块将最大出力P_mppt,t发送给风电场降载计算模块，风电场降载计算模块将风电场总调节量P_w,t发送给比例分配模块，比例分配模块产生每台机组的发电量P_wi发送给风电机组控制模块；

所述风电场与常规调频机组异步协同参与二次调频控制模型包括异步协同最优AGC控制模型、常规机组调频模块、负荷、电力系统模块；异步协同最优AGC控制模型分别与风电场降载计算模块、常规调频机组模块连接，风电场降载计算模块、常规机组调频模块、负荷接入电力系统模块。

本发明一种风电场与常规调频机组异步协同最优AGC控制系统，有益效果如下：

1：本发明充分发挥风电场快速响应频率变化能力，使风电场参与AGC，提供部分调频容量。给出了具体的风电场与常规调频机组最优AGC控制模型，实现了风电场和常规调频机组二次调频指令的最优分配与协调，能有效减轻常规调频机组的调频压力，进一步达到改善系统的频率控制效果的目的。

2：本发明考虑了降载存在的机会成本，提出了风电场异步协同方法，减少了风电场二次调频控制次数和机组磨损，提高了风电场辅助服务的经济性。

3：本发明提出了一种风电场与常规调频机组异步协同参与电力系统二次调频的控制模型，为我国大规模风电场参与电力系统辅助服务提供了一种全新的技术解决方案。

4：从风电场参与二次调频控制面临的实际问题出发，本发明提出的风电场与常规调频机组异步协同最优AGC控制模型，明显改善了常规调频机组和风电场的配合问题，在工程上有很强的实用性。

5：本发明解决了风电场与常规调频机组之间的时间协调问题和分配问题，进一步达到改善系统的频率控制效果的目的。

附图说明

图1为风电机组二次调频响应模型功能框图。

图2为风电场与常规调频机组异步协同参与二次调频控制模型功能框图。

图3为风电场最大跟踪功率曲线图。

图4为区域负荷波动曲线图。

图5为系统频率偏差变化图。

图6为CPS1指标变化图。

图7为平稳风速下风电场异步协同调度点分布图。

具体实施方式

风电场与常规调频机组异步协同最优AGC控制系统，包括风电机组二次调频响应模型1、风电场与常规调频机组异步协同参与二次调频控制模型2。

所述电机组二次调频响应模型1，如图1所示，进一步包括风速预测模块4、风电场降载计算模块5、比例分配模块6、风电机组控制模块7。风速预测模块4将最大出力P_mppt，t发送给风电场降载计算模块5。风速预测模块4根据超短期风电功率预测风速变化趋势，以AGC机组调节指令下发时间间隔Δt＝5s为尺度采样，计算得到风电场最大功率点P_mppt，t。风电场降载计算模块5计算得到风电场降载运行实际出力为：

式中：P_mppt，t为t时刻风电场最大功率点跟踪(Maximum Power Point Tracking，MPPT)模式下的最大出力，ΔP_g＝dP_wg为风电场可调节备用的最大值，ΔP_w，t为t时刻风电场实际二次调频量，ω_t是风电场是否参与调频指令。风电场降载计算模块5将风电场总调节量P_w，t发送给比例分配模块6，比例分配模块6产生每台机组的发电量P_wi发送给风电机组控制模块7。

风电机组控制模块7采取全风速下的风电机组联合协调控制，具体内容包括：获取风电场风速，根据风速判断是否具备参与调频能力。切入风速y_in以下，切出风速v_out以上不具备调频能力。当风速在v_in≤v≤v_out内时，根据风速大小划分低、中、高风速模式。

①：低速模式风速范围，v_in＜v＜v_w1，采用超速控制。通过减载水平K％和风电场最大出力P_mppt，t计算参考转速ω_ref以实现减载运行；

②：中速模式风速范围，v_w1＜v＜v_w2，超速控制已经达到上限，联合协调桨距角控制，通过减载水平K％和P_mppt，t以及初始桨距角计算减载后的桨距角β实现减载运行；

③：高速模式风速范围为，v_w2＜v＜v_out，通过桨距角控制实现机组K％减载运行。

所述风电场与常规调频机组异步协同参与二次调频控制模型2，如图2所示，包括异步协同最优AGC控制模型3、常规机组调频模块8、负荷9、电力系统模块10；异步协同最优AGC控制模型3分别与风电场降载计算模块5、常规调频机组模块8连接，风电场降载计算模块5、常规机组调频模块8、负荷9接入电力系统模块10。

