一种变速抽水蓄能机组参与电网一次调频的控制方法

本发明属于高比例新能源风电并网电力系统一次调频有功功率控制领域，尤其涉及一种变速抽水蓄能机组参与电网一次调频的控制方法。

背景技术：

1、我国正加快向以风电为代表的新能源主体型电力系统方向转变，由此大规模风电并网所带来的电力系统惯量降低，电网频率调节能力减弱的问题日趋明显；抽水蓄能电站兼具电动和发电两种运行模式，在高比例新能源并网的电力系统当中，可通过配置技术成熟、运行灵活的抽水蓄能电站以维持电力系统安全稳定的运行，提高可再生能源的消纳水平。

2、新型的抽水蓄能电站大多采用双馈电机作为发电电动机，其转子转速可调，可通过对机组内部变流器的调节，实现机组有功功率、无功功率的解耦控制，在提高抽水蓄能电站运行效率的同时，更加适应新能源机组出力波动性、间歇性的特点。

3、随着可再生能源的快速发展，风电等新能源的接入量不断增加，电力系统中的惯量随之逐渐减小，对电网一次频率调整带来了一定的挑战。传统的一次调频方式一般是通过调整火力发电厂及水力发电厂的机组出力来实现，但在高比例风电并网的电力系统当中，随着传统机组的容量占比逐渐降低，导致系统内传统机组的一次调频有功备用容量减小，调节能力有限，在某些负荷大幅波动时不足以支撑频率恢复到电网要求的安全范围内，此时需要电网利用相关控制策略，使风电机组及变速抽水蓄能机组发挥自身响应速度快，调节范围广的优势，主动参与到电力系统一次调频过程当中。

4、自电力体制改革后，抽水蓄能电站的运营与电网的输配电业务逐渐剥离，其投资经营模式更加多元化，但受到相关政策的限制，抽水蓄能的成本费用未纳入到输配电定价成本，导致抽水蓄能电费及相关服务无法通过输配电价向市场用户收取，现阶段电网需要通过电量电价或容量电价的方式向抽水蓄能电站支付相关服务费用。

技术实现思路

1、本发明目的在于提供一种变速抽水蓄能机组参与电网一次调频的控制方法，以解决上述背景技术中提到的技术问题。

2、为更好地发挥双馈变速抽水蓄能机组在电网调频中的重要作用，本发明基于模型预测控制策略完成了对双馈变速抽水蓄能机组参与系统调频的课题研究。

3、本发明从电网运营经济性的角度出发，将变速抽水蓄能机组参与电网一次调频的经济成本纳入到考虑范围，其经济成本大致可分为固定费用和变动费用两部分，这些费用需要在电网调频过程中进行权衡。因此，在设计和应用变速抽水蓄能的调频策略时，需要综合考虑系统运行稳定性和经济性等多方面因素，在达到一次调频效果的同时，实现调频的经济成本最优化。根据上述电网一次调频过程中运行稳定性及经济性的要求，可利用模型预测控制在多约束条件下的最优化处理能力，将其应用于电网一次调频有功功率控制策略中，虽然目前已有相关研究采用模型预测控制解决电网调频的问题，但是大多针对于风、光等类型的电源参与电网调频。本发明基于模型预测控制策略将抽水蓄能与电网其它类型机组有效的结合起来，发挥整体调频的协同优势，并进一步考虑电网一次调频的经济性。

4、本发明是以电力系统频率偏差作为输入，将风电机组调频控制与变速抽水蓄能机组调频控制策略相结合，并利用模型预测控制器对系统的频率偏差进行预测，在此基础上通过有功功率的最优分配，设计了一种将电力系统一次调频经济成本最小作为优化目标的模型预测控制器。具体来讲即：对于本控制系统而言，在当前采样k时刻获取系统频率偏差量以及各机组运行状态，根据电网一次调频系统动态模型，对下一时刻系统频率变化量进行预测并且通过对目标函数的优化求解得出变速抽水蓄能-风电机组联合系统的最优控制序列，将序列中第一个控制分量，即：变速抽水蓄能机组有功功率参考值及风电机组桨距角参考值下发至控制系统，实现联合系统的调频控制，在下一时刻重复上述操作直至系统频率偏差恢复正常水平且不再发生变化，完成联合系统的一次调频过程。

5、为实现上述目的，本发明的一种变速抽水蓄能机组参与电网一次调频的控制方法的具体技术方案如下：

6、步骤s1、建立风电联合变速抽水蓄能机组参与电网一次调频的预测模型变速抽水蓄能机组建模：

7、因为变速抽水蓄能机组在参与电网调频时需要更加灵活快速的有功功率响应，故采用功率优先策略进行调控，其电气侧数学模型为：

8、

9、式中，δpset为机组有功功率设定值；δpes为机组响应电网频率变化有功功率控制信号；δps为机组有功功率输出值；tc为机组动作的时间常数；kp为比例增益；ki为积分增益；us为机组额定电压；lm为励磁电感；ls为定子电感；s为拉普拉斯算子。

