含风电的电力系统频率响应模型建立方法和频率特性指标计算方法

摘要

本发明公开了一种含风电的电力系统频率响应模型建立方法和频率特性指标计算方法，其中模型建立方法，包括如下步骤：1、假设传统电力系统的发电机组类型是火电机组，将占系统总发电量比例为ρ的风电机组代替同等容量的火电机组接入电网；2、风电场风电机组采用虚拟惯性和桨距角减载的频率辅助控制策略，根据风电机组的转子运动方程，并采用小信号分析方法，建立风电机组的降解动态频率响应模型；3、根据传统电力系统的频率响应模型和建立的风电机组降解动态频率响应模型，建立计及风电调频的电力系统频率响应模型。采用该方法建立的模型能够快速、精确地评估电力系统的动态频率响应特性。

说明书

技术领域

本发明属于电力系统动态频率分析技术领域，具体涉及一种计及风电参与调频的电力系统频率响应模型建立方法和电网动态频率特性指标计算方法。

背景技术

大规模风电并网运行正深刻的改变着电力系统的动态运行特性，不同于传统的同步发电机，风电机组是通过电力电子变换装置进行并网，其输出的有功功率和电网频率是完全解耦的，另外风电机组一般处于最大功率运行状态，没有预留的备用功率。带来的结果是风电机组不能给电力系统的频率响应作出贡献，大规模的风电并网或负荷的大幅扰动都会给电力系统的频率带来较大的挑战。因此，有必要对风电并网系统的动态频率响应特性进行深入的研究。

为解决风电并网的频率稳定问题，国内外学者对风电机组参与频率调节的控制策略进行了大量的研究。其中最为有效的风电机组调频控制策略就是基于虚拟惯性和桨距角的联合控制策略，后续的很多研究是在该策略上进行的深入探讨。此类风电调频控制策略的研究对象都是风电机组内部的控制策略，在频率调节方面也能取得一定的改善效果。然而，却很少有大规模风电并网的电力系统频率动态响应特性的研究。

传统的电力系统动态频率响应模型的机组都是火电机组，大规模风电的接入使得该模型已不再适用。因此，为深入研究大规模风电并网的电力系统动态频率响应特性，那么很有必要建立含风电的电力系统频率响应模型。

发明内容

发明目的：针对现有技术中的问题，本发明提供了一种适用于大规模风电并网电力系统频率响应模型，能够快速、精确地评估电力系统的动态频率响应特性。

技术方案：本发明一方面公开了含风电的电力系统频率响应模型建立方法，包括如下步骤：

(1)假设传统电力系统的发电机组类型是火电机组，将占系统总发电量比例为ρ的风电机组代替同等容量的火电机组接入电网；

(2)风电场风电机组采用虚拟惯性和桨距角减载的频率辅助控制策略，根据风电机组的转子运动方程，并采用小信号分析方法，建立风电机组的降解动态频率响应模型；

(3)根据传统电力系统的频率响应模型和建立的风电机组降解动态频率响应模型，建立计及风电调频的电力系统频率响应模型。

步骤(2)中风电机组的功率变化量为：

其中s为拉普拉斯算子，v为实时的风速，△v(s)为风速变化量；△f(s)为频率变化量，中间参数为：

上式中R_w和k_w是虚拟惯性控制的参数，ω是转子转速，k_p是风能最大利用系数；k_C是风能利用系数对叶尖速比的偏导数，C_Pref是风能利用系数的参考值，λ_ref是叶尖速比的参考值，k_β是风能利用系数对桨距角的偏导数，k_b是桨距角控制的比例系数，H_w是风力发电机的惯性时间常数。

步骤(3)中建立的计及风电调频的电力系统频率响应模型为：

其中m₀，m₁，m₂，n₀，n₁，n₂，n₃分别是和风电机组、传统火电机组参数相关联的等值常数，△P_L(s)为负荷扰动量的频域表达式。

计及风电调频的电力系统频率响应模型的时域表达式为：

其中A₀、A₁、B₀、B₁、p、ω_n、ζ_n是常数。

本发明另一方面公开了一种含风电的电力系统频率特性指标计算方法，包括如下步骤：

(1)建立计及风电调频的电力系统频率响应模型如下：

获取时域表达式：

(2)根据计及风电调频的电力系统频率响应模型的时域表达式，计算电网动态频率特性指标，所述电网动态频率的特性指标是：初始频率变化率、最大频率偏差发生时刻、最大频率偏差、稳态频率偏差；

所述初始频率变化率IFCR计算式为：

其中△P_d为负荷扰动的时域表达式，H为火电机组的等效惯性时间常数；

所述最大频率偏差发生时刻t_max的计算为：对计及风电调频的电力系统频率响应模型时域表达式进行求导，令导数为零，此时求出的时间解即是最大频率偏差发生时刻t_max；

