CN114069655A - 一种风电场一次调频、二次调频协调控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种风电场一次调频、二次调频协调控制方法，该方法首先通过一次调频设备实时采集并网点频率信号，当超出死区范围时，计算一次调频功率ΔP₁，并传送至能量管理平台，能量管理平台通过一次调频、二次调频协调控制方法，得到各风电机组有功功率给定值，其中风电机组采用自适应惯量系数的VSG技术。本发明能够有效降低集中调频风电场一次、二次调频切换过程中存在的功率振荡幅值，且本地风电机组具备模拟同步发电机的惯性阻尼特性，可以根据角频率的变化率自适应调节转动惯量系数，有效地降低功率变化的超调量，缓解了频率突变，提高了发电系统的稳定性。

Description

一种风电场一次调频、二次调频协调控制方法

技术领域

本发明涉及一种风电场一次调频、二次调频协调控制方法，属于风电场并网运行控制技 术领域。

背景技术

随着新能源渗透率逐渐的升高，必然降低了具有转动惯量、阻尼特性的常规同步发电机 出力空间，特别是北方冬季“以热定电”的热电联产机组较多，部分常规发电机组已按照 “负备用”开机方式运行，大量同步发电机组被新能源电源替代，电源结构发生较大变化， 能够用于电网快速调频的资源日渐减少。同时由于直流闭锁、切机或负荷突变等紧急情况导 致电网频率发生扰动时，若新能源电站不具备响应系统频率变化的一次调频能力和类似于同 步发电机的阻尼特性，将进一步增加系统发生故障扩大及停电的风险。与英国8·9停电事 故突显的问题一样，我国风电并网电源渗透率或超高压直流输电比例较高的地区，若发电功 率与负荷需求出现不平衡，造成频率波动并触发一次调频动，而风电场或者换流站等电力电 子控制电源不具备惯性响应过程，无法主动支撑系统频率变化，一定频率变化可能会触发大 规模风电脱网，部分电网将面临崩溃。

将DFIG的变流器控制算法进行虚拟同步发电机(VSG)改进，可使DFIG具备与同步发 电机组相类似的调频、调压特性，当电网有功功率指令或频率发生突变时，风电场能主动支 撑电网频率和有功功率，抑制系统频率变化。若不能协调风电场一次调频和二次调频，对系 统稳定性会造成严重影响，如图1所示，频率瞬间跌落后，有功功率出现了二次跌落，而图 2中频率瞬间升高期间，有功功率出现了反向超调。

目前，风电场有功功率-频率控制系统改造主要采用集中控制方式，如图3中所示，风 场层新增一台一次调频设备，实时监测电网频率，根据有功—频率下垂特性曲线，计算总调 频功率指令ΔP，将ΔP发送给能量管理平台，能量管理平台再将ΔP均分给各个风电机组， 风电机组功率给定变为P_load+ΔP/n，机组采用超速控制参与一次调频控制。电力行业标准 《电力系统网源协调技术规范》(DL/T 1870-2018)已明确要求，风电场一次调频策略应能 与调度AGC二次调频指令良好配合，且风电场有功功率的控制给定值为调度AGC有功指令 值与一次调频响应调节量的代数和，能量管理平台采用反向闭锁AGC有功指令，根据调度 AGC指令和一次调频指令的先后次序和类型，自主协调风电场一次调频和二次功率下发。 当一次调频与调度AGC有功功率指令方向相反且电网频率低于额定频率0.1Hz时闭锁AGC 减负荷指令，当一次调频与调度AGC有功功率指令方向相反且电网频率高于额定频率0.1Hz 时闭锁AGC加负荷指令。然而上述方法容易造成一次、二次调频切换过程中功率超调，对 系统稳定性带来严重影响。

发明内容

针对以上不足，本发明提供一种风电场一次调频、二次调频协调控制方法，目的是使其 充分利用风电机组调频能力，实现风电场一次调频和二次调频之间的协调控制，降低风电场 一次调频、二次调频切换过程中的功率超调或波动。

本发明是通过以下技术方案实施的：

一种风电场一次调频、二次调频协调控制方法，采用了由多台风电机组、能量管理平 台、一次调频设备、场站AGC、主站AGC构成的风电场一次调频、二次调频控制系统，AGC为自动发电控制系统，所述一次调频、二次调频协调控制方法包括以下步骤：

