蔡國偉，鐘 超，吳 剛，楊德友，王 博

（1.東北電力大學電氣工程學院，吉林省吉林市 132012；2.國網(wǎng)吉林省電力有限公司，吉林省長春市 130021）

0 引言

隨著風力發(fā)電技術(shù)的普及，風電在電力系統(tǒng)中的占比不斷提高。2020年中國風電新增裝機容量約為71.67 GW，成為風電新增裝機規(guī)模最高的年份。到2020年底，全國風電累計并網(wǎng)裝機容量達到280 GW以上［1-2］。大規(guī)模風電機組并網(wǎng)帶來巨大經(jīng)濟效益和環(huán)境效益的同時，由于風電機組通過功率電子轉(zhuǎn)換器與電網(wǎng)連接，轉(zhuǎn)換器將風電機組旋轉(zhuǎn)動能與系統(tǒng)分離，而風電滲透率的提高會導致系統(tǒng)慣量減小，系統(tǒng)將面臨安全穩(wěn)定運行的挑戰(zhàn)［3-4］。

當電力系統(tǒng)發(fā)生電源側(cè)與負荷側(cè)不平衡的擾動后，頻率將偏離標稱值。由于傳統(tǒng)的風電并網(wǎng)不能給系統(tǒng)提供慣性支撐，所以系統(tǒng)頻率波動幅度將大幅增大。為了使系統(tǒng)頻率能維持在安全的范圍內(nèi)，則需增加系統(tǒng)備用容量，提高系統(tǒng)慣量以及調(diào)頻能力。文獻［5-8］在機組組合決策中，滿足常規(guī)靜態(tài)約束的同時，還考慮了系統(tǒng)動態(tài)過程中的安全約束，即擾動時系統(tǒng)頻率跌落的最低值應大于負荷側(cè)切負荷動作的觸發(fā)值。文獻［9］在含有風電并網(wǎng)的電力系統(tǒng)頻率響應模型的基礎(chǔ)上，將系統(tǒng)動態(tài)頻率約束轉(zhuǎn)換成系統(tǒng)慣量約束，并將此約束加入機組組合模型求解。該求解方案雖滿足系統(tǒng)頻率要求，但該模型將風電機組均按照無一次調(diào)頻能力處理，風電機組始終不參與系統(tǒng)調(diào)頻，經(jīng)濟性欠佳。文獻［10］研究了考慮風電波動的頻率安全約束機組組合，并采用隨機技術(shù)對風力發(fā)電行為進行準確建模。但該系統(tǒng)的頻率動態(tài)模型存在只能適用于火電機組均為再熱式汽輪機的缺陷。

近年來，國內(nèi)外學者針對如何降低大規(guī)模風電并網(wǎng)對系統(tǒng)慣量以及系統(tǒng)頻率的影響進行了大量研究，總結(jié)包括如下3種解決方法。

1）虛擬慣量控制法［11-12］，在風電機組的控制環(huán)節(jié)引入系統(tǒng)頻率的變化信號，當頻率突變時釋放或吸收風電機組轉(zhuǎn)子來儲存動能，轉(zhuǎn)換為參與調(diào)頻的有功功率。文獻［13］分析了虛擬慣性時間常數(shù)與風電機組轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速以及機組出力之間的關(guān)系，并給出了風電機組虛擬慣性時間常數(shù)量化表達式。

2）超速減載與變槳距控制法［14-16］，風電機組轉(zhuǎn)子超速或變槳距使其脫離最大功率輸出實現(xiàn)減載運行，增加了風電機組有功功率儲備，從而具備一次調(diào)頻能力。文獻［17］將風電機組超速減載備用法與虛擬慣量控制法相結(jié)合，該方法可以使風電機組具備慣性調(diào)頻和一次調(diào)頻能力的同時還有效地避免了風電機組轉(zhuǎn)速恢復過程對系統(tǒng)頻率的二次沖擊。

