含風力發(fā)電的互聯(lián)電力系統(tǒng)自動發(fā)電控制優(yōu)化方法研究

楊仁杰李宇星吳紹云劉 柳焦 坤

(1.國網(wǎng)安徽省電力有限公司檢修分公司,安徽合肥230000;2.國網(wǎng)四川省電力有限公司德陽供電公司,四川 德陽618000)

0 引言

隨著傳統(tǒng)化石能源的日益消耗以及全球溫室效應不斷加劇,環(huán)境污染問題十分嚴峻,因此推進發(fā)展可再生能源顯得尤為重要。由于風能具有無污染性、經(jīng)濟可行性高的特點,逐漸被公認為最為重要和最具有發(fā)展前景的可再生能源之一[1-3]。根據(jù)我國相關(guān)部門統(tǒng)計,截止到2017年底,我國風電累計裝機容量達到了1.840 3×108k W,風電滲透率已達9.2%[4],根據(jù)國家能源局“十三五”規(guī)劃,在2020年風電裝機容量要超過2.1×108k W,意味著風電在電力系統(tǒng)中的占比進一步提高。但是由于自然界風力變化的強隨機性以及間接性導致風電場的輸出功率不斷變化,從而加深了網(wǎng)源建設的矛盾,風電棄風限電現(xiàn)象日益嚴重,加之風電機組獨特的結(jié)構(gòu)與運行方式,使其不具備類似于傳統(tǒng)發(fā)電機組的頻率響應能力,大量的風電并網(wǎng)會對電力系統(tǒng)穩(wěn)定性產(chǎn)生不利影響,一定程度上制約了電網(wǎng)對風電的消納能力,因此大規(guī)模風電并網(wǎng)應具備參與電網(wǎng)調(diào)頻的能力。

風電機組按調(diào)頻原理不同可分為轉(zhuǎn)子動能控制和有功備用控制,轉(zhuǎn)子動能控制主要包括虛擬慣性控制、下垂控制、綜合慣性控制以及短時功率控制,有功備用控制包括超速減載控制與槳距角控制。轉(zhuǎn)子動能控制指的是在風電機組的有功控制系統(tǒng)引入相關(guān)的頻率控制環(huán)節(jié),從而實現(xiàn)旋轉(zhuǎn)動能與電磁功率的相互轉(zhuǎn)化[5]。文獻[6]提出風電機組轉(zhuǎn)子側(cè)變流器可以附加一個短時過載功率,增加有功參考輸出,參與系統(tǒng)調(diào)頻;文獻[7]提出利用虛擬慣性控制使風電機組釋放轉(zhuǎn)子旋轉(zhuǎn)動能響應系統(tǒng)頻率變化,但因為轉(zhuǎn)速恢復環(huán)節(jié)會從電網(wǎng)吸收有功功率,導致頻率的二次跌落;文獻[8]根據(jù)不同的風速工況整定下垂控制參數(shù),模擬傳統(tǒng)同步發(fā)電機的靜態(tài)功-頻特性曲線,參與電網(wǎng)一次調(diào)頻;文獻[9]綜合了虛擬慣性控制以及下垂控制,在風電機組有功功率控制環(huán)節(jié)通過引入頻率偏差與頻率變化率進一步提高了風機的頻率響應能力;文獻[10-11]提出了在轉(zhuǎn)速不變的情況下,通過增大槳距角使風機運行點位于次優(yōu)功率點,留有有功備用參與電網(wǎng)調(diào)頻;文獻[12-13]通過轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速超速控制使得最大功率跟蹤控制(maximum power point tracking,MPPT)運行曲線右移,在頻率下降時,轉(zhuǎn)速降低,從而增加風電機組出力響應頻率變化;文獻[14-15]提出一種全風速段結(jié)合超速減載和槳距角控制的綜合調(diào)頻控制方案,充分發(fā)揮風電機組的一次調(diào)頻潛力;文獻[16]利用下垂系數(shù)控制器和槳距角控制器使風電機組輔助水電機組參與調(diào)頻;文獻[17]綜合利用風電頻率響應速度快、火電響應持久的特點提出一種風電輔助火電調(diào)頻的聯(lián)合控制策略;文獻[18]提出一種基于可變控制參數(shù)的雙饋異步風力發(fā)電機(doubly fed induction generator,DFIG)與常規(guī)同步發(fā)電機相互協(xié)調(diào)的一次調(diào)頻方法,從而提高風電調(diào)頻能力以及風電消納能力。

