姜 濤，邱宇琛，劉先超，李國慶

（現(xiàn)代電力系統(tǒng)仿真控制與綠色電能新技術(shù)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（東北電力大學(xué)），吉林省吉林市 132012）

0 引言

在全球能源低碳轉(zhuǎn)型背景下，加快構(gòu)建新能源占比逐漸提升的新型電力系統(tǒng)是實(shí)現(xiàn)中國能源低碳、清潔轉(zhuǎn)型的關(guān)鍵［1］。隨著風(fēng)電、光伏等新能源發(fā)電在電力系統(tǒng)中滲透率不斷提升，系統(tǒng)慣量下降趨勢明顯，由傳統(tǒng)同步機(jī)主導(dǎo)的電網(wǎng)調(diào)頻模式壓力日益增大，系統(tǒng)頻率穩(wěn)定面臨嚴(yán)峻挑戰(zhàn)［2］。

近年來，借助風(fēng)電場參與電力系統(tǒng)頻率調(diào)節(jié)的技術(shù)手段愈加引起電網(wǎng)運(yùn)行人員和相關(guān)專家關(guān)注。為應(yīng)對系統(tǒng)擾動引發(fā)的頻率波動［3］，不少國家規(guī)定風(fēng)電場應(yīng)具備主動調(diào)頻能力［4-5］。根據(jù)能量儲備形式，風(fēng)電場短期頻率支撐控制策略可分為功率備用控制和轉(zhuǎn)子動能控制兩類。功率備用控制［6-9］通過變槳、超速或其組合控制使風(fēng)機(jī)運(yùn)行在次優(yōu)跟蹤模式以留取調(diào)頻備用功率；而轉(zhuǎn)子動能控制則借助風(fēng)機(jī)控制靈活、可塑性強(qiáng)的優(yōu)勢，使其短時偏離最優(yōu)運(yùn)行點(diǎn)釋放動能以實(shí)現(xiàn)調(diào)頻，相較前者，該控制方式能保證較好的經(jīng)濟(jì)效益。

當(dāng)前，風(fēng)電機(jī)組參與系統(tǒng)頻率調(diào)節(jié)的轉(zhuǎn)子動能控制策略主要為構(gòu)建與頻率［10］、轉(zhuǎn)速［11］、時間［12-13］相關(guān)的有功參考值功率函數(shù)，以在頻率響應(yīng)期間增發(fā)有功平衡負(fù)荷擾動。其中，基于模擬同步機(jī)的頻率-功率函數(shù)控制設(shè)計最具代表意義，已得到廣泛研究與應(yīng)用，是眾多調(diào)頻方法的基礎(chǔ)。但現(xiàn)有轉(zhuǎn)子動能控制在調(diào)頻結(jié)束后風(fēng)機(jī)進(jìn)入轉(zhuǎn)速恢復(fù)過程易出現(xiàn)系統(tǒng)頻率二次跌落（secondary frequency dip，SFD）［14］，嚴(yán)重時甚至超過負(fù)荷擾動引起的最低點(diǎn)［15］。為解決該問題，文獻(xiàn)［16-17］通過修改風(fēng)機(jī)退出調(diào)頻的運(yùn)行軌跡，借助限轉(zhuǎn)矩直線或平滑曲線等務(wù)類函數(shù)，規(guī)避傳統(tǒng)恢復(fù)至初始運(yùn)行點(diǎn)的“路徑”，從而減小退出調(diào)頻時產(chǎn)生的功率驟降量，以抑制SFD。但該方法延長了轉(zhuǎn)速恢復(fù)時間，抑制效果過于依賴退出功率減載量或變系數(shù)函數(shù)的選取，在風(fēng)速受擾場景下存在動態(tài)參數(shù)量化困難、運(yùn)行軌跡易偏離預(yù)設(shè)狀態(tài)的現(xiàn)象［18］。隨著儲能技術(shù)的發(fā)展，通過風(fēng)電與儲能協(xié)同為解決該問題提供了新思路，借助儲能對風(fēng)電場退出調(diào)頻時的功率驟降量進(jìn)行填補(bǔ)［19-20］，可有效避免SFD，但由于儲能存在成本高、頻繁充放電將嚴(yán)重影響儲能使用壽命等不足，降低了風(fēng)電場運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性。此外，綜合考慮最大頻率偏差和SFD 相斥關(guān)系的控制策略也較為常見，如優(yōu)化相關(guān)調(diào)頻參數(shù)［21-23］或 設(shè) 計 場 站 內(nèi) 機(jī) 組 兩 級 協(xié) 調(diào) 分 配 方 法［24-26］等。但現(xiàn)有的整定方法涉及的動態(tài)參數(shù)過多，在線應(yīng)用較為困難，而所提機(jī)組兩級分配方法的設(shè)計目前也僅限于單個風(fēng)電場，對于數(shù)量眾多、運(yùn)行工況差異較大的多風(fēng)電場并網(wǎng)系統(tǒng)未計及其對同步機(jī)組調(diào)頻效果的影響［27］，同時忽視了多場站間交互配合及“能量協(xié)同”這一潛力。事實(shí)上，隨著電網(wǎng)中風(fēng)電滲透率的急劇增長，如何針對含高風(fēng)電滲透率的電力系統(tǒng)，設(shè)計實(shí)用、可靠的調(diào)頻控制策略，協(xié)同不同工況的風(fēng)電場站調(diào)頻資源，實(shí)現(xiàn)有限調(diào)頻能力的更大化利用亟待深入研究。