所述异步协同最优AGC控制模型3具体包括：

(1)目标函数：

式中：ΔP_i，t＝u_i，tR_i，t为t时刻AGC机组i的发电增量；u_i，t表示常规调频机组的调节指令；R_i，t为第i台AGC机组的线性调节速率；C_i为第i台机组的线性经济系数，可为电价或辅助服务费用等；S_AGC为AGC机组的集合；T为考核时段，t∈{0，…，T}；γ为弃风惩罚系数，ΔP_w，t为风电场二次调频量；

(2)系统功率平衡约束：

式中：为t时刻风电场实际出力，P_mppt，t为t时刻风电场最大功率点跟踪(MPPT)模式下的最大出力，ΔP_g＝dP_wg为风电场可调节备用的最大值，ΔP_w，t为t时刻风电场实际二次调频量，ω_t是风电场是否参与调频指令；P_i，t＝P_g，t+u_i，tr_i，t为t时刻第i台机组在t时刻的实际出力，P_g，t为第i台常规调频机组计划值，u_i，tr_i，t为第i台常规调频机组t时刻调频增量之和，u_i，k表示常规调频机组的调节指令，r_i，k表示第i台常规调频机组的线性调节速率。P_tie，t为t时刻联络线功率计划值，ΔP_tie，t为t时刻功率偏差；K_G，iΔf_t为第i台常规调频机组的一次调频功率；K_G，i为第i台常规调频机组的单位调节功率，Δf_t为t时刻频率增量；/>为第t时刻控制区域总负荷。

(3)风电场调频控制约束：

风电场调节量：

ΔP_w，t＝ω_tu_w，tr_w，t (4)

式中：ω_t是风电场是否参与调频指令变量，其中c表示风电场以变时间间隔接收频率控制指令与常规机组异步协同，风电场指令周期为常规调频机组的整数倍，也即c＝Δτ＝λΔt，(λ∈Z)，Δτ为风电场指令周期，Δt为常规调频机组指令周期；u_w，t是风电场调节指令，-1、0、1分别为风电场增加出力，出力不变，减少出力指令；r_w，t为风电场t时刻实际爬坡速率；

调度点爬坡速率约束：t时刻爬坡速率既要小于上一时刻t-1风电的下爬坡速率又要大于下一时刻点t+1风电的上爬坡速率：

r_wdown，t-1≤r_w，t≤r_wup，t+1 (7)

式中：r_wdown，t-1为上一时刻t-1风电的下爬坡速率，r_wup，t+1为下一时刻点t+1风电的上爬坡速率。

风电场有功出力约束：

式中：P_w，t 为风电场下限，为风电场最大功率点跟踪(MPPT)模式下的最大出力。

(4)常规机组调频控制约束：

常规调频机组有功出力约束：

式中：P_i，t，分别为第i台常规调频机组t时刻的有功出力上限和下限。

(5)联络线功率偏差约束：

式中：ΔP_tie 为第t时刻联络线功率偏差下限；为第t时刻联络线功率偏差上限。

(6)互联系统调频控制质量约束为：

CPS1指标约束：

式中：n为分钟数；K_cps1为CPS1考核指标值，一般要求K_cps1大于100％，接近而不远大于200％；E_{ACE，avg-1min}为每分钟区域控制偏差ACE的平均值；ΔF_avg-1min为每分钟频率偏差平均值；B_avg-1min为1min内控制区频率偏差系数的平均值；ε₁为互联电网全年实际频率与标准频率偏差的1min平均值的均方根；K_cps1 表示指标下限，一般设置为1.2；表示指标上限，一般设置为2.8。

CPS2指标约束：

式中：E_{ACE，avg-10min}为10min内被考核区域的ACE平均值；ε₁₀为10min内的平均频率偏差(与额定频率)均方根，一般采用上年全年作为计算周期计算得到；B为被考核区域的频率偏差系数；B_s为整个互联电网的频率偏差系数；L₁₀为10minACE平均值的限值。

