一种考虑电力系统频率响应特性的鲁棒区间风电调度方法
【专利摘要】本发明公开了一种考虑电力系统频率响应特性的鲁棒区间风电调度方法，该方法包括：根据发电机频率响应特性数据及负荷频率响应特性数据，计算获得电力系统频率响应特性数据；计算获得系统运行成本最小的目标数据；根据电力系统频率响应特性数据及系统运行成本最小的目标数据，建立鲁棒区间风电调度模型的约束条件；根据约束条件，对研究对象进行鲁棒区间的风电调度。上述方法通过建立短期风电预测误差与系统频率波动大小的定量关系，可以对风电波动状态下的系统频率响应特性进行分析，弥补风电有功调度过程中对系统频率响应特性考虑的不足，还能够使得在所有可能的风电出力变化情况下，系统的频率波动范围均满足运行要求，并且系统运行成本最小。
【专利说明】
-种考虑电力系统频率响应特性的鲁棒区间风电调度方法
技术领域
[0001] 本发明设及电力系统运行和控制技术领域，尤指一种考虑电力系统频率响应特性 的鲁棒区间风电调度方法。
【背景技术】
[0002] 风电出力具有较强随机性、间歇性及波动性，大规模风电的集中接入给电力系统 正常的有功平衡及频率控制带来了较大挑战。在风电出力突然变化或风机线跳闽等扰动情 况下，系统发电负荷之间将会产生瞬间较大不平衡量，导致频率的剧烈波动。而受风能本身 及异步变速发电机特性的影响，风电机组无法像传统的同步发电机那样为系统提供惯性响 应及一次调频服务，进一步加剧了系统频率控制的难度。同时，随着风电的大规模并网及优 先调度，传统火电机组并网数量呈逐步下降趋势，导致系统惯性水平逐渐降低，反过来使得 扰动情况下系统频率波动进一步增大。在美国，FERC和邸COT已经开始研究大规模风电接入 对系统频率响应的影响，并将系统频率响应特性作为可再生能源并网容量的评估因素之 一。已有的研究结果也表明，大规模风电并网将会恶化系统的惯性及一次频率响应，危及系 统的安全性，需要系统提供更有效的风电控制策略及更多的惯性支持。
[0003] 目前关于大规模风电接入下的系统备用优化问题已有较多研究，但关于大规模风 电接入下的系统频率安全问题研究较少。由于旋转备用一般需要相对较长时间周期（5~ lOmin)才能激活W平衡发电负荷供需偏差，在突然扰动如风电出力突变或风机线跳闽发生 时，只能依靠系统惯性或提前限制风电出力W降低瞬时功率不平衡量大小来阻止系统频率 下降幅度。因此，亟需一种风电调度方法，用W研究提前如何控制风电出力W满足系统实时 运行对频率安全的要求，或者说在当前的系统惯性及风电预测误差水平下，最大接纳多少 风电能够仍然满足系统频率波动要求。
【发明内容】
[0004] 本发明针对大规模风电集中接入情况下，由于系统惯性不足及风电出力突然波动 导致的系统频率安全问题，提出一种能够考虑发电机及负荷频率响应特性的鲁棒区间风电 滚动调度模型，用于进行风电调度。
[0005] 具体的，本发明提出的考虑电力系统频率响应特性的鲁棒区间风电调度方法，包 括:步骤1，根据发电机频率响应特性数据及负荷频率响应特性数据，计算获得电力系统频 率响应特性数据;步骤2，计算系统运行成本最小的目标数据;步骤3，根据电力系统频率响 应特性数据及系统运行成本最小的目标数据，建立鲁棒区间风电调度模型的约束条件;步 骤4，根据约束条件，对研究对象进行鲁棒区间的风电调度。
[0006] 本发明提出的考虑电力系统频率响应特性的鲁棒区间风电调度方法，能够建立短 期风电预测误差与系统频率波动大小的定量关系，对风电波动状态下的系统频率响应特性 进行分析，弥补风电有功调度过程中对系统频率响应特性考虑的不足。并且能够使得在所 有可能的风电出力变化情况下，系统的频率波动范围均满足运行要求，并且系统运行成本 最小。
【附图说明】
[0007] 此处所说明的附图用来提供对本发明的进一步理解，构成本申请的一部分，并不 构成对本发明的限定。在附图中：
[0008] 图1为本发明一实施例的考虑电力系统频率响应特性的鲁棒区间风电调度方法流 程图。
[0009] 图2为本发明一实施例的发电机转速和转矩关系的传递函数示意图。
[0010] 图3为本发明一实施例的调速器速度和转矩关系的传递函数示意图。
[0011] 图4为本发明一实施例的发电机及负荷的综合频率响应特性示意图。
[0012] 图5为本发明一实施例的发电机及调速器参数取值表。
[0013] 图6为本发明一实施例的考虑系统频率响应特性的鲁棒区间调度结果示意图。
[0014] 图7为本发明一实施例的扰动下系统频率波动过程对比示意图。
