考慮調(diào)頻能力的含儲能風電場自動發(fā)電控制策略研究

馬 斌，王亞軍，栗維勛，袁 龍，孫廣輝，楊立波

（國網(wǎng)河北省電力有限公司，石家莊 050021）

截至2022年3月，我國風電裝機總量已達到3.4×108kW，為實現(xiàn)“30·60”目標，國內(nèi)風電裝機總量將進一步增加。由于風電的不確定性及多類型能源資源耦合，使電力系統(tǒng)特性和動態(tài)平衡機理發(fā)生顯著變化[1]。同時，新能源機組和高壓直流輸電的電力電子化特性削弱了電力系統(tǒng)的慣性和備用容量，系統(tǒng)頻率調(diào)節(jié)能力和抗大功率缺失擾動能力下降，頻率安全問題突出[2]。例如2011年“2·24”甘肅酒泉風電機組大規(guī)模脫網(wǎng)事故、2015年“9·19”錦蘇直流雙極閉鎖、2019年英國“8·9”大規(guī)模停電事故等。上述頻率失穩(wěn)事故的主要原因為可再生能源機組大規(guī)模并網(wǎng)使得電網(wǎng)的慣性支撐能力不足。與常規(guī)火力發(fā)電不同，風電等新能源發(fā)電受氣候條件影響很大，具有間歇性，容易對電網(wǎng)造成沖擊[3]。而在風電場配置儲能，主動對風電場進行有功控制，使其具備與常規(guī)電廠類似的有功控制特性，能夠根據(jù)調(diào)度機構的指令進行風電場的功率出力自動發(fā)電控制AGC（automatic generation control），可以滿足電網(wǎng)對風電場的調(diào)頻需求。因此，研究在新能源高滲透率背景下提升含儲能風電場調(diào)頻能力的AGC策略，對于前瞻性預防頻率擾動或重大事故的發(fā)生具有重要意義。

新能源的隨機性與不受控性使得風電場具備非常有限的頻率調(diào)節(jié)性能。合理預估新能源波動性，并在此基礎上考慮風儲或多能源之間的協(xié)調(diào)是將優(yōu)化調(diào)度與頻率安全融合的有效手段。文獻[4]使用自組織映射SOM（self-organizing map）神經(jīng)網(wǎng)絡技術，根據(jù)風電出力的波動程度進行聚類分析，量化波動規(guī)律，得到風力發(fā)電功率的時間序列。文獻[5]構建了風電波動指標，利用加權Gauss分布概率模型近似風電波動特性，提升了風電場概率分布模型精度。文獻[6]首先提出了風電出力預測方法，在AGC系統(tǒng)頻率響應服務中加入風儲聯(lián)合系統(tǒng)，提升了聯(lián)合系統(tǒng)整體經(jīng)濟性。文獻[7]考慮多時間尺度的火水風多類型電源的協(xié)調(diào)運行，以調(diào)頻、調(diào)峰、運行費用最小為目標，建立了多類型電源的協(xié)調(diào)調(diào)度模型。文獻[8]構建了計及多時空尺度的風力發(fā)電分層控制模型，該模型根據(jù)空間尺度將風電集群劃分為多層控制層，分別對各層滾動優(yōu)化部分進行優(yōu)化建模。上述研究主要集中在風電場功率控制的協(xié)調(diào)優(yōu)化，但忽略了考慮電網(wǎng)運行安全情況下風電機組協(xié)同儲能系統(tǒng)的調(diào)頻能力。

本文針對新能源高滲透率背景下，風電場由于風能強不確定性導致響應電網(wǎng)調(diào)頻指令能力不足的問題，提出一種考慮調(diào)頻能力的含儲能風電場AGC策略。首先分析了風電場有功功率控制系統(tǒng)及風電機組的有功功率控制能力。在此基礎上，以爬坡率、功率分配值等為約束，結(jié)合風電場的儲能控制或其他電廠協(xié)調(diào)量，進行功率調(diào)整機組選擇，并提出輸出功率協(xié)調(diào)分配方案。所提方法可有效解決當前風電場忽略機組運行的調(diào)節(jié)特性導致控制指標和發(fā)電機組合同電量完成率受影響的問題。

1 風電場的有功功率自動控制的能力

1.1 風電場有功功率控制系統(tǒng)