綜上所述,目前國內(nèi)外有很多關(guān)于風電調(diào)頻的研究成果,但是很少會考慮風電場可以主動參與電網(wǎng)的頻率調(diào)節(jié),為了抑制由系統(tǒng)內(nèi)部不同種類的擾動引發(fā)頻率變化,有必要采用自動發(fā)電控制(automatic generation control,AGC)把風電場納入電力系統(tǒng)調(diào)頻控制,從而保證電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行。

本文通過研究風力機的機械特性,兼顧風電機組并網(wǎng)的經(jīng)濟性確定高風速工況下風電機組限功率運行;其次根據(jù)各發(fā)電廠裝機容量、有功備用容量、調(diào)頻能力等因素,在風電場有功功率控制環(huán)節(jié)引入?yún)^(qū)域控制誤差(area control error,ACE)信號,搭建含有風電機組的AGC模型,把系統(tǒng)調(diào)頻的任務下發(fā)到各發(fā)電廠,實現(xiàn)風電場和常規(guī)電源廠間的頻率協(xié)調(diào)控制;改進了傳統(tǒng)的變槳機構(gòu),提出一種高風速運行工況下限功率運行的風電機組參與電網(wǎng)二次調(diào)頻控制策略,這樣不僅可以充分利用風電場調(diào)頻的快速性,也可以發(fā)揮常規(guī)發(fā)電機組的持續(xù)性,做到協(xié)同響應系統(tǒng)頻率變化,保證電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行。最后通過算例仿真驗證本文所提控制策略的有效性。

1 風電機組參與電網(wǎng)AGC調(diào)頻控制方案

1.1 風電機組空氣動力學模型

根據(jù)空氣動力學原理,風力機捕獲的機械功率可表示為

式中:ρ為空氣密度;CP為風能利用系數(shù);λ為葉尖速比;β為槳距角;R為風輪機半徑;v為風速;且葉尖速比λ為

式中:ωr為風輪機轉(zhuǎn)子的角速度,而Cp(λ,β)可進一步表示為

由式(3)知,同一風況下風輪捕獲的機械功率取決于風能利用系數(shù)Cp(λ,β),當風機運行于最大功率追蹤模式時,在轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速一定的情況下,不同的槳距角βi對應著不同的輸出功率,且隨著槳距角的增大風機出力減小,因此風機可以通過調(diào)整槳距角βi,留有功率備用參與系統(tǒng)的調(diào)頻控制。圖1為不同槳距角時轉(zhuǎn)速恒為ωopt時風輪機特性曲線簇。

圖1 不同槳距角下風機的C P-λ特性曲線Fig.1 C P-λcharacteristic curves of doubly-fed wind turbine at different pitch angles

1.2 風電機組變槳控制原理

當轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速為ωopt時,P1為β1=0時最大功率追蹤模式下的最大機械功率,隨著β1至β3等間隔遞增,在同一最優(yōu)轉(zhuǎn)子ωopt情況下風輪機的機械功率Pm隨著轉(zhuǎn)速β發(fā)生相應的變化。當運行于MPPT模式下,變槳距風輪機存在唯一使得CP取得極大值,且滿足:

從而最優(yōu)葉尖速比λopt(βi)滿足以下關(guān)系:

由于1點也為位于極佳功率曲線Popt1,故有:

假設槳距角減載水平為k%,則相同風速下可知變槳減載后風輪機輸出的機械能Pdel_β為

式(7)表明,減載水平為k%與槳距角βi。通過調(diào)整槳距角βi可使得系統(tǒng)留有一定的功率備用,在承擔調(diào)頻任務時對系統(tǒng)進行長期的有功支撐。假定初始槳距角為β1,由式(3)可推出滿足減載一定減載比例的預置槳距角βm為

1.3 基于改進槳距角控制的DFIG機組參與AGC控制方案

當系統(tǒng)發(fā)生負荷擾動導致功率不平衡時,DFIG機組通過不斷調(diào)整自身出力參與到系統(tǒng)頻率調(diào)節(jié)中,圖2給出了風機的頻率響應特性曲線。

圖2 雙饋風機的頻率特性曲線Fig.2 Frequency characteristic curve of doubly fed fan

圖2可分為4個象限:象限Ⅰ為DFIG頻率偏差-槳距角特性曲線,使得槳距角可以響應系統(tǒng)頻率變化;象限Ⅱ為DFIG的功頻靜態(tài)特性曲線;象限Ⅲ為風輪機的風能利用系數(shù)-功率特性曲線,可由式(5)確定;象限Ⅳ為槳距角-風能利用系數(shù)特性曲線,可通過式(3)(4)確定。當系統(tǒng)頻率為額定值f1時,此時DFIG的槳距角為β1,有功出力為PW1,當系統(tǒng)發(fā)生有功負荷擾動增大時,系統(tǒng)頻率下降,在風速不變的情況下風電機組可以根據(jù)二次調(diào)頻的控制信號ΔPW,通過槳距角控制機構(gòu)調(diào)節(jié)槳距角到β2,此時有功出力增大至PW2。

為了使雙饋風機能夠主動響應系統(tǒng)AGC控制信號,本文改進了風電機組的槳距角結(jié)構(gòu),如圖3所示。

其中改進后的風機槳距角控制方程為

式中:Ts表示槳距角伺服機構(gòu)的時間常數(shù);β0為DFIG機組減載運行時的預置槳距角,可以通過式(7)(8)計算得出;E0為變槳減載控制環(huán)節(jié)的使能信號,當E0為0時,不觸發(fā)變槳減載控制,意味著β0為0,當E1為1時,通過計算β0,增大槳距角至β0;Δβω為轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速限速保護控制,當風速過高時,風機轉(zhuǎn)速已達到閾值范圍的極大值,此時通過限速控制調(diào)整槳距角,從而降低有功輸出維持轉(zhuǎn)速在額定值附近;ΔβAGC為槳距角響應系統(tǒng)二次調(diào)頻信號的槳距角增量;E1為槳距角補償控制的使能信號,當E1為1時,DFIG機組可以響應AGC下達至風電場控制器調(diào)頻信號,當E1為0時,DFIG不參與到系統(tǒng)頻率調(diào)節(jié)中。

圖3 基于改進槳距角結(jié)構(gòu)的風電機組參與電網(wǎng)二次調(diào)頻方案Fig.3 Scheme of wind turbine participating in secondary frequency regulation of power grid based on improved pitch angle structure

式中:ΔPW為AGC下達的二次調(diào)頻控制信號;Pset為風電機組計劃功率設定值;Pe為DFIG的輸出電磁功率;KP和KI分別是槳距角響應系統(tǒng)AGC信號控制器的比例增益系數(shù)與積分增益系數(shù)。

其中Popt1由式(5)求出,TW為DFIG機組變流器時間常數(shù),從而ΔPW可表示為

式中Pe0為DFIG的初始電磁功率。

改進的槳距角控制系統(tǒng),可以通過使能信號E0觸發(fā)變槳減載控制環(huán)節(jié),根據(jù)調(diào)度指令下達給風電場的減載水平指令按照靈活配置風電場的二次調(diào)頻有功備用,將AGC信號引入到槳距角補償控制環(huán)節(jié)中,通過功率控制與轉(zhuǎn)速控制相結(jié)合的槳距角控制可以按照使能信號E1靈活響應調(diào)度指令下達給風電場的有功增量信號ΔPW調(diào)整槳距角參與到系統(tǒng)的頻率二次調(diào)節(jié)過程中去,分擔系統(tǒng)的同步機二次調(diào)頻任務。由于二次調(diào)頻響應時間一般為系統(tǒng)發(fā)生有功擾動后的30 s到5 min之內(nèi),槳距角的伺服機構(gòu)時間常數(shù)往往為s級,變化范圍為±45°,變化速度為±(4～10)°/s,因此DFIG在系統(tǒng)的二次調(diào)頻中具有快速功率爬坡能力,極大地提高了系統(tǒng)的頻率響應能力。