[0015] 图8为本发明一实施例的不同Γ值下的风电最大允许出力区间对比示意图。
[0016] 图9为本发明一实施例的不同Γ值下的系统运行成本表。
【具体实施方式】
[0017] W下配合图示及本发明的较佳实施例，进一步阐述本发明为达成预定发明目的所 采取的技术手段。
[0018] 图1为本发明一实施例的考虑电力系统频率响应特性的鲁棒区间风电调度方法流 程图。其中，该方法包括：
[0019] 步骤S101，根据发电机频率响应特性数据及负荷频率响应特性数据，计算获得电 力系统频率响应特性数据；
[0020] 步骤S102,计算获得系统运行成本最小的目标数据；
[0021] 步骤S103,根据电力系统频率响应特性数据及系统运行成本最小的目标数据，建 立鲁棒区间风电调度模型的约束条件；
[0022] 步骤S104,根据约束条件，对研究对象进行鲁棒区间的风电调度。
[0023] 具体的，在步骤1中，首先需要获取发电机频率响应特性、负荷频率响应特性。
[0024] 发电机频率响应特性的获取方法如下：
[0025] 在系统遭受突然扰动情况下，作用在发电机转子轴上的各种机械转矩与电磁转矩 出现不平衡，系统频率开始W-定速率波动，运可W通过发电机转子运动方程来获得：
[0026]
[0027]当风电出力或负荷需求发生突然变化时，将反映到发电机输出的电动转矩Te的变 化，引起机械转矩Tm和电动转矩Te的不匹配，反过来导致发电机转子运动速度的变化。假定 系统稳态运行情况下的初始机械转矩及电磁转矩分别为Tm0、Te0,则上式可W进一步表示 为：
[002引
[0029] 其中，上式中物理量均为标么值形式。该算式可W通过图2所示的传递函数表示， 其中，Η为转子的机械惯性时间常数。
[0030] 进一步的，考虑调速器的控制作用，调速器实时测量转子转速ω并同同步转速ω 0 进行比较，速度偏差被积分放大后形成控制信号，用来调节汽轮机的主供蒸汽通道的阀口 或水轮机的闽口，进而实现对发电机机械功率大小的控制作用。运一调节过程可W通过图3 所示的传递函数表示。其中，R为调速器的速度调节率;Tg为伺服时间常数;Trh为再热器时间 常数;Fhp为高压满轮级功率占汽轮机总功率的比例系数;TCH为主进汽容积和汽室的时间常 数。
[0031 ]负荷的频率响应特性的获取方法如下：
[0032] 负荷的频率响应特性与其种类相关:像照明和加热负荷之类的电阻型负荷，其电 功率与频率无关;但像电机和累类的电动机负荷，其转速将随频率的波动而变化，导致输出 的电功率随之变化。因此，负荷对频率变化的响应特性可近似表示为W上两种形式之和：
[0033] APe= APl+DA ω ；
[0034] 其中，Δ Pl为对频率不敏感的负荷部分;DA ω为对频率敏感的负荷部分;D为负荷 阻尼系数。
[0035] 电力系统频率响应特性数据的获取方法如下：
[0036] 由上述计算获得的发电机及负荷综合频率响应特性可知，发电机及负荷的综合频 率响应特性可W通过图4所示的传递函数表示。
[0037] 由图4可知，电力系统频率响应特性数据的算式如下：
[00；3 引
[0039] 其中，^为电力系统频率响应特性数据，R为调速器的速度调节率，Tg为伺服时间 常数，Trh为再热器时间常数，Fhp为高压满轮级功率占汽轮机总功率的比例系数，TcH为主进 汽容积和汽室的时间常数，Η为转子的机械惯性时间常数，D为负荷阻尼系数，S为微分算子， A Pl为对频率不敏感的负荷部分响应特性数据；
[0040] 其中，调速器响应特性受Trh影响最大，其通常取值为6~12s;而Tg、Tch取值在0.2~ 0.3s左右，影响相对较小，可W忽略。
[0041] 同时，可W进一步将式（1)扩展为多机电力系统，多机电力系统频率响应特性数据 的算式如下：
[0042]
[0043] 其中，N为系统中常规发电机组的台数。
[0044] 由式(2)可见，扰动初始阶段频率变化大小主要取决于扰动及系统惯性大小。在大 规模风电接入情况下，扰动主要指的是风电出力的突然波动及风机线跳闽故障；而系统惯 性不仅包括发电机转子的惯性时间常数，也包括再热器时间常数、调速器的速度调节常数 及负荷的阻尼常数。
[0045]进一步的，通过研究表明，由于频率对Trh灵敏度较小，为计算方便，设定所有再热 器时间常数均为T，同时，
[0053] 在步骤2中，计算获得系统运行成本最小的目标数据，包括：