3）利用電池組、抽水蓄能電站等儲能系統(tǒng)并網(wǎng)以提高系統(tǒng)調(diào)頻能力［18-19］。文獻［20］討論了如何將快速響應的電池儲能器用于系統(tǒng)頻率動態(tài)安全的維護，所提出的方法在保證頻率安全性的前提下，還可以增大風電消納能力，具有較好的經(jīng)濟性。

本文對風電機組采用超速減載與虛擬慣量控制，在計及動態(tài)頻率約束的電力系統(tǒng)機組組合策略研究中考慮風電機組調(diào)頻因素。當火電機組常規(guī)約束下的組合方式不滿足頻率限值要求時，在風電機組減載約束范圍內(nèi)可對風電機組進行控制，使其具備調(diào)頻能力并且提高系統(tǒng)慣量。該策略避免了為提高系統(tǒng)備用容量而開啟新的火電機組的情況，提高了決策的經(jīng)濟效益。

1 計及風電機組調(diào)頻的電力系統(tǒng)頻率響應模型

電力系統(tǒng)正常運行下，供電與負荷功率之間保持平衡以達到系統(tǒng)同步運行。但若發(fā)生突然的擾動，系統(tǒng)頻率將經(jīng)歷從原先穩(wěn)定狀態(tài)過渡到新的穩(wěn)定狀態(tài)的過程。電力系統(tǒng)動態(tài)頻率響應如附錄A圖A1所示，擾動發(fā)生時，系統(tǒng)頻率經(jīng)歷慣性支撐與一次調(diào)頻環(huán)節(jié)，于tmin時段達到頻率最低值fnadir。頻率最低值可反映系統(tǒng)動態(tài)響應過程中頻率變化區(qū)間的大小，為電力系統(tǒng)穩(wěn)定性研究提供參考標準。

1.1 風電機組調(diào)頻響應

同風速下風電機組超速減載曲線與最大功率點跟蹤（MPPT）曲線見圖1，常規(guī)狀態(tài)下風電機組運行于MPPT曲線上以追求風能利用率的最大化。

圖1 同風速下風電機組超速減載與MPPT曲線Fig.1 Overspeed load shedding and MPPT curves of wind turbine with the same wind speed

由于運行在MPPT曲線上的風電機組沒有可用的備用容量，所以不能參與系統(tǒng)的一次調(diào)頻。為了使風電機組具有調(diào)頻能力，本文風電機組參考文獻［17］采用基于轉(zhuǎn)速控制器的減載操作模式，根據(jù)不同時段風電機組一次調(diào)頻容量需求，可采用不同減載量d的超速減載控制。超速法具有響應速度快的特點，但受到最大轉(zhuǎn)速限制有一定的控制盲區(qū)，適用于額定風速以下的工況。根據(jù)相關(guān)資料統(tǒng)計，全年內(nèi)風速達到及超過風電機組額定值的運行工況只占很小一部分［21］，因此，基于超速減載獲取備用容量在大部分時間內(nèi)均適用。本文基于額定風速以下的工況進行研究。當擾動發(fā)生時，先對運行在減載曲線上的風電機組進行虛擬慣量控制，后利用留有的備用容量對風電機組進行一次調(diào)頻控制，在MPPT曲線上的點A處退出調(diào)頻。

風電機組參與系統(tǒng)動態(tài)頻率控制的過程主要分為以下2個部分。

1）慣性支撐部分

調(diào)頻前風電機組運行在減載量為d的超速減載點B，輸出有功功率為Pw。當系統(tǒng)頻率發(fā)生擾動時，風電機組輸出電磁功率由點B突增ΔPe到點C，為系統(tǒng)提供了虛擬慣性支撐。此時電磁功率大于捕獲機械功率，風電機組轉(zhuǎn)子將減速釋放轉(zhuǎn)子動能。隨著轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速逐漸降低，風電機組捕獲機械功率Pw增加，電磁功率Pe逐漸減小，最終電磁功率Pe與機械功率Pw在點D達到平衡，完成風電機組虛擬慣量響應。風電機組慣性支撐效果由慣性時間常數(shù)Hw來表示，如式（1）所示。其定義為用于調(diào)頻的轉(zhuǎn)子動能與機組額定容量SN之比，其中風電機組參與調(diào)頻的有效轉(zhuǎn)子動能包含2個部分，一部分為實際機械動能的變化，另一部分為因機組轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速變化導致的風功率捕獲量變化。