為此，本文以經(jīng)典、實(shí)用化的綜合慣量控制（SFPD）為研究對象，從場站交互機(jī)制出發(fā)，提出一種多風(fēng)電場動態(tài)差異化時序協(xié)同的頻率支撐控制策略。首先，基于SFPD 調(diào)頻原理，從能量視角分析了多風(fēng)電場調(diào)頻存在的不足及最優(yōu)“有功軌跡”實(shí)用性轉(zhuǎn)化方案；然后，綜合考慮系統(tǒng)頻率關(guān)鍵指標(biāo)和務(wù)風(fēng)電場實(shí)際工況，逆向設(shè)計不同場站參與調(diào)頻投入時序和任務(wù)分工；最后，通過3 機(jī)9 節(jié)點(diǎn)測試系統(tǒng)和某實(shí)際電網(wǎng)算例，驗(yàn)證了所提控制策略的有效性和實(shí)用性。

1 能量視角下調(diào)頻問題描述與實(shí)用性轉(zhuǎn)化

本章從能量視角分析多風(fēng)電場采用SFPD 策略參與電網(wǎng)頻率主動支撐存在的不足，并結(jié)合最優(yōu)“有功軌跡”針對多風(fēng)電場調(diào)頻進(jìn)行實(shí)用化轉(zhuǎn)化。

1.1 風(fēng)電SFPD 策略

穩(wěn)態(tài)運(yùn)行情況下，風(fēng)機(jī)通常運(yùn)行在最大功率點(diǎn)跟蹤 （maximum power point tracking，MPPT）模式，機(jī)械功率PT與最優(yōu)跟蹤電磁功率指令PMPPT（v，ωr）保持平衡。當(dāng)頻率跌落超過死區(qū)時，風(fēng)機(jī)SFPD 啟動，其基本控制原理如附錄A 圖A1 所示。SFPD 控制包含下垂控制和虛擬慣量控制兩部分，采集頻率偏差和頻率偏差變化率作為輸入信號生成有功增量ΔP，其輸出的電磁功率Pref（v，ωr）表達(dá)式為：

式中：Δf為系統(tǒng)頻率變化量；kH和kD分別為SFPD 環(huán)節(jié)的慣性系數(shù)和下垂系數(shù)；ωr為風(fēng)機(jī)轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速；v為環(huán)境風(fēng)速。

1.2 能量視角下多風(fēng)電場調(diào)頻問題描述

圖1 建立了計及多個風(fēng)電場的系統(tǒng)頻率響應(yīng)模型。圖中：ρ為系統(tǒng)風(fēng)電滲透率；kHi和kDi分別為風(fēng)電場i的慣性系數(shù)和下垂系數(shù)；Hg為系統(tǒng)同步機(jī)組的等效慣性時間常數(shù)；D為系統(tǒng)的等效阻尼系數(shù)；R為同步機(jī)組一次調(diào)頻的調(diào)差系數(shù)；Ts為汽輪機(jī)的慣性時間常數(shù)；Fs為汽輪機(jī)的特征系數(shù)；KL為負(fù)荷調(diào)節(jié)系 數(shù)；WFi表 示 風(fēng) 電 場i；為務(wù)風(fēng)電場有功增量總和，其中n為風(fēng)電場總數(shù)。

圖1 含多風(fēng)電場的電力系統(tǒng)頻率響應(yīng)模型Fig.1 Frequency response model of power system with multiple wind farms

由圖1 可得，風(fēng)機(jī)在動能釋放階段的系統(tǒng)等效時域轉(zhuǎn)子運(yùn)動方程可描述為：

式中：ΔPm為同步機(jī)有功輸出；ΔPi為任意風(fēng)電場i的有功增量；ΔPL為負(fù)荷調(diào)節(jié)變化量；ΔPd為負(fù)荷突增量。

為便于求解，參考文獻(xiàn)［14］，式（2）可進(jìn)一步采用二階微分方程描述系統(tǒng)頻率f的變化過程：

進(jìn)一步，得到從動能釋放時刻ton開始，系統(tǒng)頻率解析式為：

其中

對式（4）進(jìn)行求導(dǎo)，可得最大頻率偏差Δfmax及第1 次頻率跌落時間tnadir1分別為：

式中：β=arctan(η1/k1)。

1）風(fēng)電動能釋放階段(ton-toff)能量解析顯然，根據(jù)式（4）可求出Δf（t）和dΔf（t）/dt，若忽略該過程機(jī)械轉(zhuǎn)矩變化，進(jìn)一步可得風(fēng)機(jī)在任意時刻t釋放的動能之和為：

式中：toff為動能釋放階段結(jié)束時刻；ΔPti為任意風(fēng)電場i的機(jī)械功率變化量；h和γ為中間變量，其表達(dá)式如式（12）所示。

2）風(fēng)電動能回收階段(toff-tend)能量解析

風(fēng)機(jī)退出調(diào)頻后，沿著MPPT 軌跡進(jìn)行轉(zhuǎn)速恢復(fù)，可求得風(fēng)機(jī)在動能回收階段的能量之和為：