[0054] 运行成本包括常规火电机组的煤耗成本及最小弃风要求下的系统弃风成本，其 中，运行成本的算式如下：
[0化5]
[0056] 其中：为第i台火电机组在第t时段的出力计划，ai、bi、ci为预设系数，片;'胃 为调度过程中允许的风电最大出力，颗为风电预测最大出力。
[0057] 根据等微增率原则，当满足λ^>〇时实现最小弃风的目的，通过式(5)计算获得系 统运行成本最小的目标数据。
[005引在步骤3中，约束条件包括：
[0059] 1、最恶劣场景下的系统频率安全约束用W下算式表示：
[0060]
[0061] 其中，Γ e[0，l]，为总风电出力的不确定度因子；每聲、Δ片尸分别为由于风能随 机波动及风机线跳闽导致的风电场出力变化量；Δ凉为调度过程中允许的系统频率最大变 化量;Gwind为风电机组集合;Wcwind为所有并网风电场集电线路的条数;m为最大容许的集 电线路跳闽条数;巧为第j个风电场的总装机容量;为第j个风电场内第k条集电线路的装 机容量;η/,为第j个风电场的第k条集电线路在第t时段的运行状态:正常运行时取1，事故 跳闽时取0。
[0062] 其中，式(6-1)为单个风电场出力变化的上下限约束，其中将第j个风电场的出力 上下限分别表示为场内所有运行集电线路出力上下限的总和，近似认为集电线路按装机容 量分配出力；
[0063] 式(6-2)是由于风机线跳闽导致的风场出力变化范围约束；
[0064] 式(6-3)是对系统所有集电线路最大允许跳闽条数的约束；
[0065] 式(6-4)是对集电线路运行状态的取值范围约束；
[0066] 式(6-5)是对全网所有风电场出力瞬时最大突变量的约束；
[0067] 其中，不确定度因子Γ的取值反映了系统运行经济性与安全性之间的权衡，Γ越 大则解越保守，系统安全性越高而经济性越差;反之越乐观。
[0068] 当Γ =0时，表明在调度过程中不考虑风电出力不确定性的影响，模型退化为传统 的经济调度模型。
[0069] Γ=1表明在调度过程中考虑了所有可能的风电出力情况，此时将得到最保守的 调度结果。
[0070] 2、风电出力上下限约束用W下算式表示：
[0071] 在考虑弃风因素时，调度过程中允许的风电出力计划上下限不高于风电预测出力 区间上下限，
[0074] 其中，茲为风电预测最小出力;姆'胃为风电允许最小出力。
[0075] 3、最恶劣场景下的系统旋备裕度约束用W下算式表示：
[0078] 其中，ut、dt分别为第t时段的系统最小上、下旋备裕度;pi,t及化V巧或分别为第i 台火电机组在第t时段的出力计划及上、下旋备容量;场;'3、pf分别为两种场景下的风电 出力值;Dt为第t时段的系统负荷需求;Gc。。为传统机组集合。
[0079] 4、最恶劣场景下的传输断面安全约束用W下算式表示：
[0080]
[0081]
[00剧其中，1为断面编号，1 = 1，2,…，L，L为总断面数;ki功第i台机组对第1个断面的灵 敏度；的'5、好'6分别为两种场景下的风电出力。
[0083] 5、常规机组的旋备容量约束用W下算式表示：
) 4)
[0086] 其中，r为采样间隔。
[0087] 6、常规机组的出力限值约束用W下算式表示：
[008引坚<化，<巧； （I5)
[0089] 其中，5、￡1分别为常规机组的出力上下限。
[0090] 7、常规机组的爬坡率约束用W下算式表示：
[0091] pi,t-i-A pd,iT < Pit < Pi,t-i+ A pu,iT ； (16)
[0092] 其中，Δρυι、Apdi分别为常规机组向上及向下的爬坡率。
[0093] 本发明对风电机组控制采用鲁棒区间控制模式。风电出力区间的选择一方面应满 足经济性方面的最小弃风要求，另一方面应满足最恶劣风电出力情况下的系统运行安全性 要求。据此建立如下考虑发电机及负荷频率响应特性的鲁棒区间风电调度模型。
[0094] 鲁棒区间风电调度模型（式(5)-式（16))的解是求得运样的一个最优火电出力计 划值Pit及风电最高出力区间[试'胃.片rax]，它使得在该种计划安排方式下，系统总是有足够 的裕度W应对由于风电预测误差或风机线故障跳闽导致的系统频率波动、备用不足及断面 传输功率越限等系统安全问题，且在该种计划安排方式下系统经济性最优。
