本发明属于电力系统调频控制
技术领域：
，具体涉及一种基于dfig与同步发电机的电力系统二次调频方法的设计。
背景技术：
：发展可再生能源是改善我国能源结构、推进环境保护、保持社会与经济可持续发展的重大举措。但是可再生电源一般都具有波动性与间歇性的特征，使得可再生能源和电网的整体协调性较低；且可再生电源在传统的控制方式下一般运行在最大功率跟踪点，无法在系统频率波动时提供有功支持，更不能改变功率-频率特征曲线参与在系统频率的二次调节。技术实现要素：本发明的目的是提出一种基于dfig与同步发电机的电力系统二次调频方法，使双馈感应风力发电机组(dfig)具备和同步发电机类似的二次调频能力，通过与同步发电机之间调频出力的配合，有效减轻同步发电机的调频压力，既能防止风机在参与调频时超出风机的调频容量，又可以使dfig通过桨距角减载储备的功率尽可能多地用于调频，减少弃风。本发明的技术方案为：一种基于dfig与同步发电机的电力系统二次调频方法，包括以下步骤：s1、测量电力系统的频率并计算同步发电机频率偏差δf。s2、测量电力系统的联络线功率并计算联络线净交换功率δpt。s3、根据历史数据估计风功率预测误差δpw。s4、判断dfig所处环境风速是否大于12m/s，若是则进入步骤s5，否则进入步骤s6。s5、设置dfig的参考桨距角，使dfig留有备用，进入步骤s7。s6、dfig不参与电力系统二次调频，进入步骤s7。s7、根据同步发电机频率偏差δf、联络线净交换功率δpt以及风功率预测误差δpw计算得到二次调频ace值。s8、根据二次调频ace值计算计划外有功功率设定值pagc。s9、计算风电场二次频率调节参与系数kwp。s10、根据计划外有功功率设定值pagc与风电场二次频率调节参与系数kwp计算分配给各机组的功率增量。本发明的有益效果是：(1)考虑风机当前风速下的桨距角减载控制方法，通过整定不同风速下风机的有功输出及桨距角关系，可以使风机在多种风速下均能较好地参与二次调频。(2)通过协调风机与同步发电机之间的调频出力，保证频率偏差及联络线净功率偏差在允许范围内时，使风机储备的功率充分地用于调频，既可满足电网频率调整的需求，减轻同步发电机的调频压力，又能尽量减少风机减载备用产生的弃风。附图说明图1所示为本发明实施例提供的一种基于dfig与同步发电机的电力系统二次调频方法流程图。图2所示为本发明实施例提供的改进agc模型示意图。图3所示为本发明实施例提供的恒定风速下的仿真结果示意图。图4所示为本发明实施例提供的高风速段下的仿真结果示意图。图5所示为本发明实施例提供的低风速段下的仿真结果示意图。具体实施方式现在将参考附图来详细描述本发明的示例性实施方式。应当理解，附图中示出和描述的实施方式仅仅是示例性的，意在阐释本发明的原理和精神，而并非限制本发明的范围。本发明实施例提供了一种基于dfig与同步发电机的电力系统二次调频方法，如图1所示，包括以下步骤s1-s10：s1、测量电力系统的频率并计算同步发电机频率偏差δf，计算公式为：δf＝f－fn，式中f为电力系统实测频率、fn为电力系统额定频率。s2、测量电力系统的联络线功率并计算联络线净交换功率δpt，计算公式为：式中u1、u2为联络线两端母线电压幅值，x12为联络线的电抗，θ1、θ2为母线电压相角。s3、根据历史数据估计风功率预测误差δpw，计算公式为：式中pforecast为风电场预测值，本发明实施例中基于风速时间序列预测风电场功率输出，pwm为风电场中第m台风机的输出功率，n为风机总数。s4、判断dfig所处环境风速是否大于12m/s，若是则进入步骤s5，否则进入步骤s6。s5、根据表1设置dfig的参考桨距角，使dfig留有备用，进入步骤s7。表1在某一确定风速下，我们可以通过局部线性化的方式得到桨距角与输出功率的关系，可拟合dfig有功功率-桨距角关系曲线，但是单一风速下的功率曲线在控制中局限较大。只规定双馈风电机在大于等于标准风速时参与电力系统频率的二次调节，因此类似地，我们可以得到所需风速下的一簇曲线，并将其写成表1的形式。s6、dfig不参与电力系统二次调频，进入步骤s7。s7、根据同步发电机频率偏差δf、联络线净交换功率δpt以及风功率预测误差δpw计算得到二次调频ace值，计算公式为：其中为二次调频ace值，β为频率偏差系数，δf为同步发电机频率偏差，δpt为联络线净交换功率，δpw为风功率预测误差。公式(1)将风电预测误差计入区域控制偏差中，当风电产生预测外波动时，agc可以将功率偏差量分配到常规发电厂中，使常规发电机组增发相应的功率实现系统的功率平衡。