式中：JD為風電機組機械轉(zhuǎn)動慣量；PD為機組極對數(shù)；Pw(t)和Pw(d)分別為調(diào)頻過程中t時段風電機組捕獲的風功率和調(diào)頻初期減載量d下風電機組捕獲的風功率；ton和toff分別為慣性支撐部分開始與結(jié)束時段；ωr1(d)和ωr3(d)分別為風電機組初始轉(zhuǎn)子角速度與風電機組完成虛擬慣量控制時對應的角速度，這兩者均為減載量d的函數(shù)。具體參數(shù)的表達式見附錄B式（B1），轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速變化與時間的關(guān)系見式（B2）。

2）一次調(diào)頻部分

由于風電機組運行在減載曲線上，可通過轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速控制來調(diào)節(jié)風電機組的有功功率輸出以補充系統(tǒng)頻率變化的功率需求。當風電機組完成虛擬慣量控制時，系統(tǒng)頻率偏差仍然存在，頻率擾動超過死區(qū)后風電機組觸發(fā)一次調(diào)頻，其輸出功率就會繼續(xù)增加，運行狀態(tài)由點D向點A移動，釋放備用功率。單臺風電機組參與一次調(diào)頻的功率儲備ΔPWdroop為最大風功率Pw0與一次調(diào)頻起始風功率Pw3的差值，如式（2）所示。與常規(guī)火電機組的調(diào)速器一樣，下垂控制在于提供與頻率偏差成比例的輸出功率。

1.2 計及風電機組調(diào)頻的電網(wǎng)頻率響應模型

當系統(tǒng)發(fā)電量損失后，頻率開始以一定的衰減速率下降，電力系統(tǒng)動態(tài)頻率響應由擺動方程得出：

式中：Δf（t）為頻率偏差；D為負載阻尼系數(shù)；ΔPG（t）和ΔPw(t)分別為在發(fā)電量損失ΔP下，火電機組和風電機組輸出功率的增加量；Heq為虛擬慣量控制下風電機組并網(wǎng)的系統(tǒng)總慣性時間常數(shù)。

已有文獻對傳統(tǒng)動態(tài)頻率響應模型及調(diào)速器建模進行了研究。文獻［22］在文獻［23］的基礎(chǔ)上介紹了一種通用的頻率響應模型，該模型能夠表示每個調(diào)速器對系統(tǒng)頻率控制的作用。本文在文獻［22］中的動態(tài)頻率響應模型的基礎(chǔ)上添加了風電機組一次調(diào)頻與慣性響應部分。

將式（3）進行Laplace變換，可以分為系統(tǒng)慣性響應部分G1(s)、式（3）中等號右側(cè)前2項對應火電機組一次調(diào)頻部分G2(s)和風電機組一次調(diào)頻部分G3(s)。以系統(tǒng)發(fā)電量損失ΔP為輸入，頻率偏差Δf為輸出進行建模，形成計及風電機組調(diào)頻的多機系統(tǒng)頻率響應模型，如圖2所示，該模型可反映機組慣性支撐與一次調(diào)頻響應過程。

圖2 含風電機組調(diào)頻的系統(tǒng)頻率響應模型Fig.2 Frequency response model of system with frequency modulation of wind turbine

式 中：HG為 火 電 機 組 總 慣 性 時 間 常 數(shù)；Sg，i和Hg，i分別為第i臺火電機組的容量和慣性時間常數(shù)；Sw為單臺風電機組的容量。

由1.1節(jié)分析可知，風電機組靜態(tài)調(diào)差系數(shù)可由式（2）表示為以風功率為變量的函數(shù)RWdroop(Pw)，故圖2中風電機組一次調(diào)頻部分等效為一階慣性環(huán)節(jié)后其頻域的表達式，即