風電場的有功功率控制系統(tǒng)需跟蹤上級調(diào)度指令，由場內(nèi)風電預測和上級調(diào)度發(fā)出的出力信息決定相應的控制策略，對風電場內(nèi)各風機進行有功優(yōu)化分配[9]。圖1為風電場的功率調(diào)節(jié)系統(tǒng)框圖，其中，為風電場風電機組輸出實際功率；為調(diào)度機構設定的風電場功率；分別為第i個風機的預測功率和設定功率；為風電場預測功率；vi為風速。該控制系統(tǒng)具有風電場功率預測、功率優(yōu)化分配、控制策略分析等功能。其中，風電場的有功功率優(yōu)化分配是核心功能，其算法根據(jù)其他功能提供的風電場功率信息給定各風機的功率參考值。

圖1 風電場有功功率控制系統(tǒng)Fig.1 Active power control system of wind farm

為了實現(xiàn)各風機能像常規(guī)電廠那樣參與電網(wǎng)的調(diào)度任務，需要相應的風電機組功率分配控制策略[10-11]。風機具有間歇性，啟停較為頻繁，這樣會加劇機組磨損，因此所提控制方法要減少機組的啟停次數(shù)。由于風機出力受風速波動影響，以雙饋風力發(fā)電機為例，功率控制主要包括3個方面：①在額定風速以下運行時，吸收功率保持最大；②在額定風速以上運行時，葉片動量比較大，需通過改變風機轉(zhuǎn)子勵磁電流的幅值、相位和頻率來改變轉(zhuǎn)速，使吸收功率維持額定值；③通過調(diào)整偏航系統(tǒng)和變漿系統(tǒng)進行調(diào)整。

1.2 含儲能風電場有功調(diào)頻模型

風電場有功功率控制系統(tǒng)根據(jù)超短期預測的風電出力及氣象信息，對場內(nèi)各風機構建微觀動力氣象模型，可精準獲得場內(nèi)超短期風電裕度。在已知當前機組狀態(tài)和準確超短期風電裕度的基礎上，分析風電機組的AGC調(diào)節(jié)能力。本文采用威布爾分布擬合風速，風機輸出功率與風速的關系可表示為

式中：v為風速；K3為形狀因子；C為尺度參數(shù)。

按照輸出功率與風速的關系將風機運行狀態(tài)分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ3個運行階段。整個輸出功率曲線如圖2所示。其中，Pmax、Pmin分別為風機最大和最小出力；vin為啟動風速；vr為額定風速；vout為切出風速。

圖2 風機輸出功率函數(shù)與風速的關系Fig.2 Relationship between output power function of wind turbines and wind speed

當v＜vin時，風機沒有達到啟動風速，沒有功率輸出；當vin≤v≤vr時，風電機組開始發(fā)電，但風速不超過額定值，此時為最大功率跟蹤階段，實際運行過程中由于物理因素限制，輸出功率與風速難以滿足一一對應關系；當v＞vr時，風機處于額定功率運行階段。對于裝機容量為PWF,E的風電機組，根據(jù)圖2可知，其輸出功率PWF,i(v)為

考慮風電機組減速控制、虛擬慣量控制和下垂控制的調(diào)頻控制特性，有功出力參考值增量ΔPWF為

式中：Pdel為機組減速控制后的有功功率參考值；Kd、Kp分別為機組虛擬慣量系數(shù)和下垂系數(shù)；Δf為連接電網(wǎng)的頻率偏差量。

在包含儲能系統(tǒng)后，儲能系統(tǒng)調(diào)頻出力可跟隨風電機組的出力調(diào)整，包含儲能出力的風電機組設定功率參考值變?yōu)?/p>

式中，KSOC為儲能系統(tǒng)中儲能功率計算的下垂系數(shù)。

2 基于功率風電場功率自動控制策略

2.1 風電機組的類別劃分

對于任意風電場，所有風機在t時刻的狀態(tài)可由矩陣表示，其元素表示t時刻第i臺機組的運行狀態(tài)。根據(jù)前述不同運行狀態(tài)將風電場內(nèi)機組運行狀況劃分為3個類別，并構成不同的集合。劃分原則如下。