[00M]可W看出，鲁棒区间风电调度模型（式(5)-式（16))为双层混合整数优化问题，上 下层优化模型通过风电最高出力区间变量存在禪合，无法直接求解。但该模型的特点为下 层优化问题为线性规划问题，且下层优化问题的目标函数W约束条件的形式参与到上层优 化过程中。因此，根据线性规划的性质及强对偶原理，可将下层优化问题的整数变量扩展为 [0，1]区间上的连续变量，同时可将下层优化问题用其对偶问题等价替换，运样就可W将原 问题转化为单层的二次规划问题，并可方便采用原对偶内点法进行求解。
[0096] W下结合步骤4,根据约束条件，对一具体研究对象进行鲁棒区间的风电调度。
[0097] WIE趾RTS系统为研究对象，将#13母线处的#14机组替换为一个装机容量为 600MW的#1风电场，同时，在#7母线处添加一个装机容量为350MW的#2风电场。常规发电机爬 坡率取为额定容量的1%，采样间隔为5min。负荷阻尼系数D=l，T = 8s，发电机及调速器参 数取值可参考图5所示。
[0098] 1、对Γ取值0.4, Δ忍取值0.2Hz，此时，考虑与不考虑系统频率约束时的风电最大 允许出力区间如图6所示。
[0099] 从图6可W看出，当考虑系统频率响应特性时，风电最大允许出力区间在大部分时 段与不考虑系统频率响应特性时基本相同，在部分风电出力区间变化较大时段(时段3、时 段12有所降低，运主要是为防止突然的风电出力波动造成系统频率超出正常调度允许范 围。W时段12为例，在图6的两种风电出力计划情况下，当风电出力发生突然波动时，考虑与 不考虑系统频率约束时的系统最大频率波动过程如图7所示，其中仿真时段长度取为20s， 仿真步长0.1 s。
[0100] 由图7可见，当考虑系统频率响应时，扰动情况下，系统频率波动最大值为-0.2化， 在扰动发生约10s左右，系统频率达到稳定值;而不考虑系统频率响应特性时，扰动下系统 频率波动最大值将达到-0.8化，已超出正常运行情况下的电网频率安全性要求。
[0101] 2、对A窃取值0.2Hz，不确定度因子Γ分别取值0.2、0.5、0.9，此时，风电最大允许 出力区间如图8所示，系统运行成本如图9所示。
[0102] 由图8可见，随着Γ值的增大，风电最大允许出力区间上限逐渐降低，同时，系统运 行成本增加，运与第2部分中对系统运行经济性与安全性的权衡结论基本一致。
[0103] 本发明提出的考虑电力系统频率响应特性的鲁棒区间风电调度方法，能够建立短 期风电预测误差与系统频率波动大小的定量关系，对风电波动状态下的系统频率响应特性 进行分析，弥补风电有功调度过程中对系统频率响应特性考虑的不足。并且能够使得在所 有可能的风电出力变化情况下，系统的频率波动范围均满足运行要求，并且系统运行成本 最小。
[0104] W上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详 细说明，所应理解的是，W上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保 护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本 发明的保护范围之内。
【主权项】
1. 一种考虑电力系统频率响应特性的鲁棒区间风电调度方法，其特征在于，该方法包 括： 步骤1，根据发电机频率响应特性数据及负荷频率响应特性数据，计算获得电力系统频 率响应特性数据； 步骤2，计算获得系统运行成本最小的目标数据； 步骤3,根据电力系统频率响应特性数据及系统运行成本最小的目标数据，建立鲁棒区 间风电调度模型的约束条件； 步骤4，根据约束条件，对研究对象进行鲁棒区间的风电调度。2. 根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤1中，根据发电机频率响应特性数据 及负荷频率响应特性数据，计算获得电力系统频率响应特性数据，包括： 电力系统频率响应特性数据的算式如下： Αω其中，?为电力系统频率响应特性数据，R为调速器的速度调节率，TC为伺服时间常 数，TRH为再热器时间常数，Fhp为高压涡轮级功率占汽轮机总功率的比例系数，TCH为主进汽 容积和汽室的时间常数，Η为转子的机械惯性时间常数，D为负荷阻尼系数，s为微分算子，△ 为对频率不敏感的负荷部分响应特性数据； 将式(1)扩展为多机电力系统，多机电力系统频率响应特性数据的算式如下：其中，N为系统中常规发电机组的台数。3. 根据权利要求2所述的方法，其特征在于，由于频率对TRH灵敏度较小，为计算方便，设 定所有再热器时间常数均为T，同时，则Α ω的时域响应数据表示为：对Δ co(t)求导获得最大值为： ,ι \ -· \ y4. 