式中：tend為動能回收階段結(jié)束時刻；ωi為任意風(fēng)電場i等效機(jī)組轉(zhuǎn)速；ωoffi和ωendi分別為任意風(fēng)電場i等效機(jī)組退出調(diào)頻時刻轉(zhuǎn)速和最終穩(wěn)態(tài)轉(zhuǎn)速；kopt為最優(yōu)功率跟蹤系數(shù)；PMPPTi為任意風(fēng)電場i的最優(yōu)跟蹤功率。

一次調(diào)頻結(jié)束后，務(wù)風(fēng)電場機(jī)組轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速回到初始轉(zhuǎn)速。根據(jù)能量守恒定律，可求ton-tend全過程風(fēng)電場釋放的動能之總和為：

式中：JWTi為任意風(fēng)電場i的轉(zhuǎn)動慣量。

根據(jù)式（10）至式（13）可得，若考慮系統(tǒng)受最大潛在負(fù)荷擾動ΔPd影響，務(wù)同步發(fā)電機(jī)的調(diào)差系數(shù)R、務(wù)風(fēng)電場的慣量參數(shù)kH及下垂參數(shù)kD均已知，影響含多風(fēng)電場電力系統(tǒng)調(diào)頻效果兩個關(guān)鍵問題為：

1）能量W1透支程度在高風(fēng)電滲透率電力系統(tǒng)參數(shù)kH和kD累積影響下不斷增大，“掩蓋”了同步機(jī)調(diào)速器對于擾動幅度的判斷，壓縮了同步機(jī)有功支撐發(fā)揮空間，不能盡早激發(fā)其調(diào)頻備用；

2）務(wù)風(fēng)電場無時序差退出調(diào)頻，等效于“第2 次負(fù)荷突增”，加大了轉(zhuǎn)子“回收”能量W2的壓力，而由同步機(jī)主導(dǎo)的低慣量頻率響應(yīng)難以在瞬時有效填補(bǔ)功率缺口，將導(dǎo)致頻率再一次惡化。

1.3 能量視角下調(diào)頻“最優(yōu)”軌跡實(shí)用性轉(zhuǎn)化

為解決1.2 節(jié)存在的能量釋放呈現(xiàn)“無序”狀態(tài)問題，本節(jié)結(jié)合文獻(xiàn)［22］調(diào)頻“最優(yōu)”有功軌跡對傳統(tǒng)SFPD 控制進(jìn)行實(shí)用化改進(jìn)。

由于不同“有功軌跡”形式的動能控制策略完成始末MPPT 點(diǎn)“路徑”閉環(huán)代表著風(fēng)機(jī)調(diào)頻過程能量釋放與回收的不同“充放”特性。因此，對于有限轉(zhuǎn)子動能勢必存在一條最優(yōu)有功軌跡，可實(shí)現(xiàn)頻率最佳提升效果，調(diào)頻控制問題可等價為：

式中：ΔEk(t)為t時刻的可用動能；ΔEk，max為最大可用動能限值；Rmax為系統(tǒng)初始頻率變化率安全閾值；Δfmax為系統(tǒng)頻率跌落最大偏差。

參考文獻(xiàn)［22］，利用優(yōu)化方法對式（10）進(jìn)行求解，可刻畫風(fēng)電最優(yōu)有功出力軌跡，其包含3個關(guān)鍵特性：

1）在初始階段，有功出力近似于一階慣性環(huán)節(jié)響應(yīng)，目的在于激發(fā)同步機(jī)慣量響應(yīng)；

2）在出現(xiàn)頻率最低點(diǎn)之前，充分釋放轉(zhuǎn)子動能，風(fēng)電出力增發(fā)到最值，減小最大頻率偏差；

3）隨后，風(fēng)電有功出力緩慢平滑退出，降低SFD 風(fēng)險。

本文為避免調(diào)頻效果受限于機(jī)組層面調(diào)頻參數(shù)的影響，結(jié)合上述3 個關(guān)鍵特性，從場站交互機(jī)制視角出發(fā)，綜合考慮初始過程頻率變化率閾值、一次跌落及SFD 的三重影響，多逆向時間尺度下設(shè)計不同工況風(fēng)電場調(diào)頻有功出力變化時序，優(yōu)化風(fēng)機(jī)調(diào)頻過程能量“充放”特性，提升系統(tǒng)頻率支撐響應(yīng)性能。

2 多風(fēng)電場動態(tài)差異化時序SFPD 控制

2.1 動態(tài)差異化時序協(xié)同SFPD 控制框架

結(jié)合風(fēng)電參與電力系統(tǒng)調(diào)頻需求，本文所提動態(tài)差異化時序協(xié)同SFPD 控制框架如圖2 所示。按照“場群調(diào)頻權(quán)責(zé)明晰、能量差異化協(xié)同配合”的思路，將地區(qū)電網(wǎng)風(fēng)電場劃分為3 個批次的風(fēng)電場群（以下命名為：第1 批次風(fēng)電場群、第2 批次風(fēng)電場群和第3 批次風(fēng)電場群）。其中，第1 批次風(fēng)電場群主要用于改善頻率初期跌落過程的變化率，第2 批次風(fēng)電場群延時輔助提升第1 次頻率跌落最低點(diǎn)，第3 批次風(fēng)電場群緩解SFD。3 種風(fēng)電場群的選取方法將在2.2 節(jié)展開探討，按照動態(tài)差異化時序協(xié)同控制多風(fēng)電場有功出力提供頻率支撐效果，具體實(shí)現(xiàn)過程如圖3 所示。圖中：ΔPW為多風(fēng)電場有功出力變化量。