步骤1：一次调频设备实时检测并网点频率，判断频率偏差值是否超出死区范围，若超 出死区范围则计算风电场一次调频功率ΔP₁，并将一次调频功率ΔP₁传送至能量管理平台；

步骤2：能量管理平台实时监测多台风电机组的运行状态，包括但不限于有功功率、备 用容量，能量管理平台同时接收场站AGC二次调频功率ΔP₂指令和一次调频设备的一次调频 功率ΔP₁指令，场站AGC通过远动与电网调控中心主站AGC相连并受主站AGC控制；

步骤3：能量管理平台根据接收到的场站二次调频指令和一次调频功率ΔP₁指令进行一 次、二次调频协调控制，能量管理平台通过判断一次调频功率ΔP₁是否大于风电场总体备用 容量ΔP_Load，计算得出每台机组有功功率给定，并由能量管理平台下发至每台风电机组；同 时，能量管理平台根据接收到的场站AGC二次调频功率ΔP₂指令进行二次调频，能量管理平 台通过判断二次调频功率ΔP₂是否大于风电场总体备用容量ΔP_Load，计算得出每台机组有功功 率给定，并由能量管理平台下发至每台风电机组；若ΔP₁、ΔP₂大于备用容量ΔP_Load，则以备 用容量作为调频功率，并由能量管理平台下发至每台风电机组。

所述步骤3中，在进行一次调频和二次调频时，对一次调频和二次调频是否为同向调节 进行判断，若一次调频和二次调频为同向调节，取一次调频和二次调频中的调频功率最大值 作为风电机组的有功功率给定；若一次调频和二次调频为反向调节，则一次调频优先级，一 次调频继续作用，二次调频不起作用，能量管理平台采用反向闭锁AGC有功指令策略。

所述风电机组采用虚拟同步发电机VSG，并网模式下，虚拟同步发电机VSG模拟调速 器部分只保留虚拟惯性部分对频率变化进行支撑，根据虚拟同步发电机角速度变化情况调整 虚拟同步发电机的转动惯量，转动惯量的计算式如下：

式中，J₀为初始转动惯量，由机组设定的惯量时间常数确定；m为频率变化率系数，用于校正频率变化率的幅值；ω_D为角频率死区；ω为虚拟同步发电机的角速度；ω₀为电网同步电角速度。

本发明具体技术效果：本发明能够有效降低集中调频风电场一次、二次调频切换过程中 存在的功率振荡幅值，通过协调一次、二次调频策略，控制风电场整体输出功率满足调度和 并网点频率范围要求，使风电场一次、二次调频切换过程中功率波动最小；本发明包含风电 场一次调频、二次调频控制流程，设计了多VSG风电场的虚拟惯量自适应的一次、二次调 频协调控制方法，有效降低了集中调频风电场一次、二次调频切换过程中存在的功率振荡幅 值，同时，本地风电机组具备模拟同步发电机的惯性阻尼特性，可以根据角频率的变化率自 适应调节转动惯量系数，有效地降低功率变化的超调量，缓解了频率突变，提高了发电系统 的稳定性。

附图说明

图1是风电场AGC功率给定降低10％P_n，电网频率突然由50.00增加至50.02Hz时，风电场有功功率出力曲线。

图2是风电场AGC功率给定增加10％P_n，电网频率突然由50.00跌落至49.8Hz时，风电场有功功率出力曲线。

图3是基于集中控制的风电场一次调频、二次调系统网络拓扑图。

图4是风电场一次调频、二次调频协调控制方法流程图。

图5是双馈风电机组转子侧变流器虚拟同步控制结构图。

图6是双馈风电机组转子侧变流器转动惯量自适应控制图。

图7是本发明仿真系统结构图。

图8是风电场并网点有功功率波形图。

图9是一次、二次调频下各VSG有功功率波形图。

具体实施方式

本发明提出在一次调频过程中，收到调度二次调频的功率给定，能量管理平台采用反向 闭锁AGC有功指令策略，当同向调节时，调频功率给定选取两者中调节功率最大值。

本发明具体实现方式如图4所示，其中P₀为风电场当前有功功率，ΔP₁为一次调频功 率，

P_i0为第i台风电机组当前有功功率，P₂为AGC有功功率给定，ΔP₂为AGC 二次调频调节功率，ΔP₂＝P₂-P₀，n为风电机组台数，具体步骤如下：

第一步，风电场一次调频装置实时检测并网点频率，判断频率偏差值是否超出死区范 围，死区范围为49.95Hz≤f≤50.05Hz，若超出死区范围则计算风电场一次调频功率ΔP₁，并 将一次调频功率ΔP₁传送至能量管理平台；