s8、根据二次调频ace值计算计划外有功功率设定值pagc，计算公式为：其中kp为pi控制器比例增益，ki为pi控制器积分增益，t1和t2为积分时间。kp、ki、t1和t2的值均是预先设定好的。对于一些由于外部扰动引起频率和净交换功率偏差，ace的值趋于零，即agc只对本区域的扰动做出相应。s9、计算风电场二次频率调节参与系数kwp，计算公式为：其中pow为风电场的输出功率，pw_set为设定的风电场参与频率二次调节的门槛值，与有功备用的设定值有关，ssyn_res为电力系统中参与频率二次调节的同步机组的备用容量，sw_res为风电场的备用容量。由于低风速下双馈风力发电机增减功率的控制能力十分有限，因此不考虑双馈风力发电机作为agc控制机组；而在高风速下通过桨距角控制方法可以有效的进行功率控制，可以作为agc控制机组。因此在风电场输出功率达到一定要求时才允许风电场参与电力系统频率的二次调节。s10、根据计划外有功功率设定值pagc与风电场二次频率调节参与系数kwp计算分配给各机组的功率增量，计算公式为：其中pagcw为分配到风电场的功率控制信号，pagci为分配到第i个参与调频的传统电厂的功率控制信号。αw为风电场的分配系数，αsi为第i个采用同步发电机组的传统电厂的分配系数，αw和αsi的计算公式为：其中si_res为第i个参与调频的传统电厂的备用容量，ssyn_res为电力系统中参与频率二次调节的同步机组的备用容量。本发明实施例中参照同步发电机调速器的原理设计了功率恒定区桨距角控制器，如图2所示，假设风电场有k台风电机参与频率的二次调节，在不考虑风的空间分布的情况下，假设各机组状态相同，则电厂控制器分配到各调频机组的有功调节量为：δpwm＝pagcw/k(6)在功率恒定区，风速高于额定风速，桨距角控制系统可以通过信号控制风机发出的有功功率，本发明实施例中利用桨距角控制降低风机有功出力，实现减载20％运行。与传统同步发电机调速器根据系统频率变化调节进气门大小类似，在功率恒定区dfig可通过调节桨距角实现机械功率的控制，改善dfig功频静特性。通过引入桨距角调差系数，改进传统的桨距角控制系统，使dfig在功率恒定区也可以实现减载备用，以响应系统频率变化。为了验证本发明的有效性，在本发明实施例中进行仿真验证。由于电力系统分为两个区域，因此根据不同需要设计两套agc：其中区域1的agc输入量仅为频率的偏差值，控制对象为电厂1的同步发电机组g1；区域2的agc按图2改进的agc模型进行设计，控制电厂2(包含同步发电机组g21和g22)和电厂3(包含同步发电机组g31和g32)以及风电场。为了更好的展示控制效果，在不同的仿真条件下，区域联络线计划交换功率之和ps取初始潮流计算时区域联络线实际交换功率之和pa的值，以保证初始状态下联络线上的净交换功率偏差值δpt为0。此外，区域2的四台同步发电机组参数均相同，在二次调频过程中仅存在分配系数的不同，即输出功率变化的趋势是非常相似的，因此只取g21为代表进行分析。agc的主要控制参数如表2所示。表2agc模型中相关参数描述参数值电力系统频率参考值fref(pu)1频率偏差比例系数kbias-10系统功率基准值pbase(mw)1900pi控制器积分环节常数kp5pi控制器比例环节常数ki2.5风电场参与二次调频功率pw_set(mw)160首先对风速恒定的情况进行仿真验证，取恒定风速vw＝12m/s，母线5在5s时突增110mw负荷，仿真时间60秒。对以下三种情况下的一次频率调节效果进行分析比较：(1)双馈风电机组不参与频率调节；(2)双馈风电机组仅参与一次调频；(3)双馈风电机组主动响应agc控制，采用本发明提出的控制方法参与频率的一次调节和二次调节。仿真结果如图3所示。如图3(b)、(c)所示，当风电机组不参与系统频率的调节时，系统负荷事件引起的功率缺额将全部由系统同步机承担，风电场输出功率不响应系统频率变化。而风电场仅参与电网一次频率调节时，风电场输出功率在频率初始跌落时由于虚拟惯量控制的作用迅速增加，但是由于风电机组功-频特征曲线没有改变，其过程是短暂的，其输出功率随后又逐渐恢复到稳态时的水平，而同步发电机组输出功率也增长到181mw。而采用本发明提供的综合惯量控制方法时，变参数惯量控制有效响应使得风电场在频率发生跌落的瞬间便能迅速增发大量的有功功率，迅速阻止系统频率的继续降低。同时，如图3(d)双馈风电机组类似于同步发电机组，响应agc控制而改变桨距角，桨距角由4°减小至1.3°后又逐步略微增加达到稳态。而风电场输出功率也稳定的增加，由初始状态下的158mw达到198mw的稳态，其功率增长值为40mw。同时，同步机的输出功率在经历了初始的快速增长之后又有所降低，相对前两种控制方法其稳态值由181mw降低至166mw，降低了同步发电机组的调频压力。