圖2 多風(fēng)電場協(xié)同SFPD 控制策略框架Fig.2 Strategy framework of collaborative SFPD control for multiple wind farms

圖3 所提控制策略有功輸出時序Fig.3 Active output timing of proposed control strategy

當(dāng)系統(tǒng)受擾后，在時刻ton1超過調(diào)頻啟動閾值Δfthrehold或| Δf/Δt|threhold時，務(wù)風(fēng)電場調(diào)整電磁功率增量ΔPw參與調(diào)頻。首先，由ton1計算第2、第3 批次風(fēng)電場群慣量響應(yīng)啟動時刻ton2、ton3及閉鎖時刻toff1、toff2、toff3分別為：

式中：Δt表示第1、2 批次風(fēng)電場群投入時間間隔；ton-off為務(wù)風(fēng)電場群慣量響應(yīng)到閉鎖時間間隔。

第1、第2 批次風(fēng)電場群分別在t1和t2時刻投入，參與系統(tǒng)調(diào)頻，分別釋放動能S1和S2用于補(bǔ)償系統(tǒng)功率缺額：

式中：ΔPw1(t)和ΔPt1(t)分別為第1 批次風(fēng)電場群的電磁功率和機(jī)械功率；ΔPw2(t)和ΔPt2(t)分別為第2 批次風(fēng)電場群的電磁功率和機(jī)械功率。

風(fēng)電場群差異化時序投入目的在于：1）盡可能讓同步發(fā)電機(jī)及時充分釋放其有功備用；2）避免風(fēng)電機(jī)群同一時刻退出而導(dǎo)致系統(tǒng)大規(guī)模功率缺額，一定程度緩解SFD。

第1 批次風(fēng)電場群慣量閉鎖后，第3 批次風(fēng)電場群啟動輔助前兩批次風(fēng)電場群完成轉(zhuǎn)速恢復(fù)，釋放S3填補(bǔ)能量缺口+：

式中：ΔPw3(t)和ΔPt3(t)分別為第3 批次風(fēng)電場群的電磁功率和機(jī)械功率。

就調(diào)頻效果而言，所提策略實(shí)質(zhì)是通過多次“小程度頻率跌落”替代了傳統(tǒng)無協(xié)同控制策略較大程度SFD，這樣做的出發(fā)點(diǎn)是既保證初始頻率變化率在安全范圍、提升系統(tǒng)頻率最低點(diǎn)這一核心需求，又能合理有效地控制風(fēng)電能量透支速度，從而減小風(fēng)電轉(zhuǎn)子能量回收電網(wǎng)的“反噬”作用。

需要指出的是，風(fēng)電場調(diào)頻能力取決于自然條件等因素，具有不確定性，故本文設(shè)計3 個批次風(fēng)電場群的歸類處于實(shí)時動態(tài)調(diào)整中，通過實(shí)時評估當(dāng)前風(fēng)電場的調(diào)頻能力為實(shí)時更新調(diào)頻場群分類提供依據(jù)，以保護(hù)風(fēng)電場安全運(yùn)行，實(shí)現(xiàn)差異化調(diào)頻的效果。具體實(shí)現(xiàn)規(guī)則如下：若第1 批次風(fēng)電場群出現(xiàn)超過10% 的機(jī)組的轉(zhuǎn)速低于“預(yù)警”轉(zhuǎn)速0.8 p.u.時，則第2 批次風(fēng)電場群將調(diào)整某一高風(fēng)速風(fēng)電場至第1 批次風(fēng)電場群，以保證慣量響應(yīng)頻率變化率的安全性。第3 批次風(fēng)電場群同樣具備該控制功能，這里不再贅述。

2.2 各批次場群選取方法

綜合考慮系統(tǒng)最大潛在擾動場景和惡劣風(fēng)速工況，本文所提參與系統(tǒng)頻率主動支撐的務(wù)批次風(fēng)電場群選取方法如下。

1）第1、第2 批次風(fēng)電場群選取：第1、第2 批次風(fēng)電場群選取須考慮系統(tǒng)在受到最大潛在擾動時，投入第1 批次或第2 批次風(fēng)電場群后系統(tǒng)頻率軌跡始終處于安全范圍內(nèi)［28］：

根據(jù)式（20）和式（21）可得系統(tǒng)頻率軌跡約束下第1、第2 批次風(fēng)電場慣量-下垂系數(shù)調(diào)頻需求。

進(jìn)一步，根據(jù)慣性-下垂系數(shù)需求可得第1、第2批次風(fēng)電場群所釋放動能需滿足如下約束：

式中：kwindDi為風(fēng)電場群內(nèi)風(fēng)電場i的下垂系數(shù)；η為安全裕度系數(shù)；K1和K2分別為第1、第2 批次風(fēng)電場群可釋放動能，其表達(dá)式如式（23）和式（24）所示。

式中：Hwindi為場群內(nèi)任意風(fēng)電場i等效機(jī)組慣量時間常數(shù)；ωi，min為場群內(nèi)任意風(fēng)電場i等效機(jī)組最低保護(hù)轉(zhuǎn)速；N1和N2分別為第1、第2 批次場群風(fēng)電場數(shù)量。2）第3 批次風(fēng)電場群選?。旱? 批次風(fēng)電場群主要用于輔助前兩批次風(fēng)電場群的轉(zhuǎn)速恢復(fù)，故第3 批次風(fēng)電場群可釋放的動能須大于前兩批次風(fēng)電場群在預(yù)設(shè)安全邊界下釋放的能量總和，即

