一种大型风电场参与电力系统调频控制方法与流程

本发明涉及风力发电领域，尤其涉及一种大型风电场参与电力系统调频控制方法。

背景技术：

有资料显示，风电发展迅速，风电场容量剧增，大型风电基地集中接入电网带来的安全问题不容忽视，频率稳定和电压稳定问题日益凸显。

有资料显示，目前我国是全球风电规模最大、发展最快的国家，2017年度我国新增风电装机容量1503万千瓦，累计装机达1.64亿千瓦，均为世界第一。预计到2050末，全国风电装机将突破10亿千瓦。风电并网比例不断攀升，局部区域风电穿透率已超过100％，电力系统呈现弱惯性、弱电气阻尼以及弱电压支撑的运行特性，安全稳定运行面临重大挑战。存在问题：高比例风电并网造成电力系统惯量不足，频率稳定问题凸显；风电抗扰性低，在系统电压及频率波动时易大规模脱网，引发连锁故障。

目前，风电调频的主流技术为单机的桨距角控制、惯性控制、变速减载控制。风电场调频依据系统频率偏差、机组的运行状态及通讯等条件，进行风电场有功功率控制，风电机组接收并响应风电场调频系统下发的有功功率指令，实现整场的调频控制。但是未考虑调频经济性和机组的运行寿命，同时也轻视了频率变化对电网电压带来的影响

面对上述问题，风电必须从补充性电源向主力电源的角色转变，主动参与电网运行控制，实现风电友好并网。现有风电机组控制缺乏主动支撑电网运行的适应能力，亟需深入研究风电的控制性能，开发风电提供频率及电压主动支撑和改善系统动态特性的控制能力，提升风电友好型控制技术水平。

中国专利文献cn108493960a公开了一种“基于规则的储能参与风电调频控制方法”。基于规则的方法定量给出了电力系统频率变化时风电机组转子控制、变桨控制和储能控制需要提供的输出功率，协调控制风电机组转子转速、桨距角和储能充放电功率，利用了转子控制、变桨控制和储能控制的技术经济互补特性，弥补了现有简单定性描述风电场和储能之间功率分配的不足之处。上述技术方案并未考虑调频经济性和机组的运行寿命，同时也轻视了频率变化对电网电压带来的影响。

技术实现要素：

本发明主要解决原有的未考虑调频经济性和风电机组运行寿命的问题，同时也轻视了频率变化对电网电压带来的影响的技术问题，提供一种大型风电场参与电力系统调频控制方法，根据风电场并网点频率，通过调节风电场有功功率主动参与电网调频，风电场有功功率控制以网损电量最小化为优化目标，在充分考虑机组安全运行的条件下，实现风电场调频控制，同时通过风电场无功功率控制维持电压稳定，在主动参与电网调频的同时，充分考虑调频经济性和机组的运行寿命，并通过风电场无功功率控制保证风电场电压稳定。

本发明的上述技术问题主要是通过下述技术方案得以解决的：本发明包括以下步骤：

(1)采集风电场并网点频率，计算风电场调频控制的有功功率参考值；

(2)以网损电量最小化为优化目标，进行风电场有功功率控制；

(3)计算风电机组有功功率调节的极值，设置有功调节限制；在调频功率快速变化的同时，用于保证风电机组的安全运行。

(4)调整风电机组端电压，对风电场进行无功功率控制。由于有功输出变化会导致风电场内电压的波动，通过无功功率调节，提高风电机组运行安全裕度，保证风电场电压的稳定。

作为优选，所述的步骤1风电场参与电网调频需要的有功功率调节量计算如下：

δpf＝-kfδf

其中，δpf是风电场有功功率调节量，kf是调频系数，δf是频率偏差量。

作为优选，所述的步骤1风电场有功功率控制目标计算如下：

pf_ref＝pf+δpf

其中，pf_ref是风电场有功功率控制目标值，pf是风电场实际功率值。

作为优选，所述的步骤2风电场有功功率控制调节目标函数如下：

其中，εpf是有功功率控制调节误差，ploss是风电场网损，pgi_ref是风电场内各台机组有功功率参考值，i是风电机组的台数，n是风电场内机组的总台数，pf_ref是风电场总有功功率参考值，是第k-1次控制后的风电场总有功功率值。

作为优选，所述的步骤2有功功率控制目标如下：

其中，是有功功率控制调节误差，δpgi是第i台风电机组有功功率调节量。

作为优选，所述的步骤3有功功率调节限制如下：

δpgi_min≤δpgi≤δpgi_max

风电机组有功功率调节的极值计算如下：

其中，δpgi_min是第i台风电机组有功功率调节最小值，δpgi_max是第i台风电机组有功功率调节最大值，pgi_max是第i台风电机组有功功率最大值，pgi_min是第i台风电机组有功功率最小值，kp是功率控制斜率，t是有功功率控制周期。