(7)互联系统频率上下限约束：

式中：Δf_t为t时刻系统频率偏差，Δf为第t时刻系统频率偏差下限；为第t时刻系统频率偏差上限。

实施例：

如表1所示，系统区域内含有6台MW级火电调频机组和一座风电场。如图3所示。采用龙塘山风电场2019年某月风速生成风电场最大功率跟踪曲线，区域负荷波动如图4所示。控制区域频率偏差系数ε₁为12MW/0.1Hz；联络线功率偏差限制为±50MW；频率偏差限制为±0.2Hz；指令执行间隔为5s。仿真平台采用i7-7700K处理器，MATLAB2018b仿真软件。

表1右申机运行参数

例1：表2给出了0～10min内各调频机组指令及调节费用情况。如表2所示，6台常规机组总下令次数分别为21次(上调节指令)和32次(下调节指令)，风电场调频次数分别为10(上调节指令)和6(下调节指令)。风电场在协同点降载运行提供831.47MW的二次调频容量，承担了部分AGC调节容量。

表2调频机组指令及调节费用统计

图5、图6分别为频率偏差和CPS1指标曲线。如图5所示，频率偏差没有明显越过允许的控制上下限，这是因为风电参与调频，能额外提供部分调频容量，虽然总调频容量仍然不足，造成部分点出现频率偏差接近±0.2Hz的情况，但能整体的改善系统的频率偏差。如图6所示，CPS1指标的累积滚动变化值基本保持在1.9～2之间。

例2：仿真时长设置为20min。图7为风电场异步协同调度点分布，在700～1000s内，风速变化趋势大多相同，风电场的调频速率和调频备用也有限，风电机组不宜频繁启停，此时，风电调度点仅为8个，增加了风电场调频能力的可靠性。表3给出了调频机组的运行情况。如表3所示，风电场的机会成本仅有105万，有效降低了风电场的机会成本，系统整体经济性有了大幅度提升。

表3调频机组的运行情况

Claims (3)

1.风电场与常规调频机组异步协同最优AGC控制系统，其特征在于该系统包括：

风电机组二次调频响应模型(1)、风电场与常规调频机组异步协同参与二次调频控制模型(2)；

所述风电机组二次调频响应模型(1)包括风速预测模块(4)、风电场降载计算模块(5)、比例分配模块(6)、风电机组控制模块(7)；风速预测模块(4)将最大出力P_mppt,t发送给风电场降载计算模块(5)，风电场降载计算模块(5)将风电场总调节量P_w,t发送给比例分配模块(6)，比例分配模块(6)产生每台机组的发电量P_wi发送给风电机组控制模块(7)；

所述风电场与常规调频机组异步协同参与二次调频控制模型(2)包括异步协同最优AGC控制模型(3)、常规机组调频模块(8)、负荷(9)、电力系统模块(10)；异步协同最优AGC控制模型(3)分别与风电场降载计算模块(5)、常规调频机组模块(8)连接，风电场降载计算模块(5)、常规机组调频模块(8)、负荷(9)接入电力系统模块(10)；

所述风电场降载计算模块(5)计算得到风电场降载运行实际出力为：

式中：P_mppt,t为t时刻风电场最大功率点跟踪MPPT模式下的最大出力，ΔP_g＝dP_wg为风电场可调节备用的最大值；ΔP_w,t为t时刻风电场实际二次调频量，ω_t是风电场是否参与调频指令；

所述风电机组控制模块(7)采取全风速下的风电机组联合协调控制方法，包括：

获取风电场风速，根据风速判断是否具备参与调频能力，切入风速v_in以下，切出风速v_out以上不具备调频能力；当风速在v_in≤v≤v_out内时，根据风速大小划分低、中、高风速模式：

①：低速模式风速范围，v_in<v<v_w1，采用超速控制，通过减载水平K％和风电场最大出力P_mppt,t，计算参考转速ω_ref以实现减载运行；

②：中速模式风速范围，v_w1<v<v_w2，超速控制已经达到上限，联合协调桨距角控制，通过减载水平K％和P_mppt,t、以及初始桨距角，计算减载后的桨距角β，实现减载运行；

③：高速模式风速范围为，v_w2<v<v_out，通过桨距角控制，实现机组K％减载运行。

2.根据权利要求1所述风电场与常规调频机组异步协同最优AGC控制系统，其特征在于：所述风速预测模块(4)，根据超短期风电功率预测风速变化趋势，以AGC机组调节指令下发时间间隔Δt＝5s为尺度采样，计算得到风电场最大功率点P_mppt,t。