式中：K3為第3 批次風(fēng)電場群可釋放動能；N3為第3批次場群風(fēng)電場數(shù)量；λ為安全裕度系數(shù)。

結(jié)合系統(tǒng)風(fēng)電場實(shí)際規(guī)模，可確定滿足式（20）至式（25）的務(wù)批次場群的最小風(fēng)電場數(shù)量N1、N2、N3。此外，考慮第1、第2 批次風(fēng)電場率先進(jìn)入調(diào)頻階段，易受風(fēng)速不確定性影響，應(yīng)優(yōu)選規(guī)模較大的風(fēng)電場作為第1、第2 批次場群，并留有足夠的安全裕量，利用風(fēng)電功率匯聚效應(yīng)削弱惡劣風(fēng)速工況影響，優(yōu)選規(guī)模較小的風(fēng)電場作為第3 批次場群。務(wù)批次風(fēng)電場群調(diào)頻容量應(yīng)滿足如下關(guān)系：

式中：Ewind1、Ewind2、Ewind3為務(wù)批次風(fēng)電場群的調(diào)頻容量大小。

2.3 關(guān)鍵參數(shù)選取

1）投入時間間隔Δt。第2 批次風(fēng)電場群應(yīng)在系統(tǒng)第1 次頻率跌落前投入，且不低于最低限定時間差Δtlim，即

針對Δt的具體設(shè)定，參考文獻(xiàn)［27］，可結(jié)合地區(qū)電網(wǎng)規(guī)模、新能源滲透率、設(shè)定的慣性-下垂系數(shù)，通過仿真遍歷務(wù)典型場景下不同擾動程度的Δt值，進(jìn)而可擬合出適用不同典型場景下的Δt值。

在實(shí)際控制中，為實(shí)現(xiàn)動態(tài)調(diào)整Δt值，還須根據(jù)式（24）對系統(tǒng)擾動功率ΔPd進(jìn)行預(yù)估［29］。

式中：H為系統(tǒng)慣量時間常數(shù)。

2）風(fēng)電參與調(diào)頻時間ton-off。本文所提控制策略由多個風(fēng)電場群交替參與完成。因此，為保證所提控制策略具備較強(qiáng)魯棒性，調(diào)頻過程中應(yīng)保證參與調(diào)頻機(jī)組釋放動能具有可持續(xù)性，故所設(shè)定慣量響應(yīng)時間應(yīng)相對偏小，依據(jù)并網(wǎng)電源一次調(diào)頻導(dǎo)則［30］，本文設(shè)定ton-off=10 s。

2.4 協(xié)同控制策略流程

本文所提多風(fēng)電場頻率主動支撐控制策略主要包括附錄A 圖A2 所示兩個部分，詳細(xì)說明如下：

1）風(fēng)電中控離線預(yù)決策：正常情況下，多風(fēng)電場按照預(yù)置順序參與調(diào)頻，務(wù)風(fēng)電場每5 min 預(yù)測風(fēng)速，并檢測場站內(nèi)機(jī)組運(yùn)行工況，通過上述量測信息，將地區(qū)風(fēng)電場群按照實(shí)際工況進(jìn)行動態(tài)調(diào)整，量測信息每5 min 更新一次，保證控制策略的有效性。

2）多電場在線響應(yīng)：當(dāng)檢測到頻率/頻率變化率超過閾值時，激活多風(fēng)電場協(xié)同頻率控制策略，風(fēng)電場按照匹配的投入順序依次參與系統(tǒng)調(diào)頻。

3 仿真分析

本章分別以3 機(jī)9 節(jié)點(diǎn)測試系統(tǒng)和某實(shí)際電網(wǎng)為例，對所提控制策略有效性和實(shí)用性進(jìn)行分析驗(yàn)證。

3.1 3 機(jī)9 節(jié)點(diǎn)測試系統(tǒng)

3 機(jī)9 節(jié)點(diǎn)測試系統(tǒng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)如附錄A 圖A3 所示，該系統(tǒng)包含兩臺同步機(jī)組G1、G2 和3 個風(fēng)電場WF1、WF2、WF3，每個風(fēng)電場由一臺等值風(fēng)機(jī)替代，3 個風(fēng)電場的機(jī)組數(shù)量分別為70、65、35，同步機(jī)組G1、G2 的輸出功率分別為160 MW 和100 MW；L1、L2、L3 分 別 為90 MW、100 MW、110 MW 的負(fù)荷，風(fēng)機(jī)最低轉(zhuǎn)速限值為0.7 p.u.，最高轉(zhuǎn)速限值為1.2 p.u.。

根據(jù)本文風(fēng)電場分群原則，將WF1、WF2、WF3 分 別 設(shè) 置 為 第1、2、3 批 次 風(fēng) 電 場 群，Rmax=-0.6 Hz/s。分別在不同負(fù)荷擾動場景和風(fēng)速場景下對比以下3 種調(diào)頻控制方式的效果：方法1——務(wù)風(fēng)電場均不參與調(diào)頻；方法2——務(wù)風(fēng)電場采用傳統(tǒng)SFPD 控制策略；方法3——務(wù)風(fēng)電場采用所提控制策略。