則圖2中的傳遞函數(shù)可表示為：

研究表明，由于不同調(diào)速器的時間常數(shù)Ti與Tw在其允許范圍內(nèi)對系統(tǒng)頻率下降影響很小，所以式（6）中所有機組調(diào)速器的時間常數(shù)可都由相同的值TR替代［23］。將式（6）簡化后得到系統(tǒng)頻率偏差Δf的頻域表達式為：

式中：ωf為固有振動頻率；ξ為阻尼比。

將式（7）進行Laplace反變換，可得系統(tǒng)頻率偏差Δf（t）的時域表達式。為得到頻率最低值，將Δf(t)的時域表達式對t求導，可知在頻率最低點處dΔf(t)/dt＝0。在功率缺額和負荷調(diào)頻系數(shù)確定的情況下，系統(tǒng)頻率最低點可表示為：

式中：f0為基準頻率；tnadir為最低點頻率對應時間。

頻率最低點反映了擾動下系統(tǒng)穩(wěn)定性的邊界情況，為了進一步研究頻率最低值fnadir與Heq和RT之間的關(guān)系，可將式（9）中變量之間的變化關(guān)系由附錄A圖A2表示，此時負荷功 率Pload＝250 MW，ΔP＝25 MW，D＝1。當系統(tǒng)單位調(diào)節(jié)功率RT與慣性常數(shù)Heq變化時頻率最低值fnadir的變化情況見圖A2（a）。將圖A2（a）中曲線分別投影至RT-fnadir平面與Heq-fnadir平面，如圖A2（b）和（c）所示。分析可知，fnadir隨Heq和RT增大而增大，所以提高系統(tǒng)慣性水平與調(diào)頻能力對頻率的安全穩(wěn)定有積極作用。風電機組參與系統(tǒng)調(diào)頻可以降低傳統(tǒng)電力系統(tǒng)對慣性和一次調(diào)頻的要求，提高了系統(tǒng)單位調(diào)節(jié)功率和慣性水平從而提升了系統(tǒng)動態(tài)頻率穩(wěn)定性。

2 機組組合

2.1 機組組合目標函數(shù)

機組組合的目的是尋找系統(tǒng)中的發(fā)電機組最佳調(diào)度，以最大限度地降低運營成本并同時滿足系統(tǒng)運行限制。本文的目標函數(shù)分為4個部分：火電機組發(fā)電成本、機組啟停成本、風電機組運維成本及風電機組超速減載產(chǎn)生的經(jīng)濟損失［19］。機組組合的目標是將各時間段總運營成本降至最低，則目標函數(shù)可表示為：

式中：T為調(diào)度周期小時數(shù)；kj為第j臺風電機組運維成 本 系 數(shù)；ai、bi和ci為 第i臺 火 電 機 組 發(fā) 電 成 本 系數(shù)；ui，t為t時段第i臺火電機組啟停狀態(tài)，取值為1表示 開啟，為0表示關(guān)閉；Pg，i，t與Pw，j，t分別為t時段第i臺 火 電 機 組 與 第j臺 風 電 機 組 的 輸 出 功 率；SD，i，t和SU，i，t分 別 為 啟、停 成 本；σj為 第j臺 風 電 機 組 的 超 速減載成本系數(shù)；ΔPw，j，t，d為t時段第j臺風電機組在減載量d下的功率損失；t0和t1分別為機組組合單位時段的起始和終止時段。

2.2 機組組合常規(guī)約束

1）功率平衡約束

式中：PL，t為t時段的計劃負荷。

2）火電機組常規(guī)約束

式中：ωr為轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速；ωr，min和ωr，max分別為ωr的最小值 和最大值；Pw，j，t，max為Pw，j，t的最大 值。