（1）臨界出力機組。由于機組振動或發(fā)熱，接近或越過安全值的機組定義為第1類機組，狀態(tài)集合為X1。第1類機組總輸出有功功率為

（2）低風速區(qū)類機組。運行于圖2中第Ⅱ階段的機組定義為第2類機組，狀態(tài)集合為X2。第2類機組總輸出有功功率為

（3）高風速區(qū)類機組。風速大于額定風速，風電機組輸出恒定額定功率定義為第3類機組，狀態(tài)集合為X3。第3類機組總輸出有功功率為

實際中可根據(jù)數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)得到的風電機組實際運行狀態(tài)，并將風電場內(nèi)機組分為不同類別，每種類別具有各自不同的可參與調(diào)節(jié)特性，從而為有功功率的協(xié)調(diào)分配策略提供參考依據(jù)[12-13]。

2.2 輸出功率的協(xié)調(diào)分配策略

本文提出考慮風電機組運行特性的風電場功率自動控制策略。首先進行各機組運行狀態(tài)量測，獲得風電場內(nèi)各機組的運行狀態(tài)、風機出力預測量和電場要求輸出的有功功率。在此基礎上對風電機組進行分類，獲得3類集合X1、X2、X3。求解風電場預測的總出力，即

求解該情況下風電場需減少的有功出力ΔPWF，即

對于包含儲能的風電場，若儲能的充放電能力為ΔPsch，且ΔPsch≥ΔPWF，則無需調(diào)節(jié)風電機組，通過儲能充電來實現(xiàn)富裕功率的消納可滿足系統(tǒng)要求；否則，需要調(diào)節(jié)風電機組減少有功出力ΔP1來實現(xiàn)消納。ΔP1的計算公式為

第2類機組可調(diào)節(jié)的實際出力ΔP′2為

式中，x2i為集合X2中第i個機組的輸出功率。

第3類機組調(diào)節(jié)有功功率可表示為

AGC互聯(lián)系統(tǒng)可實現(xiàn)在同一互聯(lián)電網(wǎng)內(nèi)優(yōu)化協(xié)調(diào)調(diào)度AGC調(diào)節(jié)資源，基于動態(tài)轉(zhuǎn)移技術和電能統(tǒng)計、通信、遙測、實時監(jiān)控等服務，可將一個控制區(qū)的負荷或發(fā)電部分或全部電能服務轉(zhuǎn)移至其他控制區(qū)[14]。該系統(tǒng)包括對互聯(lián)電網(wǎng)調(diào)節(jié)資源控制和對互聯(lián)電網(wǎng)跨區(qū)發(fā)電機組控制，可通過實時更新遠方調(diào)控資源讀數(shù)，在AGC計算式中進行校核。

調(diào)度控制功率PAGC的計算公式為

（1）通過遙測轉(zhuǎn)移發(fā)電，包含風電場控制區(qū)之間的發(fā)電或負荷轉(zhuǎn)移。需要注意的是，轉(zhuǎn)移發(fā)電過程中，接受發(fā)電控制區(qū)需增加轉(zhuǎn)移量，轉(zhuǎn)出發(fā)電控制區(qū)需減少相應轉(zhuǎn)移量。

（2）購買其他類型電廠調(diào)節(jié)資源服務。如果該控制區(qū)與其他可調(diào)節(jié)電廠之間存在直接的通信信道，可采集相關信息直接進行AGC。

（3）調(diào)節(jié)資源所在控制區(qū)向獲取資源控制區(qū)轉(zhuǎn)發(fā)AGC調(diào)節(jié)資源的相關信息，同時將調(diào)節(jié)資源所在控制區(qū)AGC信號轉(zhuǎn)發(fā)至發(fā)電機組。

AGC調(diào)節(jié)資源可通過等值機方法實現(xiàn)調(diào)度控制，使得風電場在購買相應資源時無需明確資源來源。對比傳統(tǒng)等值機方法，所提方法是將互聯(lián)電網(wǎng)內(nèi)調(diào)節(jié)資源簡化為1臺等值發(fā)電機組，同時把控制信號發(fā)送至提供調(diào)節(jié)資源的儲能或電廠控制機構，兩者通過動態(tài)轉(zhuǎn)移技術，使獲得資源的風電場把這部分調(diào)節(jié)能力納入場站總的調(diào)節(jié)能力中。