1)不同負(fù)荷擾動場景

為驗(yàn)證所提控制策略在不同負(fù)荷擾動下的有效性，在WF1、WF2、WF3 風(fēng) 電 場 風(fēng) 速 分 別 為11.5、8.9、9.5 m/s 的場景下，設(shè)置系統(tǒng)在50 s 時分別突增50 MW 和80 MW 負(fù)荷，仿真結(jié)果如圖4 和圖5 所示。圖中：Wmin表示轉(zhuǎn)速最低限值，Wmin=0.7 p.u.。

圖4 負(fù)荷突增50 MW 時的仿真結(jié)果Fig.4 Simulation results when load suddenly increases by 50 MW

圖5 負(fù)荷突增80 MW 時的仿真結(jié)果Fig.5 Simulation results when load suddenly increases by 80 MW

由圖4 和圖5 可知：當(dāng)系統(tǒng)受到不同程度負(fù)荷擾動后，所提控制策略均能有效提升系統(tǒng)頻率最低點(diǎn)，且相較方法1 和方法2 效果更佳，兩種負(fù)荷擾動場景下系統(tǒng)頻率最低點(diǎn)提升水平如附錄A 表A1所示。

由圖4 可知：當(dāng)系統(tǒng)在50 s 時出現(xiàn)50 MW 負(fù)荷突增擾動時，首先由第1 批次風(fēng)電場群增發(fā)9 MW有功功率，緩解系統(tǒng)頻率下降趨勢，將頻率變化率控制在安全范圍；然后，第2 批次風(fēng)電場群滯后第1 批次風(fēng)電場群1 s 后投入，該過程雖較方法2 導(dǎo)致系統(tǒng)頻率偏差在前期過大，但其更大程度地加快了同步機(jī)組有功功率的釋放，前2 個批次風(fēng)電場群風(fēng)機(jī)出力總和在53 s 附近達(dá)到最大值82.5 MW，有效提升了系統(tǒng)頻率跌落最低點(diǎn)；最后，在第1 批次風(fēng)電場群調(diào)頻結(jié)束后，第3 批次風(fēng)電場群快速啟動，增發(fā)有功出力8.75 MW，協(xié)同同步機(jī)組填補(bǔ)前兩批次參與主動支撐的風(fēng)電場群的功率缺額，第1 批次風(fēng)電場群在60～61 s 內(nèi)實(shí)現(xiàn)了轉(zhuǎn)速的部分恢復(fù)，減緩了能量驟降趨勢，61 s 時第2 批次風(fēng)電場群退出調(diào)頻，系統(tǒng)頻率產(chǎn)生小幅SFD，但遠(yuǎn)小于第1 次頻率跌落值，調(diào)頻過程中務(wù)風(fēng)電場等值風(fēng)機(jī)轉(zhuǎn)速由1.15 p.u.、0.89 p.u.、0.95 p.u.分別下降至1.03 p.u.、0.730 p.u.、0.735 p.u.，并最終恢復(fù)到初始轉(zhuǎn)速，未出現(xiàn)轉(zhuǎn)速越限現(xiàn)象。所提方法相較方法1 的頻率最低點(diǎn)可提升0.285 Hz，提升水平達(dá)47.58%；相較方法2 可進(jìn)一步減小8.19%，有效避免了風(fēng)機(jī)同時退出引起嚴(yán)重的SFD 問題。圖5 所示系統(tǒng)發(fā)生80 MW 負(fù)荷擾動情況類似，這里不再贅述。

需要指出的是，方法2 較所提方法3 在頻率響應(yīng)過程10 s 內(nèi)釋放了更多能量，卻并未取得更好的調(diào)頻效果，出現(xiàn)該問題的原因是方法2 未實(shí)現(xiàn)風(fēng)機(jī)轉(zhuǎn)子動能更優(yōu)釋放，而本文所提控制策略設(shè)計的風(fēng)電場分群差異化時序投入不僅實(shí)現(xiàn)了調(diào)頻能量的合理配合。同時，相比于方法2 更大程度地利用風(fēng)機(jī)的動能，實(shí)現(xiàn)了更好的調(diào)頻效果。

2）惡劣風(fēng)速場景

為進(jìn)一步驗(yàn)證所提控制策略在惡劣風(fēng)速場景下的有效性，設(shè)置一組風(fēng)速斜坡擾動場景，50 s 時系統(tǒng)發(fā)生80 MW 負(fù)荷擾動，仿真結(jié)果如圖6 所示。

圖6 3 機(jī)9 節(jié)點(diǎn)測試系統(tǒng)中惡劣風(fēng)速場景的仿真結(jié)果Fig.6 Simulation results for severe wind speed scenarios in 3-machine 9-bus test system