式（18）和式（19）分別為轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速約束和功率約束。

4）系統(tǒng)旋轉(zhuǎn)備用約束

式（15）—式（17）分別為火電機組出力約束、爬坡約束和啟停約束。

3）風電機組常規(guī)約束

式中：λ為備用系數(shù)；PL，i，t為t時段第i臺火電機組的計劃負荷。

2.3 頻率動態(tài)約束建模

式中：“～”表示對應變量考慮開關(guān)決策的形式。

將含開關(guān)策略的參數(shù)代入式（9）使頻率最低值大于限值，即得頻率約束。

式中：fmin為頻率限值。

由于頻率約束式（22）具有高度非線性的特性，求解混合整數(shù)非線性規(guī)劃問題會對求解器帶來較大的負擔，所以采用多元分段線性化技術(shù)對式（22）進行線性化處理。

為了提高計算效率，本文采取Benders分解法將優(yōu)化問題分為1層優(yōu)化和2層優(yōu)化。1層優(yōu)化由常規(guī)約束組成，2層優(yōu)化為頻率越限檢測。為了檢驗頻率是否滿足要求，在2層優(yōu)化中引入懲罰變量ψt，將頻率最低點越限問題轉(zhuǎn)化為懲罰變量最小化問題，則式（25）被改寫為：

通過2層優(yōu)化可以計算得到ψt，若某時段懲罰變量大于0，則說明在該時段1層優(yōu)化解得的機組組合方案存在頻率最低值越限的問題，此時將1層優(yōu)化結(jié)果傳遞到Benders反饋約束，約束表達式如下。

2.4 算法流程

本文提出的風電機組參與調(diào)頻的含頻率動態(tài)約束機組組合模型的求解過程主要分為分層優(yōu)化和迭代修正2個部分，具體流程見圖3，具體步驟如下。

圖3 機組組合模型求解流程圖Fig.3 Flow chart of unit commitment model solution

步驟1：運用拉格朗日松弛算法進行求解以滿足1層優(yōu)化中常規(guī)約束條件式（12）—式（20）的要求，得到的組合結(jié)果傳遞到2層優(yōu)化求解懲罰變量ψt。

步驟2：判斷懲罰變量ψt是否小于0。若ψt小于0，則組合結(jié)果符合頻率限值要求，輸出該時段組合方案；若ψt大于0，則進入Benders割求解，增加約束條件式（27），得出結(jié)果返回1層優(yōu)化，依次循環(huán)至懲罰變量ψt滿足要求后輸出組合結(jié)果。

3 算例分析

為驗證本文所提出的風電機組參與調(diào)頻的含頻率約束機組組合模型可改善系統(tǒng)動態(tài)頻率，使用MATLAB軟件平臺結(jié)合CPLEX12.1求解器對含風電并網(wǎng)的10機系統(tǒng)進行機組組合優(yōu)化計算。算例系統(tǒng)中火電機組運行特性參數(shù)見附錄B表B1，火電機組動態(tài)參數(shù)見表B2，阻尼系數(shù)D＝1，TR＝8 s［24］。系統(tǒng)風電場由500臺裝機容量為1.5 MW的風電機組組成，風電滲透率為31%，風電機組參數(shù)與文獻［25］一致。調(diào)度周期為24 h，24 h內(nèi)負荷曲線以及風電最大出力曲線如附錄A圖A3所示。算例系統(tǒng)基頻為50 Hz，安全頻率限值為49.2 Hz，假設(shè)擾動為系統(tǒng)突增10%的負荷。

采取以下3種機組組合方案，并將結(jié)果進行比較。

方案1：含常規(guī)約束式（12）—式（20），不含系統(tǒng)頻率約束的機組組合方案，結(jié)果記為H1。

方案2：在方案1的基礎(chǔ)上增加系統(tǒng)頻率約束式（26），但風電機組不提供慣性支撐與一次調(diào)頻，僅由火電機組參與系統(tǒng)調(diào)頻。即式（6）中HWF與G2（s）部分均為0，結(jié)果記為H2。