2 計及風力發(fā)電的區(qū)域互聯(lián)電網(wǎng)AGC模型

為了平抑系統(tǒng)內(nèi)不同種類擾動引發(fā)的功率不平衡以及頻率變化,有必要將風力發(fā)電納入到AGC管理中,因此對AGC提出了更高的要求,從而保證電力系統(tǒng)運行穩(wěn)定,提高電網(wǎng)對風力發(fā)電的消納能力。

2.1 含風力發(fā)電的電力系統(tǒng)頻率二次調(diào)節(jié)原理

互聯(lián)電力系統(tǒng)的二次調(diào)頻從本質(zhì)上來說當系統(tǒng)的有功功率平衡關(guān)系被破壞(如發(fā)電機切機和啟動,負荷的增加和減少等),在一次調(diào)頻控制實現(xiàn)的頻率和聯(lián)絡線潮流有差調(diào)節(jié)的基礎之上,各控制區(qū)域啟動輔助控制環(huán)節(jié),通過改變發(fā)電機調(diào)速系統(tǒng)使得系統(tǒng)有功功率重新達到額定點的平衡,從而實現(xiàn)頻率無差調(diào)節(jié),把ACE信號通過恢復性積分環(huán)節(jié)作用于各個調(diào)頻廠的發(fā)電機組。

當控制區(qū)域i采用定頻率控制(flat frequency control,FFC),其區(qū)域誤差控制為

式中:Δf i為控制區(qū)域i的頻率偏差;βi為區(qū)域i的頻率修正系數(shù)。

當控制區(qū)域j采用聯(lián)絡線功率以及頻率偏差控制(tie line bias frequency control,TBC),其控制目標為迅速實現(xiàn)本區(qū)域頻率無差調(diào)節(jié)以及聯(lián)絡線交換功率恢復至額定值,該區(qū)域誤差控制為

式中:Δf j為控制區(qū)域j的頻率偏差;βj為區(qū)域j的頻率修正系數(shù);ΔPtieij為控制區(qū)域i與控制區(qū)域j的聯(lián)絡線交換功率偏差,其計算公式為

式中:Ptieij為控制區(qū)域i與控制區(qū)域j的聯(lián)絡線交換功率實際值;PStieij為交換功率計劃值。

電力系統(tǒng)的二次調(diào)頻往往采用比例積分調(diào)節(jié)法實現(xiàn)頻率無差調(diào)節(jié),即

式中:ΔP″G為同步發(fā)電機組參與二次調(diào)頻的有功增量;αG為參與調(diào)頻因子。

根據(jù)同步機二次調(diào)頻方程定義風電場調(diào)頻方程:

式中:ΔP″W為DFIG在二次調(diào)頻過程中的有功增量;αW為DFIG參與二次調(diào)頻的參與因子。

只有滿足Δf=0時二次調(diào)頻控制器作用才會結(jié)束實現(xiàn)頻率的無差調(diào)節(jié),當系統(tǒng)中m臺同步發(fā)電機組與n臺DFIG機組均為AGC機組時,上式聯(lián)立可得:

式中:αGi以及αWj分別對應同步發(fā)電機組與風電機組承擔系統(tǒng)調(diào)頻任務的參與因子;ΔP″Gi為第i臺同步發(fā)電機組的有功出力變化量;ΔP″Wj為第j臺風電機組的承擔調(diào)頻任務的有功出力變化量。