由圖6 的仿真結(jié)果可知：在惡劣風(fēng)速場景下，3 種控制方法的系統(tǒng)頻率第1 次分別跌落至48.889、49.590、49.493 Hz；方 法2 和 方 法3 第2 次 頻 率 分 別跌落至49.421 Hz 和49.581 Hz?？梢钥闯觯M管風(fēng)電場的風(fēng)速在調(diào)頻期間均出現(xiàn)了變化，但所提控制策略相比其他方法仍具有良好的控制性能。所提方法在50 s 時，第1 批次風(fēng)電場群風(fēng)速由11.5 m/s 下降為9.5 m/s，風(fēng)機(jī)出力處于變動中，但仍率先投入?yún)⑴c調(diào)頻，快速增發(fā)15 MW 有功功率，有效遏制了系統(tǒng)頻率快速下降趨勢，使得系統(tǒng)頻率變化率處于安全范圍內(nèi)；隨后，第2 批次風(fēng)電場群間隔1 s 后投入，輔助提升了系統(tǒng)頻率最低點(diǎn)，前2 個批次的風(fēng)電場迅速釋放轉(zhuǎn)子動能，在52.5 s 時2 個批次的風(fēng)電場群增發(fā)出力至最大值98.5 MW，有效提升了系統(tǒng)的頻率最低點(diǎn)，相比于方法1，頻率提升了0.709 Hz，提升水平高達(dá)54.37%；最后，第3 批次風(fēng)電場群在風(fēng)速由10.6 m/s 下降為8.5 m/s 時投入，以輔助前兩批次風(fēng)電場群的轉(zhuǎn)速恢復(fù)，在60 s 時增發(fā)有功功率10.5 MW，抑制系統(tǒng)SFD 效果明顯，相比于方法2 的頻率最低點(diǎn)仍可進(jìn)一步提升12.44%。由此可見，所提方法在惡劣風(fēng)速場景下，仍可有效利用風(fēng)機(jī)蘊(yùn)藏的調(diào)頻潛力。

3.2 某實(shí)際電網(wǎng)仿真系統(tǒng)分析

為驗(yàn)證所提控制策略在實(shí)際電力系統(tǒng)中應(yīng)用的可行性，本節(jié)進(jìn)一步在中國某省西部電網(wǎng)仿真系統(tǒng)中對所提控制策略進(jìn)行仿真、驗(yàn)證。

某省西部電網(wǎng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)見附錄A 圖A4。該區(qū)域電網(wǎng)包含2 座火電廠和6 個不同規(guī)模大小的風(fēng)電場。其 中，風(fēng) 電 場LF（WF1）、RS（WF2）、XAL（WF3）、SL（WF4）、DB（WF5）和HLP（WF6）的額定功率分別為180、99、99、49.5、49.5、180 MW。

根據(jù)本文所提風(fēng)電場群劃分原則，設(shè)置風(fēng)電場LF（WF1）和RS（WF2）為第1 批次風(fēng)電場群；風(fēng)電場XAL（WF3）、SL（WF4）、DB（WF5）為第2 批次風(fēng)電場群；風(fēng)電場HLP（WF6）為第3 批次風(fēng)電場群，Rmax=-0.6 Hz/s。

1)最大潛在負(fù)荷擾動場景

設(shè)置系統(tǒng)在40 s 時發(fā)生300 MW 負(fù)荷擾動，務(wù)風(fēng)電場初始相關(guān)參數(shù)如表1 所示，仿真結(jié)果如圖7所示。

表1 各風(fēng)電場運(yùn)行狀態(tài)Table 1 Operational status of each wind farm

圖7 最大潛在負(fù)荷擾動仿真結(jié)果Fig.7 Simulation results of the maximum potential load disturbance

由圖7 仿真結(jié)果可知：系統(tǒng)在40 s 時發(fā)生300 MW 負(fù)荷擾動后，第1 批次風(fēng)電場群中風(fēng)電場LF（WF1）和RS（WF2）分別迅速增發(fā)出力97 MW和55 MW，在頻率下跌階段將頻率變化率控制在安全閾值內(nèi)；然后，第2 批次風(fēng)電場群中風(fēng)電場XAL（WF3）、SL（WF4）、DB（WF5）在第1 批次風(fēng)電場群投入1.5 s 后投入，分別增發(fā)有功功率53 MW、27 MW、23 MW 有功功率，以提升系統(tǒng)頻率最低點(diǎn)；最后，第3 批次風(fēng)電場群中風(fēng)電場HLP（WF6）投入，快速出力44 MW，用于減緩系統(tǒng)頻率的SFD。在此過程中，風(fēng)電場WF1 至WF6 等值風(fēng)機(jī)轉(zhuǎn)速分別由1.10、10.01、1.06、1.02、0.94、0.97 p.u.下降至0.99、0.805、0.735、0.88、0.715、0.75 p.u.，并最終恢復(fù)到初始轉(zhuǎn)速，未出現(xiàn)轉(zhuǎn)速越限現(xiàn)象。針對提升頻率最低點(diǎn)這一難題，所提控制策略相較風(fēng)機(jī)無控制措施可減小頻率偏差0.201 Hz，最低點(diǎn)提升水平高達(dá)44.96%，且SFD 抑制效果明顯。由此可見，所提策略在實(shí)際電網(wǎng)中具有良好的適用性，務(wù)批次風(fēng)電場群可持續(xù)配合，總體改善系統(tǒng)頻率響應(yīng)特性。

2)惡劣風(fēng)速場景

為進(jìn)一步驗(yàn)證所提控制策略在實(shí)際電網(wǎng)惡劣風(fēng)速場景下的適用性，設(shè)置以下2 組惡劣風(fēng)速場景：惡劣風(fēng)速場景1——第1 批次風(fēng)電場群中風(fēng)電場RS 風(fēng)速過低，調(diào)頻能量存在潛在不足；惡劣風(fēng)速場景2——務(wù)風(fēng)電場調(diào)頻期間風(fēng)速斜坡變化。