第二步，能量管理平台接收到一次调频功率ΔP₁，判断ΔP₁是否大于风电场总体备用容量 ΔP_Load，若ΔP_Load＜|ΔP₁|，则每台机组功率给定

为：

若ΔP_Load≥|ΔP₁|，则每台机组功率给定

为：

同时，能量管理平台接收二次调频指令P₂，并计算二次调频功率ΔP₂：

ΔP₂＝P₂-P₀ (3)

判断ΔP1*ΔP2是否大于零，若小于零，则一次调频和二次调频为反向调节，一次调频 优先级，一次调频继续作用，二次调频不起作用；若大于零，即同向调节，能量管理平台判 断一次调频功率|ΔP₁|是否大于二次调频功率|ΔP₂|，若|ΔP₁|≥|ΔP₂|，则继续执行一次调频命令。

若|ΔP₁|＜|ΔP₂|，能量管理平台判断ΔP₂是否大于风电场总体备用容量是否ΔP_Load，若 ΔP_Load＜|ΔP₂|，则每台机组功率给定

为：

若ΔP_Load≥|ΔP₂|，则每台机组功率给定

为：

第三步，能量管理平台判断

是否大于零，若大于零，则每台机组功率给定

为：

若

则每台机组功率给定

为：

即风电场一次调频、二次调频同向调节时，取一次调频、二次调频两者最大调频功率值 作为风电机组功率给定。

本发明充分考虑了风电机组调频能力，每台风电机组均采用VSG控制，控制策略如图 5所示，内环仍为传统的转子励磁电流内环控制。功率外环则引入VSG控制来为电网提供必 要的惯性和阻尼，VSG控制外环生成转子三相电流的参考值后，再经过两相坐标旋转变换 即d-q变换后，得到内环转子励磁电流在同步旋转坐标系d、q轴的参考值i^* _rd和i^* _rq，VSG控制外环的输出信号将被作为转子励磁电流内环的输入参考信号，两者之间构成一个双闭环 控制结构。

在VSG的有功控制环路中，P_ref为风电机组的功率给定值，P为定子端实时输出的电磁 功率，当并网点频率扰动超出死区范围时，会打破风电机组机械功率与电磁功率之间的平 衡，由于虚拟同步发电机策略使风电机组已具备了惯性响应能力，功率将不会发生突变，其 稳定惯性时间常数与J、D、K_ω有关。同样地，调节VSG控制外环中的无功功率可对应地调 节内电势的幅值，进而保证了转子励磁电流和电压参考值的幅值大小。在VSG无功控制环 路中，无功功率的偏差值经PI控制器调节后，生成虚拟同步发电机的内电势幅值E，然后结合有功控制环路输出的相位角，得到VSG内电势的三相电压向量e_abc，三相电压e_abc与定子实际电压的差值除以虚拟阻抗R_V+L_V，生成转子励磁电流参考值。因此，通过调节VSG 控制外环的内电势，即可调节内环转子励磁电流幅值，模拟了同步发电机的电磁调节特性。

每台机组可以根据自身运行工况进行单机转动惯量自适应优化，控制框图如图6所示， 并网模式下，由于最终频率保持恒定，所以与传统VSG相比，模拟调速器部分只保留了虚 拟惯性部分对频率变化进行支撑，去掉了频率下垂控制环节，根据虚拟同步发电机角速度变 化情况调整虚拟同步发电机的转动惯量，实现转子惯量自适应调节控制，解决了一次、二次 调频协调过程中频率二次跌落的问题，提升了风电主动惯量支撑能力，既保证了风电机组自 身稳定性，又改善了风电频率适应性。