所述最大频率偏差△f_max的计算为：将t_max代入计及风电调频的电力系统频率响应模型时域表达式，此时求出的频率解即是最大频率偏差，△f_max＝△f(t_max)；

所述稳态频率偏差SFD的计算为：

其中△v_d为负荷扰动的时域表达式，D为火电机组的等效阻尼系数，R为火电机组的等效调差系数。

有益效果：本发明公开的含风电的电力系统频率响应模型建立方法，所建立的模型能够快速、精确地获取大规模风电并网系统的动态频率响应特性和频率评估指标，有助于调度运行人员大规模风电电力系统的频率动态特性。

附图说明

图1为风电机组采用的联合频率辅助控制框图；

图2为含风电的电力系统频率响应模型框图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施方式，进一步阐明本发明。

含风电的电力系统频率响应模型建立方法，包括如下步骤：

(1)假设传统电力系统的发电机组类型是火电机组，将占系统总发电量比例为ρ的风电机组代替同等容量的火电机组接入电网；

(2)风电场风电机组采用虚拟惯性和桨距角减载的频率辅助控制策略，根据风电机组的转子运动方程，并采用小信号分析方法，建立风电机组的降解动态频率响应模型，包括以下步骤：

系统频率发生波动时，风电机组采用虚拟惯性和桨距角减载的频率辅助控制策略之后，风电机组的电磁转矩会发生一定的变化，具体包括两部分，一是虚拟惯性控制策略中频率偏差经过比例微分环节得到的电磁转矩变化量，如式(1)所示；二是桨距角频率控制会通过频率偏差来改变风电机组的桨距角，采用小信号分析方法，可求得因此引起的电磁转矩变化，如式(2)所示。

△T_e2(s)＝2k_pω△ω(s)(2)

其中s为拉普拉斯算子，△f(s)为频率变化量，R_w和k_w是虚拟惯性控制的参数，ω是转子转速，△ω(s)是转速变化量，k_p是风能最大利用系数。

则根据式(1)和式(2)可求得总的电磁转矩变化量可表示为:

同理，桨距角频率控制会通过频率偏差来改变机械功率，引起的机械转矩变化量为：

其中k_C是风能利用系数对叶尖速比的偏导数，C_Pref是风能利用系数的参考值，λ_ref是叶尖速比的参考值，k_β是风能利用系数对桨距角的偏导数，k_b是桨距角控制的比例系数。如图1所示，为风电机组采用的联合频率辅助控制框图，包括了电磁转矩变化量和机械转矩变化量两部分，即式(3)和式(4)的运算。

因此，结合小信号分析方法和风电机组的转子运动方程，不平衡转矩的电力摇摆方程如下：

2H_ws△ω(s)＝△T_m(s)-△T_e(s)(5)

其中H_w是风力发电机的惯性时间常数。

将式(3)和式(4)代入式(5)，可得到风电机组的功率变化量，即风电机组的降解动态频率响应模型如下：

其中中间参数为：

(3)根据传统电力系统的频率响应模型和建立的风电机组降解动态频率响应模型，建立计及风电调频的电力系统频率响应模型，如下：

其中m₀，m₁，m₂，n₀，n₁，n₂，n₃分别是和风电机组、传统火电机组参数相关联的等值常数，△P_L(s)为负荷扰动量的频域表达式。如图2所示，为含风电的电力系统频率响应模型框图，描述了式(8)的运算过程。其中F_H为等值高压缸做工比例，T_R为等值再热时间常数，R为调差系数，H为传统发电机等值惯性时间常数，D为系统的等值阻尼系数，

根据传统电力系统的频率响应模型和建立的风电机组降解动态频率响应模型，推导出计及风电调频的电力系统频率响应模型的表达式，具体步骤为：

将式(8)的频率响应表达式进行如下分解：

则对应的时域表达式为：

其中A₀、A₁、B₀、B₁、p、ω_n、ζ_n是常数。

根据上述步骤中建立的含风电的电力系统频率响应模型的时域表达式，可以求出对应的四个频率响应特性指标，电网动态频率的四个重要特性指标是：初始频率变化率、最大频率偏差发生时刻、最大频率偏差、稳态频率偏差。

初始频率变化率IFCR计算式为：

其中△P_d为负荷扰动的时域表达式；

最大频率偏差发生时刻t_max的计算为：对计及风电调频的电力系统频率响应模型时域表达式进行求导，令导数为零，此时求出的时间解即是最大频率偏差发生时刻t_max；

最大频率偏差△f_max的计算为：将t_max代入计及风电调频的电力系统频率响应模型时域表达式，此时求出的频率解即是最大频率偏差，△f_max＝△f(t_max)；

稳态频率偏差SFD的计算为：

其中△v_d为负荷扰动的时域表达式，D为火电机组的等效阻尼系数，R为火电机组的等效调差系数。