以上仿真表明，双馈风力发电机能够主动响应系统agc的控制信号，在稳定风速下能够达到很好的调频效果。但是实际情况下，风电场风速是不断变化的，因此本算例比较具有局限性，仅作为风电场参与电力系统调频的过程展示。下面将考虑在实测波动的风速下进行仿真，风机仅参与系统频率一次调节的情况不再考虑。在高风速段的情况下，风速随机波动，本时间段预测风速为12m/s，母线5在5s时突增110mw负荷，仿真时间120秒。对以下两种情况下的频率调节效果进行分析比较：(1)风电场不参与频率调节；(2)风电场组主动响应agc控制，采用本发明提出的控制方法参与频率调节。仿真结果如图4所示，其中波动风速如图4(a)所示。由图4(a)可见，系统风速处在高风速段，以预测风速12m/s为中心，随着时间发生了较大的变化。由图4(c)、(d)、(e)可见，当风电场不参与电力系统频率调节时，双馈风力发电机的输出功率紧随风速的变化而改变，本身会引起系统频率的波动，同时对于电力系统发生负荷事件所造成的系统频率的波动分量没有响应，桨距角的变化仅仅在一定限度上保持输出功率的稳定。而采用本发明提供的综合控制方法时，由于将风速的实际分量和预测分量(即风电场功率的实际分量和预测分量)的差值信号作为ace输入的一部分，acg会对风速的波动做出响应以优化其输出的功率控制信号。同时，双馈风电机组采用了综合惯量控制，对于负荷事件所造成的系统频率的波动分量快速响应；此外由于处在高风速段，风电机组本身接受acg的控制，主动通过附加的桨距角控制改变风机的输出功率。如图4(b)所示，当风电场不参与电力系统频率调节时，在系统频率发生突降时其变化曲线的谷值为49.844hz，且后续频率受风速的影响波动较大；而当风电场采用本发明提供的控制方法时，电力系统频率的变化曲线的谷值为49.934hz，较之前的提高了0.09hz，且之后频率受风速的影响波动也有所降低。如图4(f)所示，当风电场采用本发明提供的控制方法时，由于风电场对系统频率变化更加敏感，先于同步机组调速器动作，同步机组在系统发生频率突降时输出功率的变化曲线更加平滑。且后续输出功率有所降低，降低了同步机组的调频压力。在低风速段的情况下，风速随机波动，本时间段预测风速为10m/s，母线5在5s时突增110mw负荷，仿真时间120秒。同样的，对以上所述的两种情况下的频率调节效果进行分析比较。仿真结果如图5所示，其中波动风速如图5(a)所示。由图5(a)可见，系统风速处在低风速段，以预测风速10m/s为中心，随着时间发生了较为剧烈的波动。和高风速段的分析方法类似，由图5(c)、(d)、(e)可见，当风电场不参与电力系统频率调节时，本身输出功率紧随风速的变化而改变。而采用本发明提供的综合控制方法时，acg会对风速的波动做出响应以优化其输出的功率控制信号。同时，双馈风电机组采用了综合惯量控制，对于负荷事件所造成的系统频率的波动分量快速响应。但是应当注意的是，由于处在低风速段，风电机组无法在不具备参与二次调频的能力，风电机组附加的桨距角控制器不接受来自agc的控制信号(风电场的agc功率分配系数为0)，各同步发电机组的功率分配系数仅与本身的有功备用容量有关。因此，两种控制情况下风电场的输出功率变化趋势差别不是很大，但是采用本发明提供的控制方法时在系统频率发生波动时还是能够快速的在一定程度上提供功率支持。如图5(b)所示，当风电场不参与电力系统频率调节时，在系统频率发生突降时其变化曲线的谷值为49.842hz，且后续频率受风速的影响波动较大；而当风电场采用本发明提供的控制方法时，电力系统频率的变化曲线的谷值为49.939hz，较之前的提高了0.097hz，且之后频率受风速的影响波动也有所降低。如图5(f)所示，两种控制情况下同步机组的输出功率变化趋势差别也不是很大，但是采用本发明提供的控制方法时其输出功率变化曲线更为平滑。综上所述，本发明提供的双馈风电机组参与电力系统调频的控制方法对于各种风速的具有较为普遍的适应性，能够快速的响应系统频率的变化，在参与电力系统频率一次调节的同时，可以根据不同的运行情况主动响应agc的控制信号，改变功率-频率运行特性曲线，协同电网中的同步发电机组参与频率二次调节，平滑了同步发电机组的功率输出曲线，降低了同步发电机组的调频压力。本领域的普通技术人员将会意识到，这里所述的实施例是为了帮助读者理解本发明的原理，应被理解为本发明的保护范围并不局限于这样的特别陈述和实施例。本领域的普通技术人员可以根据本发明公开的这些技术启示做出各种不脱离本发明实质的其它各种具体变形和组合，这些变形和组合仍然在本发明的保护范围内。当前第1页12