從而推出系統(tǒng)內(nèi)AGC機組的有功出力之和ΔP″∑為

式中αsys為等效參與因子。

由式(19)可知,當DFIG并網(wǎng)運行不參與系統(tǒng)頻率的二次調(diào)節(jié)時,αWj=0,此時αsys僅取決于系統(tǒng)內(nèi)各同步發(fā)電機組的αGi,當DFIG通過槳距角控制參與到系統(tǒng)頻率二次調(diào)節(jié)過程中,αsys隨著DFIG機組參與調(diào)頻的數(shù)量而增加,也緩解了同步發(fā)電機組的二次調(diào)頻壓力。因此隨著大規(guī)模風電并網(wǎng)有必要將風力發(fā)電納入到AGC管理中,從而維持系統(tǒng)安全與穩(wěn)定運行。

2.2 計及風力發(fā)電的電力系統(tǒng)AGC控制策略

在互聯(lián)電力系統(tǒng)中,負荷頻率控制要求滿足在確保聯(lián)絡線交換功率維持在計劃值的情況下,每個區(qū)域電網(wǎng)僅承擔本區(qū)域內(nèi)負荷擾動導致的調(diào)頻任務,僅在嚴重的負荷擾動下或者有功不平衡下才會通過聯(lián)絡線進行相應的功率交換,對相鄰區(qū)域進行短時間的有功支撐,基于上述理論分析,圖4給出了計及風力發(fā)電的電力系統(tǒng)頻率響應模型。

圖4 計及風力發(fā)電的電力系統(tǒng)頻率響應模型Fig.4 Frequency response model of power system considering wind power generation

為此可以對上述電力系統(tǒng)響應模型劃分3個層面:風電機組層、風電場層以及含風電系統(tǒng)層。

1)含風電系統(tǒng)層:測量該區(qū)域發(fā)電廠母線處的電壓頻率值,計算該區(qū)域的頻率偏差,測量區(qū)域間聯(lián)絡線的功率交換值。通過式(15)計算相鄰2個區(qū)域的聯(lián)絡線交換功率偏差。通過式(14)計算該區(qū)域ACE信號值,經(jīng)式(19)計算該區(qū)域的有功增量,按照各個調(diào)頻發(fā)電廠參與因子分配調(diào)頻任務。

2)風電場層:主要考慮與常規(guī)電廠間的協(xié)調(diào)控制,當處于低風速工況時,風電場沒有通過變槳控制留有功率備用,因此風電場的調(diào)頻因子為0,同步發(fā)電機組的調(diào)頻因子為1。當風電場切入到高風速段,此時如果調(diào)度指令讓風電實行限功率運行,則風電場的調(diào)頻因子為1,反之如果系統(tǒng)有功不足,調(diào)度指令讓風電場繼續(xù)按照MPPT出力,調(diào)頻因子為0。當系統(tǒng)有功不足,且風電場留有功率備用時,由于風電具有快速的爬坡能力,因此應優(yōu)先考慮調(diào)度風電,風電場參與因子為1,其他常規(guī)電廠的參與因子為0。

3)風電機組層:主要根據(jù)改進的槳距角控制分為以下3種情況。

情況1:由于風力變化的強隨機性以及間接性導致風電場的輸出功率不斷變化,加之由于中低風速段DFIG的有功出力較小,二次調(diào)頻置信度較低,因此在中低風速段不考慮將DFIG機組作為AGC調(diào)頻機組,為了保證DFIG的經(jīng)濟運行,采用MPPT控制運行模式,當DFIG機組處于中低風速工況下,槳距角控制結(jié)構(gòu)的使能信號E0,E1信號為0,風電場參與因子為0。電力系統(tǒng)的二次調(diào)頻有功增量主要由各同步發(fā)電廠承擔。

情況2:當風速增加至額定風速以上,處于高風速工況,在風速變化之前系統(tǒng)有功平衡,此時風功率波動會引起系統(tǒng)頻率惡化,進而觸發(fā)槳距角控制信號E0,計算預留槳距角,實現(xiàn)根據(jù)調(diào)度指令需求的限功率運行方式,變槳減載留有有功備用。