作为优选，判断有功调节是否满足要求

若满足有功功率控制目标，则继续进行无功功率调节；若不满足有功功率控制目标，则回到步骤2，k＝k+1重新计算。

作为优选，所述的步骤4无功功率调节量如下：

其中，δqg_ji是第j条线路上第i台风电机组无功功率调节量，ug_max是风电机组端电压最大值，ug_min是风电机组端电压最小值，ug_ji是第j条线路上第i台风电机组端电压，xji是等值阻抗。

作为优选，所述的步骤4风电机组控制约束条件如下：

0.9≤ug_ji≤1.1

其中，ug_ji是第j条线路上第i台风电机组端电压。

作为优选，所述的步骤4风电机组无功功率调节的极值计算如下：

其中，δqgi_min是第i台风电机组无功功率调节最小值，δqgi_max是第i台风电机组无功功率调节最大值，qgi_max是第i台风电机组无功功率最大值，qgi_min是第i台风电机组无功功率最小值，kq是有功功率控制斜率，t是功率控制周期。

本发明的有益效果是：

1、风电场主动参与电网调频的同时，降低风电场网损。

2、在调频过程中，风电机组功率逐步调节，保证了机组运行安全。

3、风电场无功功率的辅助调节，在实现调频的同时保证了电压的稳定性。

4、风电场调频响应速度快。

5、功率实现逐步调节，故机组不存在有功调节过猛而致使机组发生脱机事故。

6、风电场无功辅助调节，促使调频前后电网电压保持稳定。

附图说明

图1是本发明的一种流程图。

具体实施方式

下面通过实施例，并结合附图，对本发明的技术方案作进一步具体的说明。实施例：本实施例的一种大型风电场参与电力系统调频控制方法，如图1所示，包括以下步骤：

(1)采集风电场并网点频率，计算风电场调频控制的有功功率参考值。风电场参与电网调频需要的有功功率调节量计算如下：

δpf＝-kfδf

其中，δpf是风电场有功功率调节量，kf是调频系数，δf是频率偏差量。

风电场有功功率控制目标计算如下：

pf_ref＝pf+δpf

其中，pf_ref是风电场有功功率控制目标值，pf是风电场实际功率值。

(2)以网损电量最小化为优化目标，进行风电场有功功率控制。风电场有功功率控制调节目标函数如下：

其中，是有功功率控制调节误差，ploss是风电场网损，pgi_ref是风电场内各台机组有功功率参考值，i是风电机组的台数，n是风电场内机组的总台数，pf_ref是风电场总有功功率参考值，是第k-1次控制后的风电场总有功功率值。

有功功率控制目标如下：

其中，是有功功率控制调节误差，δpgi是第i台风电机组有功功率调节量。

(3)在调频功率快速变化的同时，为了保证风电机组的安全运行，设置有功调节限制。有功功率调节限制如下：

δpgi_min≤δpgi≤δpgi_max

风电机组有功功率调节的极值计算如下：

其中，δpgi_min是第i台风电机组有功功率调节最小值，δpgi_max是第i台风电机组有功功率调节最大值，pgi_max是第i台风电机组有功功率最大值，pgi_min是第i台风电机组有功功率最小值，kp是功率控制斜率，t是有功功率控制周期。

判断判断有功调节是否满足要求

若满足有功功率控制目标，则继续进行无功功率调节；若不满足有功功率控制目标，则回到步骤2，k＝k+1重新计算。

(4)由于有功输出变化会导致风电场内电压的波动，通过无功功率调节，提高风电机组运行安全裕度，保证风电场电压的稳定。

为了提高风电机组运行安全裕度，调整风电机组端电压，无功功率调节量如下：

其中，δqg_ji是第j条线路上第i台风电机组无功功率调节量，ug_max是风电机组端电压最大值，ug_min是风电机组端电压最小值，ug_ji是第j条线路上第i台风电机组端电压，xji是等值阻抗。

风电机组控制约束条件如下：

0.9≤ug_ji≤1.1

风电机组无功功率调节的极值计算如下：

其中，δqgi_min是第i台风电机组无功功率调节最小值，δqgi_max是第i台风电机组无功功率调节最大值，qgi_max是第i台风电机组无功功率最大值，qgi_min是第i台风电机组无功功率最小值，kq是有功功率控制斜率，t是功率控制周期。

本文中所描述的具体实施例仅仅是对本发明精神作举例说明。本发明所属技术领域的技术人员可以对所描述的具体实施例做各种各样的修改或补充或采用类似的方式替代，但并不会偏离本发明的精神或者超越所附权利要求书所定义的范围。

尽管本文较多地使用了风电场、有功功率、无功功率等术语，但并不排除使用其它术语的可能性。使用这些术语仅仅是为了更方便地描述和解释本发明的本质；把它们解释成任何一种附加的限制都是与本发明精神相违背的。