方案3：在方案1的基礎(chǔ)上增加系統(tǒng)頻率約束式（26），其中風電機組參與調(diào)頻，結(jié)果記為H3。

表1記錄了24個時段（1 h為1個時段）擾動發(fā)生時頻率偏差的最大值。表2記錄了方案3下各時段風電機組減載情況。機組組合目標函數(shù)中計及了每臺火電機組各時段下的出力大小，在模型的常規(guī)約束條件與系統(tǒng)頻率動態(tài)約束條件中對火電機組出力取值范圍進行了約束，通過對優(yōu)化模型目標函數(shù)的求解計算可確定各時段下火電機組的出力大小。3種方案下各時段火電機組出力大小見附錄A圖A4。

表1 24 h內(nèi)最大頻率偏差Table 1 Maximum frequency deviation within 24 hours

選取一日內(nèi)負荷最小與最大時段（時段1和時段12）為例。對于時段1，方案1僅開啟火電機組U1提供負荷需求，系統(tǒng)慣性系數(shù)較小導致系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性較差。當系統(tǒng)負荷突增10%時，該方案頻率跌落的最低值為49.09 Hz，低于頻率安全范圍。同一時段下，方案2選擇開啟火電機組U2、U3、U4，相較于方案1，該方案通過增加火電機組開啟數(shù)量提高系統(tǒng)備用容量，從而提高了系統(tǒng)調(diào)頻能力。相同擾動下，頻率跌落的最低值為49.28 Hz，滿足頻率安全要求。方案3采用風電機組減載方式使風電機組具有調(diào)頻能力。在時段1下具備足夠的風能，由表2可知，該時段對風電機組進行減載9.90%操作，風電機組參與系統(tǒng)慣性支撐和一次調(diào)頻，配合火電機組U1可使系統(tǒng)具備足夠調(diào)頻能力，方案3下頻率跌落最低值為49.20 Hz，滿足頻率安全要求。

表2 方案3中24 h內(nèi)風電機組減載量Table 2 Wind turbine deload within 24 hours in scheme 3

在時段12擾動發(fā)生時，3種運行方案對應的系統(tǒng)頻率動態(tài)響應見附錄A圖A5。由于負荷增加，方案1下火電機組U5處于開機狀態(tài)，擾動發(fā)生后3.56 s，該方案達到的系統(tǒng)頻率最低值為49.10 Hz，該方案下不符合頻率最低值要求。相較于方案1，方案2增開火電機組U6和U7，增加備用容量以抵抗干擾對頻率的影響，該方案下，擾動發(fā)生后3.32 s，系統(tǒng)的頻率達到最低值49.28 Hz，符合頻率最低值要求。結(jié)合附錄A圖A6中3種方案下擾動發(fā)生時單臺風電機組輸出功率變化曲線可知，方案1和方案2中風電機組均未采取控制措施，擾動發(fā)生時風電機組依舊運行于MPPT曲線，功率輸出不變。方案3相較于方案1多開啟一臺火電機組U6，其余由風電機組進行減載9.65%以增加備用容量，增大了系統(tǒng)慣量與一次調(diào)頻能力。該方案下在風電機組擾動初期，由于虛擬慣量控制輸出功率突增，隨著轉(zhuǎn)速和頻率偏差減小，輸出功率的增幅逐漸減小，最終降至MPPT功率并保持穩(wěn)定。擾動發(fā)生后3.47 s，系統(tǒng)的頻率達到最低值為49.20 Hz，滿足頻率最低值要求。將3種方案的火電機組運行容量進行對比，方案1中火電機組運行容量為1 332 MW，方案2中火電機組運行容量為1 497 MW，方案3中火電機組運行容量為1 417 MW，方案3相較于方案2少啟動一臺機組，火電機組運行容量減小，節(jié)約了發(fā)電成本。

圖4為3種方案下24個時段頻率最低值的分布圖，結(jié)合圖5各時段風電出力曲線可得：雖然方案1中風電機組處于最大出力狀態(tài)，但是由于風電機組不參與系統(tǒng)調(diào)頻，且風電出力占比較高，擾動發(fā)生時該方案頻率最低值在49.16±0.11 Hz范圍內(nèi)波動。