转动惯量的计算式如下：

式中，J₀为初始转动惯量，由机组设定的惯量时间常数确定；m为频率变化率系数，用于校正频率变化率的幅值；ω_D为角频率死区；ω为虚拟同步发电机的角速度；ω₀为电网同步电角速度。

第四步，最后对本发明提出的一种基于VSG技术的风电场一次及二次调频协调控制方法 进行验证，具体采用了图7所示的仿真系，电网采用电压源模拟，频率可以被改变，风电机 组运行额定容量为15kW，减载d％＝10％，四台风电机组风速为分别为9m/s、9m/s、8m/s、 8m/s，机组运行在并网PQ模式，VSG₁和VSG₂有功功率为10000W，VSG₃和VSG₄有功功 率为8000W。当t＝4s时，设置电网频率突然由50.00跌至49.94Hz，风电场一次调频启动， t＝7s时，电网频率恢复。t＝6s时，二次调频给定，P₂＝50000W，此时仍为一次调频策略作 用，四台VSG提供了4kW额外有功功率，小于总的备用容量，而二次调频功率P₂大于所 留备用容量，通过一次、二次调频协调控制策略，当一次调频和二次调频为同向调节时，选 取两者中最大值作为调频功率给定，所以闭锁一次调频有功给定，以最大备用容量6kW为 风电场总有功调节量，每台VSG以当前风速下最大有功功率输出，如图8和图9所示。由 仿真结果可以看出，采用惯量系数自适应策略，一次、二次调频功率切换期间，存在较小的 有功超调和功率振荡，实现了场站级一次、二次调频协调控制。

Claims (3)

1.一种风电场一次调频、二次调频协调控制方法，采用了由多台风电机组、能量管理平台、一次调频设备、场站AGC构成的风电场一次调频、二次调频控制系统，其特征在于，所述一次调频、二次调频协调控制方法包括以下步骤：

步骤1：一次调频设备实时检测并网点频率，判断频率偏差值是否超出死区范围，若超出死区范围则计算风电场一次调频功率ΔP₁，并将一次调频功率ΔP₁传送至能量管理平台；

步骤2：能量管理平台实时监测多台风电机组的运行状态，包括但不限于有功功率、备用容量，能量管理平台同时接收场站AGC二次调频功率指令ΔP₂和一次调频设备的一次调频功率指令ΔP₁，场站AGC通过远动与电网调控中心主站AGC相连并受主站AGC控制；

步骤3：能量管理平台根据接收到的场站AGC二次调频指令和一次调频功率ΔP₁指令进行一次、二次调频协调控制，能量管理平台通过判断一次调频功率ΔP₁是否大于风电场总体备用容量ΔP_Load，计算得出每台机组有功功率给定，并由能量管理平台下发至每台风电机组；同时，能量管理平台根据接收到的二次调频功率ΔP₂指令进行二次调频，能量管理平台通过判断二次调频功率ΔP₂是否大于风电场总体备用容量ΔP_Load，计算得出每台机组有功功率给定，并由能量管理平台下发至每台风电机组；若ΔP₁、ΔP₂均大于备用容量ΔP_Load，则以备用容量作为调频功率，并由能量管理平台下发至每台风电机组。

2.如权利要求1所述的一种风电场一次调频、二次调频协调控制方法，其特征在于：所述步骤3中，在进行一次调频和二次调频时，对一次调频和二次调频是否为同向调节进行判断，若一次调频和二次调频为同向调节，取一次调频和二次调频中的调频功率最大值作为风电机组的有功功率给定；若一次调频和二次调频为反向调节，则一次调频优先级，一次调频继续作用，二次调频不起作用，能量管理平台采用反向闭锁AGC有功指令策略。

3.如权利要求1所述的一种风电场一次调频、二次调频协调控制方法法，其特征在于：所述风电机组采用虚拟同步发电机VSG，并网模式下，虚拟同步发电机VSG模拟调速器部分只保留虚拟惯性部分对频率变化进行支撑，根据虚拟同步发电机角速度变化情况调整虚拟同步发电机的转动惯量，转动惯量的计算式如下：

式中，J₀为初始转动惯量，由机组设定的惯量时间常数确定；m为频率变化率系数，用于校正频率变化率的幅值；ω_D为角频率死区；ω为虚拟同步发电机的角速度；ω₀为电网同步电角速度。

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