情況3:當處于高風速工況下,風電機組通過槳距角控制實現(xiàn)限功率運行,此時當系統(tǒng)有功負荷增加,或者其他風電場風速降低,觸發(fā)槳距角控制信號E1,不斷調(diào)節(jié)DFIG的槳距角增大有功出力,使系統(tǒng)頻率恢復至額定值,聯(lián)絡線交換功率恢復至計劃交換值。

3 仿真分析

為了驗證本文所提策略的有效性,在傳統(tǒng)的4機2區(qū)域系統(tǒng)上進行改進,在控制區(qū)域2母線4處添加風電場,仿真系統(tǒng)如圖5所示。圖5中控制區(qū)域A包括2個容量為700 MW的火電機組G1與G2,控制區(qū)域B包括2個容量為700 MW的火電機組G3與G4以及2個450 MW的雙饋風電機組W1與W2,負荷L1、L2分別為867、1 613 MW,系統(tǒng)聯(lián)絡線交換功率額定功率為308 MW。

為了模擬風功率波動對電力系統(tǒng)頻率的影響,設定風電機組W1的起始風速為10.5 m/s,風速在60 s變化到10 m/s;風電機組 W2的起始風速為11 m/s,風速在10 s變化到12 m/s,60 s變化到14 m/s;負荷L2在100 s增大100 MW。由本節(jié)對比了3種不同工況:無調(diào)頻控制、僅有同步機參與AGC調(diào)頻控制的控制策略A、風電機組高風速限功率協(xié)助同步機參與AGC調(diào)頻控制的控制策略B,相應的系統(tǒng)動態(tài)變化如圖6所示。

圖5 改進的4機2區(qū)域系統(tǒng)Fig.5 Improved 4-machine 2-area power system

圖6 系統(tǒng)頻率以及聯(lián)絡線動態(tài)響應對比Fig.6 Comparison of system frequency and tie line dynamic response comparison

圖6為系統(tǒng)聯(lián)絡線交換功率動態(tài)響應圖,由圖可知:

1)當無AGC調(diào)頻控制,在10 s第一次風功率波動時,系統(tǒng)頻率將在50 s穩(wěn)定在50.07 Hz,系統(tǒng)聯(lián)絡線交換功率將在50 s穩(wěn)定在233 MW,對比分析控制策略A與控制策略B,由于W1與W2均處于低風速,均不參與系統(tǒng)調(diào)頻,系統(tǒng)頻率將在50 s穩(wěn)定在50 Hz,聯(lián)絡線交換功率值在35 s恢復至308 MW。

2)當無AGC調(diào)頻控制,在60 s第二次風功率波動時,系統(tǒng)頻率的峰值為50.2 Hz,在90 s穩(wěn)定在50.16 Hz,系統(tǒng)聯(lián)絡線交換功率在90 s穩(wěn)定在142 MW,對比分析控制策略A與控制策略B,由于此時W2將從MPPT區(qū)進入恒功率區(qū),采用限功率運行,而W1此時有功功率隨著風速下降減小,采取控制策略A時,系統(tǒng)頻率的峰值為50.06 Hz,谷值為49.97 Hz,在100 s穩(wěn)定在50 Hz,采取控制策略B時,系統(tǒng)頻率的峰值為50.03 Hz,谷值為49.99 Hz,在85 s穩(wěn)定在50 Hz,控制策略B的聯(lián)絡線功率下行竄動相較于控制策略A少了44 MW,控制策略B在90 s恢復至計劃值,相較于控制策略A快了10 s。

3)當無AGC調(diào)頻控制,在100 s負荷擾動時,頻率最大跌落0.15 Hz,在130 s穩(wěn)定在50.06 Hz,聯(lián)絡線交換功率在120 s穩(wěn)定在242.7 MW,對比分析控制策略A與控制策略B,采取控制策略A,頻率最大跌落0.06 Hz,最大漲幅為0.02 Hz,在140 s穩(wěn)定在50 Hz,采取控制策略B,頻率最大跌落0.04 Hz,最大漲幅為0.01 Hz,在115 s穩(wěn)定在50 Hz,控制策略B的聯(lián)絡線功率上行竄動相較于控制策略A少了21 MW,控制策略B在120 s恢復至計劃值,相較于控制策略A快了20 s。