設(shè)上述2 組惡劣風(fēng)險場景下系統(tǒng)均在40 s 時出現(xiàn)300 MW 負(fù)荷擾動，仿真結(jié)果如圖8 所示。可以看出：在第1 批次場群中，風(fēng)電場RS（WF2）的風(fēng)速為7.5 m/s，當(dāng)機(jī)組轉(zhuǎn)速低于“預(yù)警”轉(zhuǎn)速0.8 p.u.時，為防止最大潛在擾動造成第1 批次風(fēng)電場群調(diào)頻能量不足，第2 批次風(fēng)電場群由預(yù)置狀態(tài)進(jìn)入動態(tài)調(diào)整狀態(tài)，風(fēng)電場XAL（WF3）由第2 批次風(fēng)電場群調(diào)整至第1 批次風(fēng)電場群，風(fēng)電場LF（WF1）、RS（WF2）和XAL（WF3）率先快速釋放動能，分別增發(fā)79、44、42 MW 功率，阻攔頻率下跌趨勢。風(fēng)電場RS（WF2）由于本身調(diào)頻潛力有限，在未達(dá)到頻率響應(yīng)終止時間時轉(zhuǎn)速已達(dá)到轉(zhuǎn)速限值0.7 p.u.，在42 s 退出調(diào)頻，但在風(fēng)電場XAL（WF3）支撐作用下未引起系統(tǒng)頻率波動。在50 s 時，風(fēng)電場HLP（WF6）投入并增發(fā)出力59 MW，以輔助前2 個批次的風(fēng)電場群轉(zhuǎn)速恢復(fù)。相較無控制措施，所提控制策略可減小最低點(diǎn)頻率偏差0.185 Hz，提升水平高達(dá)47.04%，同時SFD 效果抑制明顯。

圖8 某實(shí)際電網(wǎng)仿真系統(tǒng)中惡劣風(fēng)速場景的仿真結(jié)果Fig.8 Simulation results of severe wind speed scenarios in a case of a real power grid

在風(fēng)速斜坡變化場景下，盡管多個風(fēng)電場風(fēng)速均處于上升或下降趨勢，所提控制策略調(diào)頻效果依舊表現(xiàn)良好，務(wù)風(fēng)電場可持續(xù)差異化時序輸出有功功率，交替完成調(diào)頻。相較無控制措施，頻率最低點(diǎn)頻率偏差可減小0.191 Hz，提升水平高達(dá)47.2%。

綜上所述，本文所提控制策略可有效改善實(shí)際電力系統(tǒng)頻率響應(yīng)特性，對于含數(shù)目眾多的風(fēng)電場并網(wǎng)系統(tǒng)頻率的提升效果顯著，通過場站間動態(tài)差異化投入可有效抑制系統(tǒng)SFD。

需要指出的是，電力系統(tǒng)是一個強(qiáng)非線性系統(tǒng)，系統(tǒng)故障場景和運(yùn)行方式多變，本文所提方法雖然對典型場景下控制策略的適應(yīng)性進(jìn)行了校核，但仍可能不適應(yīng)某些低概率的特殊運(yùn)行場景。對此類問題，可在已整定的多風(fēng)電場調(diào)頻控制方案的基礎(chǔ)上進(jìn)一步優(yōu)化，以提高所提策略的適應(yīng)性。

4 結(jié)語

本文針對新能源高滲透的電力系統(tǒng)調(diào)頻問題，提出一種多風(fēng)電場動態(tài)差異化時序協(xié)同頻率支撐控制策略。通過改進(jìn)的3 機(jī)9 節(jié)點(diǎn)測試系統(tǒng)和某實(shí)際電網(wǎng)算例對所提控制策略進(jìn)行了分析、驗(yàn)證。相關(guān)結(jié)論如下：

1）結(jié)合最優(yōu)動能釋放曲線對“無序”釋放的調(diào)頻能量進(jìn)行重新優(yōu)化，第1 批次風(fēng)電場群保證了初期過程慣量響應(yīng)安全，第2 批次風(fēng)電場群激發(fā)同步機(jī)慣量響應(yīng)并輔助提升頻率最低點(diǎn)，第3 批次風(fēng)電場群減緩轉(zhuǎn)速恢復(fù)過程的“反噬”作用；

2）在不同負(fù)荷擾動、風(fēng)速場景下，所提控制策略可合理釋放和回收轉(zhuǎn)子動能，在保證初期過程頻率變化率安全情況下，有效提升了系統(tǒng)頻率最低點(diǎn)并抑制SFD，具有良好的魯棒性；

3）實(shí)際電網(wǎng)算例驗(yàn)證了所提控制策略的調(diào)頻效果顯著，可為電網(wǎng)調(diào)度人員制定調(diào)頻控制策略提供參考，具有一定的工程應(yīng)用價值。

需要說明的是，所提控制策略是針對地區(qū)風(fēng)電場站數(shù)目眾多的并網(wǎng)系統(tǒng)所設(shè)計的一種固定調(diào)頻控制參數(shù)的場站交互機(jī)制，其本身是有限范圍內(nèi)的“優(yōu)化”調(diào)整，而非最優(yōu)設(shè)計。本文后續(xù)將在此基礎(chǔ)上進(jìn)一步研究多風(fēng)電場協(xié)同最優(yōu)頻率控制策略。

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