圖4 頻率最低點分布Fig.4 Distribution of lowest frequency point

圖5 風電出力曲線Fig.5 Output curves of wind power

24個時段中僅有時段5至時段8滿足頻率要求，其余時段系統(tǒng)頻率均明顯低于頻率限值，系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性差，該方案不能滿足系統(tǒng)頻率約束要求。方案2考慮系統(tǒng)頻率動態(tài)約束，但風電機組不參與調(diào)頻，該方案系統(tǒng)通過增加火電機組啟動數(shù)目來提升系統(tǒng)慣量以及備用容量。此方案下頻率最低值在49.30±0.03 Hz范圍內(nèi)波動，各時段均滿足頻率約束要求，有較好的系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性。但是，該方案由于火電機組出力的增加，風電出力大幅減少，風電利用率下降嚴重。方案3考慮了計及風電機組調(diào)頻的系統(tǒng)頻率動態(tài)約束。該方案利用風電機組減載調(diào)頻，將各時段頻率最低值控制在49.20 Hz以上，均滿足系統(tǒng)頻率要求。其中，時段5至時段8由于火電機組調(diào)頻能力已滿足要求，所以該時段風電機組不采取減載調(diào)頻動作，與方案1相同，時段5至時段8的風電機組處于最大出力狀態(tài)。方案3與方案1相比，風電機組雖然不是處于最大出力狀態(tài)，但是該方案提高了系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性。方案3與方案2相比，2種方案均滿足系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性要求，但方案3的風電出力占比明顯高于方案2，風電出力最高可提升23.29%。方案3滿足系統(tǒng)頻率動態(tài)約束的同時還提高了系統(tǒng)風電消納能力。

為進一步驗證風電機組參與調(diào)頻的機組組合方案與傳統(tǒng)機組組合方案相比的優(yōu)越性。將24個時段內(nèi)3種方案下火電機組開機臺數(shù)進行統(tǒng)計，如附錄A圖A7所示。在滿足系統(tǒng)頻率動態(tài)約束的前提下，方案3的火電機組開啟臺數(shù)明顯少于方案2，減少火電機組開啟，增加了燃煤經(jīng)濟性。結(jié)合附錄A圖A4中3種方案下火電機組出力大小可見，方案3的火電機組各時段出力總和小于方案2，方案3下系統(tǒng)具有更好的風電消納能力。

3種方案的發(fā)電成本分別為543 307、561 032、554 216美元，將3種方案成本進行對比可得：方案2和3與較方案1相比，由于增加系統(tǒng)動態(tài)頻率約束，2種方案的發(fā)電成本均有所增加。但方案3相較于方案2的發(fā)電成本有所減少。在滿足頻率動態(tài)約束要求的情況下，方案3的經(jīng)濟性要優(yōu)于方案2。

4 結(jié)語

本文提出一種考慮風電機組超速減載與慣量控制下計及系統(tǒng)頻率動態(tài)約束的機組組合模型，并對頻率約束采用多元分段線性化方法處理來降低求解器計算難度。與傳統(tǒng)不含頻率動態(tài)約束的機組組合模型以及含系統(tǒng)動態(tài)頻率約束但風電機組不參與調(diào)頻的機組組合模型進行對比，本文所提的模型有以下優(yōu)點。

1）與傳統(tǒng)不含頻率約束的機組組合模型相比，本文所提模型增加了系統(tǒng)抵抗突發(fā)干擾的能力，提高了系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性。

2）與含系統(tǒng)動態(tài)頻率約束但風電機組不參與調(diào)頻的機組組合模型相比，本文模型的風電機組提供了一定的慣性支撐，減輕了突發(fā)擾動下火電機組的調(diào)頻負擔。該模型可減少啟動火電機組的數(shù)目，達到經(jīng)濟性的目的，同時提高風電出力在系統(tǒng)中的占比，提高了系統(tǒng)風電消納能力。

此外，超速減載控制法受到風電機組最大轉(zhuǎn)速的限制，無法適用于風電機組超過額定轉(zhuǎn)速的情況。本文基于額定風速以下的工況進行研究，超過額定風速的情況下需結(jié)合變槳距控制法避免風電機組轉(zhuǎn)速過高的問題，這將是下一步的研究方向。