10、对上述变速抽水蓄能机组的有功功率输出模型做进一步简化：

11、

12、其中，

13、风电机组建模：

14、电网一次调频期间时间尺度较短，在此期间可假定风速不变，采用变桨控制参与电网的频率调整。线性化处理后的风机有功功率与桨距角之间的斜率用m0表示。风机变桨控制响应频率变化的传递函数为：

15、

16、δpw(vw0,δβ)＝m0·δβ   (4)

17、式中，tβ为风电机组动作时间常数；δpw为风电机组有功功率输出变化量；vw0为初始风速；δβ为桨距角变化量。

18、再热式火电机组的建模：

19、火电机组调速器模型和再热式汽轮机模型。火电机组调速器的实质为通过控制调速器进气口的大小来调整蒸汽进出量，进而实现对火电机组有功功率的调节，因为在本发明中仅对火电机组有功功率的外特性进行研究，故将调速器简化处理，其数学模型表示为：

20、

21、式中，δpv表示汽轮机阀门开度变化量；δpe表示火电机组电磁功率的变化量；δpeg表示火电机组接收到的电力系统的控制信号；tg表示调速器动作的时间常数；r1表示传统火电机组的一次调频调差系数。

22、通过对调速器调节阀的控制，汽轮机内部的蒸汽量发生改变，再热式汽轮机也随之动作，从而使得火电机组的有功功率发生变化。但由于汽轮机阀门和第一级喷嘴之间存在一定的间隙，因此在调速器调节阀门时，气门开度的变化会比机械功率的变化先发生，这种现象称为汽容现象。包含该现象的再热式汽轮机数学模型可表示为：

23、

24、

25、式中，δpm表示为再热式火电机组输出的有功功率变化量；fhp表示为高压加热器中蒸汽做功与汽轮机输出有功功率的比值，称为再热系数；tr为再热时间常数；tt为汽容现象的时间常数。

26、水电机组的建模：

27、水电机组模型由水轮机的调速器及考虑引水系统的水轮机构成，水电机组调速器主要工作原理为：通过改变导叶开度实现对水电机组有功功率的调节，其数学建模可表示为如下形式：

28、

29、

30、式中，δy表示水轮机导叶开度变化量；δpb表示水电机组电磁功率的变化量；δpeh表示水电机组所接收的电力系统的控制信号；ty表示水轮机调速器动作的时间常数；r2表示水电机组的一次调频调差系数；δph表示水电机组实际有功功率输出值。

31、根据变速抽水蓄能联合风电机组参与电网一次调频的系统控制框图，构建电网一次调频的方程组：

32、

33、利用向前欧拉法将上述方程组离散化，转换为模型预测控制的标准形式：

34、

35、状态空间方程的状态变量矩阵、控制变量矩阵、输出变量矩阵和干扰变量矩阵如下所示：

36、状态变量矩阵：

37、x(k)＝[δpv(k),δpm(k),δpg(k),δy(k),δph(k),δpset(k),δps(k),δβ(k),δpw(k),δf(k)]t

38、控制变量矩阵：

39、δu(k)＝[δpes(k),δβref(k)]t

40、输出变量矩阵：

41、y(k)＝[δpg(k),δph(k),δps(k),δpw(k),δf(k)]t

42、干扰变量矩阵：

43、r(k)＝pload(k)

44、对于本控制系统而言，在当前采样k时刻获取系统频率偏差量以及各机组运行状态，根据式(11)的电网一次调频系统动态模型，对下一时刻系统频率变化量进行预测并且通过对目标函数的优化求解得出变速抽水蓄能-风电机组联合系统的最优控制序列，将序列中第一个控制分量，即：变速抽水蓄能机组有功功率参考值及风电机组桨距角参考值下发至控制系统，实现联合系统的调频控制，在下一时刻重复上述操作直至系统频率偏差恢复正常水平且不再发生变化，完成联合系统的一次调频过程。

45、2)优化目标及约束条件

46、优化目标：

47、为促进变速抽水蓄能电站在电力系统运行中良性健康的发展，在电网一次调频期间，在保证系统频率安全稳定，符合电力系统运行标准的前提下，使得电网的调频经济成本更优，故本发明将预测时域内变速抽水蓄能机组及风电机组参与电网一次调频的发电成本作为模型预测控制的目标函数，并协调与传统机组之间的有功出力，完成电网调频所需有功功率的最优分配。

48、变速抽水蓄能机组的调频成本：

49、变速抽水蓄能在一次调频过程中的经济成本主要来自于抽水蓄能电站上水库水量蒸发的损耗、前期水库容量储备存在的耗电成本与实际发电成本之间的差值以及机组的运行成本，这里用变速抽水蓄能机组功率变化量的二次函数来整定其调频成本：

50、

51、式中，mhk+j|k表示变速抽水蓄能电站在当前采样时刻k对k+j时刻抽水蓄能一次调频成本的预测值；a1、a2和a3分别代表变速抽水蓄能电站上水库水量蒸发损耗的成本系数、前期水库容量储备耗电成本与实际发电成本之间的差值成本系数及变速抽水蓄能机组的运行成本系数。