可見,當無AGC控制時,系統(tǒng)聯(lián)絡線交換功率值與聯(lián)絡線交換功率計劃值308 MW不能保持一致,無法維持系統(tǒng)電壓與頻率在給定范圍內(nèi),不利于電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行,當僅有同步機參與AGC調(diào)頻控制以及風電機組高風速限功率協(xié)助同步機參與AGC調(diào)頻控制時,可以看出系統(tǒng)頻率均得到極大的改善,系統(tǒng)聯(lián)絡線交換功率值均可以恢復至聯(lián)絡線交換功率計劃值,對比這2種控制策略,風電機組高風速限功率協(xié)助同步機參與AGC調(diào)頻控制可以更為快速確保其頻率恢復至額定值以及聯(lián)絡線交換功率值與交換功率計劃值一致,滿足電力系統(tǒng)安全、優(yōu)質(zhì)運行的需求。

圖7 雙饋風機動態(tài)響應對比Fig.7 Comparison of dynamic response to DFIG

圖7為雙饋風機動態(tài)響應對比圖,雙饋風機W1一直處于低風速工況,在60 s時風速變化出力由0.426 7 pu減少到0.368 1 pu,保持MPPT運行提供最大出力,不進行變槳距限功率運行,槳距角始終保持0度;雙饋風電機組W2在60 s時風速由于超過額定風速進入恒功率區(qū),在無系統(tǒng)負荷擾動不參與調(diào)頻的情況下出力將由0.636 9 pu增加到0.878 2 pu,風功率波動較大,不利于系統(tǒng)穩(wěn)定運行,兼顧W1出力減少,觸發(fā)變槳機構(gòu)靈活響應AGC指令信號,槳距角將增加2.749°,實現(xiàn)限功率運行出力0.698 7 pu,在100 s時此時系統(tǒng)無風功率波動,負荷增加100 MW,風力發(fā)電機組W2優(yōu)先調(diào)度,減少槳距角、增大出力、快速響應系統(tǒng)頻率變化。

圖8為同步機動態(tài)響應對比圖,在10 s第一次發(fā)生風功率波動時,由于 W1和 W2均處于低風速不參與調(diào)頻,無調(diào)頻控制時雖然同步機出力減少但是系統(tǒng)頻率波動較大,因此有必要采用AGC控制。對比控制策略A與控制策略B,雖然在60 s到100 s控制策略A的同步機出力小于控制策略B,但是無論是系統(tǒng)頻率還是聯(lián)絡線功率恢復至額定值的時間將會增大,從某些方面增大二次調(diào)頻成本。

圖8 同步發(fā)電機動態(tài)響應對比Fig.8 Comparison of dynamic response to synchronous generators

4 結(jié)論

1)根據(jù)風電變槳控制原理以及AGC原理,通過風電有功控制系統(tǒng)引入ACE信號實現(xiàn)風電機組響應調(diào)度指令,從而搭建含有風電機組參與電網(wǎng)二次調(diào)頻的模型。

2)兼顧風電機組運行經(jīng)濟性與電網(wǎng)穩(wěn)定性,通過改進槳距角機構(gòu),在風速變化至高風速工況時進行限功率運行靈活響應系統(tǒng)調(diào)度指令,提高風電的消納能力。

3)當高風速風電機組限功率運行參與電網(wǎng)二次調(diào)頻時,相較于傳統(tǒng)機組參與AGC調(diào)頻控制,可以有效減少風功率波動以及負荷擾動下系統(tǒng)頻率的變化率,縮短系統(tǒng)頻率以及聯(lián)絡線功率恢復額定值時間,確保電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行與控制。