2.3 風電場的功率自動控制實施流程

含儲能的風電場調(diào)頻AGC流程如圖3所示?？刂浦行陌凑崭鳈C組的備用容量大小或功率調(diào)整速率，再結(jié)合經(jīng)濟分配規(guī)則，確定各機組應承擔的功率變化量?？刂浦行膶⒖刂泼畎l(fā)給參與控制的各發(fā)電機組，再通過各機組的自動控制調(diào)節(jié)裝置實現(xiàn)AGC，從而達到調(diào)控目標。

圖3 提升風電場調(diào)頻能力的AGC流程Fig.3 AGC process for improving frequency modulation capability of wind farm

在運行過程中，風電場的功率自動控制系統(tǒng)通過遠程終端單元RTU（remote terminal unit）、通訊通道及數(shù)據(jù)采集與監(jiān)視控制SCADA（supervisory control and data acquisition）系統(tǒng)獲取所需的實時量測數(shù)據(jù)，由電網(wǎng)公司計算風電場所需調(diào)節(jié)功率，并將調(diào)度控制指令發(fā)送給風電場。根據(jù)風電場的實際功率和調(diào)度機構指令，通過自動控制決策模塊得出各風電機組的控制命令，實現(xiàn)機組出力調(diào)節(jié)，最終達到提升調(diào)頻能力的AGC的目的。

3 算例分析

算例采用某風電場實際數(shù)據(jù)進行AGC。仿真模型含10臺2 MW雙饋風機，風電場在t=0 s時即參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)，場內(nèi)機組分別對應不同的模擬風速（模擬地理信息對風速的影響）。根據(jù)前述劃分原則將機組分類：第1類為11和16號機組；第2類為12、13和19號機組；其余為第3類機組。儲能設備的容量為20 MW·h，部分風機的參數(shù)為啟機功率Pi,in為0.2 MW，額定功率Pi,r為2 MW，vin=3m/s，vr=13m/s，vout=25m/s。

圖4為風電場在一段時間內(nèi)收到的調(diào)度指令設定的功率基準值，該時間內(nèi)風電場處于限功率運行狀態(tài)。在此前提下進行風電場AGC的仿真分析，觀察不同類別機組出力的仿真結(jié)果。運行中無機組在該時間段內(nèi)出現(xiàn)強迫停運，在1 d內(nèi)風電場輸出功率的預測值與實際值如圖5所示。

圖4 風電場中第1～3類機組的出力基準值Fig.4 Output reference values of units 1～3 in wind farm

圖5 風電場機組預測與實際功率輸出值Fig.5 Forecasted and actual power output values of units in wind farm

由于風電機組需要考慮爬坡限制，所以在控制過程中不能過快變化。對于單臺機組而言，在限制功率Pref大幅變化的情況下，需要提前實施控制。圖6給出了某風電場機組的實際輸出功率的變化情況，其中Ptotal為風電場實際輸出功率。在考慮風電機組的爬坡率、功率分配值等約束的情況下，本文控制策略能夠避免或減少風機自身的啟停次數(shù)，實現(xiàn)風電場實際輸出功率的調(diào)整。

圖6 某風電場機組的實際輸出功率的變化情況Fig.6 Changes in actual power output from one unit in wind farm

圖7為調(diào)度中心下發(fā)指令與第1～3類風電場機組實際出力情況。可見，3類風電機組都能完成調(diào)度機構下發(fā)的指令，保障機組有穩(wěn)定的有功出力。第3類機組由于自身運行特點不能超過額定轉(zhuǎn)速，最終導致總輸出功率有一定偏差，但偏移量很小。

圖7 不同類型風電機組的實際出力與參考值對比Fig.7 Comparison between actual output and reference value of different types of wind generator sets

4 結(jié)語

本文提出了考慮調(diào)頻能力的含儲能風電場AGC策略，各機組按其出力特性與運行狀況進行分類，能夠有效提升風電場的運行控制效果，減少風電機組停機的風險。當輸出功率不足時，可以通過風電場儲能或其他電廠協(xié)調(diào)，提升風電場的調(diào)頻能力。該方法適應于市場環(huán)境下風電場的優(yōu)化運行，有助于完成上級調(diào)度的指令，提高電力系統(tǒng)在大規(guī)模風電接入下的穩(wěn)定性和安全性。