52、风电机组的调频成本：

53、风电机组一次调频期间的经济成本主要来自机组主动响应电网频率变化时，通过调整桨距角进而改变风电机组的有功出力，在此过程中桨距角的变化需要额外的扭矩来提供，桨距角动作过程中也会产生的相应机械磨损，以上两者构成风电机组参与电网一次调频的机组运行成本，同样用二次函数可表述为：

54、

55、式中，mwk+j|k表示风电机组在当前采样时刻k对k+j时刻风电机组一次调频成本的预测值；a4代表风电机组有功功率变化量的成本系数。

56、结合上述对变速抽水蓄能机组及风电机组参与电网一次频率调整的成本分析，本发明将电力系统因负荷变化产生频率扰动时，变速抽水蓄能电站和风电机组参与电网一次调频的成本最小作为优化目标：

57、

58、式中，j代表模型预测控制的预测时域；θ1和θ2分别表示为在电力系统一次调频过程中变速抽水蓄能电站和风电机组成本权重函数；

59、约束条件：

60、在变速抽水蓄能机组联合风电机组共同参与电网频率调整的过程中，完成系统调频任务的前提需满足电网及各机组稳定、合理的运行，因此其控制动作还应符合机组实际运行要求。

61、为确保变速抽水蓄能机组的一次调频有功出力处于变速抽水蓄能的有功功率可调范围内，应对变速抽水蓄能机组添加如下约束：

62、δpse,min≤δpse,k+j|k≤δpse,max  (15)

63、式中，δpse，k+j|k为模型预测控制当前k时刻对k+j时刻变速抽水蓄能机组有功出力的参考值；δpse，min，δpse，max分别为变速抽水蓄能机组单位时间内有功功率变化量的最小值和最大值。

64、本发明中风电机组通过控制桨距角的动作改变风电机组自身有功功率输出，进而响应电网的频率变化。为保证模型预测控制所输出的变桨控制信号满足风电机组实际的运行要求，需要对桨距角控制量添加一定的约束条件。当风电机组初始桨距角为β0时，mpc输出响应频率变化的桨距角变化量δβk+j|k应满足桨距角开度限制范围约束：

65、-(β0-βmin)≤δβk+j|k≤(βmax-β0)   (16)

66、式中，βmax、βmin分别为桨距角开度最大值和最小值。

67、根据电网的实际运行要求，各机组动作完成一次调频后，电网频率的偏差应保证在±0.2hz之内。在传统火电机组、传统水电机组、变速抽水蓄能机组和风电场并网运行时，为保证电网运行的经济性，本发明提出：若电网负荷功率波动处于传统同步机组一次调频能力范围内时，电网的一次调频任务由传统的水电机组独自承担；若电网的负荷功率波动超过传统同步机组调速器动作极限时，可通过模型预测控制器对一次调频所需的有功功率进行补充，并在此基础上进行有功功率的最优分配，使电网频率符合运行要求，同时保证电网一次调频的经济成本最低。

68、传统同步机组稳态时通过自身调速器的动作参与电网一次调频的有功功率变化量的上下限为：

69、

70、

71、式中，δpmin和δpmax为传统机组参与电网一次调频时，在满足稳态电网频率偏差的基础上，传统机组调速器能够达到的最小出力下限及最大出力上限。其中δfmax为电网一次调频稳态上限；δfmin电网一次调频稳态偏差下限。在负荷功率发生波动后，电网一次调频的有功功率需求为：

72、

73、式中，pnk+j|k为当前采样时刻对于k+j时刻的电网一次调频有功功率的预测值。

74、3)模型求解

75、对于上述所建立的多约束条件下变速抽水蓄能联合风电机组参与电网一次调频的预测模型，在满足电网一次调频要求的前提下，通过功率最优分配达到调频成本最低的控制目的，调用cplex求解器进行求解。

76、为改善电网一次调频期间传统同步发电机组对负荷功率波动响应不充分，致使电网一次调频经济性差的问题，本发明利用模型预测控制在线处理多约束条件下最优化问题的能力，配合变速抽水蓄能机组及风电机组快速功率响应的特点，使其及时参与到电网一次调频期间过程，在满足电网一次调频要求的前提下，考虑到抽水蓄能电站运行经济性的问题，将抽水蓄能电站参与电网调频成本最低作为目标函数，依据频率变化的预设阈值，合理控制抽水蓄能机组出力，完成电网的一次调频过程。

77、本发明的一种变速抽水蓄能机组参与电网一次调频的控制方法具有以下优点：本发明将抽水蓄能与风电机组二者优势互补，构成联合系统参与到电网的一次调频的有功功率控制过程当中，在充分发挥传统机组一次调频能力的同时，使电网调频更加具有经济性。包括建立了联合系统参与电网一次调频的动态模型，以系统一次调频的运行成本最低为目标函数，通过模型预测控制方法进行优化。最后根据电力系统经典的三机九节点的系统仿真验证分析结果，所提出的变速抽水蓄能机组参与电网一次调频的有功功率控制方法相较于传统的pi控制具有一定的调频优势，并兼具系统调频的经济性，由此可提升系统对风电等新能源的接纳能力并改善系统运行的经济性。本发明具有方法科学合理，适用性强，分析准确，效果佳的优点。