3.根据权利要求1所述风电场与常规调频机组异步协同最优AGC控制系统，其特征在于：所述异步协同最优AGC控制模型(3)包括：

(1)、目标函数：

式中：ΔP_i,t＝u_i,tR_i,t为t时刻AGC机组i的发电增量；

u_i,t表示常规调频机组的调节指令；

R_i,t为第i台AGC机组的线性调节速率；

C_i为第i台机组的线性经济系数，可为电价或辅助服务费用等；

S_AGC为AGC机组的集合；

T为考核时段，t∈{0,…,T}；

γ为弃风惩罚系数；

ΔP_w,t为风电场二次调频量；

(2)、系统功率平衡约束:

式中：为t时刻风电场实际出力；

P_mppt,t为t时刻风电场最大功率点跟踪MPPT模式下的最大出力；

ΔP_g＝dP_wg为风电场可调节备用的最大值；

ΔP_w,t为t时刻风电场实际二次调频量；

ω_t是风电场是否参与调频指令；

P_i,t＝P_g,t+u_i,tr_i,t为t时刻第i台机组在t时刻的实际出力；

P_g,t为第i台常规调频机组计划值；

u_i,tr_i,t为第i台常规调频机组t时刻调频增量之和；

u_i,k表示常规调频机组的调节指令；

r_i,k表示第i台常规调频机组的线性调节速率；

P_tie,t为t时刻联络线功率计划值；

ΔP_tie,t为t时刻功率偏差；

K_G,iΔf_t为第i台常规调频机组的一次调频功率；

K_G,i为第i台常规调频机组的单位调节功率；

Δf_t为t时刻频率增量；

P_L,t为第t时刻控制区域总负荷；

(3)、风电场调频控制约束:

风电场调节量：

△P_w,t＝ω_tu_w,tr_w,t (4)

式中：ω_t是风电场是否参与调频指令变量；

c表示风电场以变时间间隔接收频率控制指令与常规机组异步协同，风电场指令周期为常规调频机组的整数倍，也即c＝Δτ＝λΔt,λ∈Z，Δτ为风电场指令周期，Δt为常规调频机组指令周期；

u_w,t是风电场调节指令，-1、0、1分别为风电场增加出力，出力不变，减少出力指令；

r_w,t为风电场t时刻实际爬坡速率；

调度点爬坡速率约束：

t时刻爬坡速率既要小于上一时刻t-1风电的下爬坡速率又要大于下一时刻点t+1风电的上爬坡速率：

r_wdown,t-1≤r_w,t≤r_wup,t+1 (7)

式中：r_wdown,t-1为上一时刻t-1风电的下爬坡速率，r_wup,t+1为下一时刻点t+1风电的上爬坡速率；

风电场有功出力约束：

式中：P_w,t 为风电场下限，为风电场最大功率点跟踪(MPPT)模式下的最大出力；

(4)、常规机组调频控制约束：

常规调频机组有功出力约束：

式中：P_i,t，分别为第i台常规调频机组t时刻的有功出力上限和下限；

(5)、联络线功率偏差约束:

式中：ΔP_tie 为第t时刻联络线功率偏差下限；为第t时刻联络线功率偏差上限；

(6)、互联系统调频控制质量约束为:

CPS1指标约束：

式中：

n为分钟数；K_cps1为CPS1考核指标值，一般要求K_cps1大于100％，接近而不远大于200％；E_{ACE，avg-1min}为每分钟区域控制偏差ACE的平均值；ΔF_avg-1min为每分钟频率偏差平均值；B_avg-1min为1min内控制区频率偏差系数的平均值；ε₁为互联电网全年实际频率与标准频率偏差的1min平均值的均方根；K_cps1 表示指标下限，一般设置为1.2；表示指标上限，一般设置为2.8；

CPS2指标约束：

式中：E_{ACE，avg-10min}为10min内被考核区域的ACE平均值；ε₁₀为10min内的平均频率偏差均方根，一般采用上年全年作为计算周期计算得到；B为被考核区域的频率偏差系数；B_s为整个互联电网的频率偏差系数；L₁₀为10minACE平均值的限值；

(7)、互联系统频率上下限约束:

式中：Δf_t为t时刻系统频率偏差，Δf为第t时刻系统频率偏差下限；为第t时刻系统频率偏差上限。