根据权利要求3所述的方法，其特征在于，在步骤2中，计算获得系统运行成本最小的 目标数据，包括： 运行成本包括常规火电机组的煤耗成本及最小弃风要求下的系统弃风成本，其中，运 行成本的算式如下：其中：Pi,t、Pit73弟1HX电机狃仕弟t叮扠的出刀划，ai、bi、Ci73?贝坟系双，Wna'为调 度过程中允许的风电最大出力，冗为风电预测最大出力； 根据等微增率原则，当满足\>0时实现最小弃风的目的，通过式(5)计算获得系统运行 成本最小的目标数据。5. 根据权利要求4所述的方法，其特征在于，在步骤3中，根据电力系统频率响应特性数 据及系统运行成本最小的目标数据，建立鲁棒区间风电调度模型的约束条件，其中，约束条 件包括:最恶劣场景下的系统频率安全约束、风电出力上下限约束、最恶劣场景下的系统旋 备裕度约束、最恶劣场景下的传输断面安全约束、常规机组的旋备容量约束、常规机组的出 力限值约束、常规机组的爬坡率约束。6. 根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述最恶劣场景下的系统频率安全约束用 以下算式表示： 其中，Γ e[0，l]，为总风电出力的不确定度因子;Δρ》'1、Δρ》'2分别为由于风能随机波动 及风机线跳闸导致的风电场出力变化量;为调度过程中允许的系统频率最大变化量； Gwi nd为风电机组集合；Μ:，w i n d为所有并网风电场集电线路的条数;m为最大容许的集电线路 跳闸条数;巧为第j个风电场的总装机容量;g为第j个风电场内第k条集电线路的装机容 量;为第j个风电场的第k条集电线路在第t时段的运行状态:正常运行时取1，事故跳闸 时取〇; 其中，式(6-1)为单个风电场出力变化的上下限约束，其中将第j个风电场的出力上下 限分别表示为场内所有运行集电线路出力上下限的总和，近似认为集电线路按装机容量分 配出力； 式(6-2)是由于风机线跳闸导致的风场出力变化范围约束； 式(6-3)是对系统所有集电线路最大允许跳闸条数的约束； 式(6-4)是对集电线路运行状态的取值范围约束； 式(6-5)是对全网所有风电场出力瞬时最大突变量的约束； 其中，不确定度因子F的取值反映了系统运行经济性与安全性之间的权衡，F越大则 解越保守，系统安全性越高而经济性越差；当Γ =0时，表明在调度过程中不考虑风电出力 不确定性的影响，模型退化为传统的经济调度模型；r =1表明在调度过程中考虑了所有可 能的风电出力情况，此时将得到最保守的调度结果。7. 根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述风电出力上下限约束用以下算式表 示： 在考虑弃风因素时，调度过程中允许的风电出力计划上下限不高于风电预测出力区间 上下限，其中，拉为风电预测最小出力#;rn为风电允许最小出力。8. 根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述最恶劣场景下的系统旋备裕度约束用 以下算式表示：其中，ut、dt分别为第t时段的系统最小上、下旋备裕度;Pl, t及分别为第i台火电 机组在第t时段的出力计划及上、下旋备容量;分别为两种场景下的风电出力值； Dt为第t时段的系统负荷需求;G_为传统机组集合。9. 根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述最恶劣场景下的传输断面安全约束用 以下算式表示：其中，1为断面编号，1 = 1，2,…，L，L为总断面数;ku为第i台机组对第1个断面的灵敏 度、Pf分别为两种场景下的风电出力。10. 根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述常规机组的旋备容量约束用以下算 式表示： 其中，f为采样间隔。11. 根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述常规机组的出力限值约束用以下算 式表示：其中，萬、￡1分别为常规机组的出力上下限。12. 根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述常规机组的爬坡率约束用以下算式 表不： Pi，t-1_ A Pd，iT S Pit S Pi, t-1+ A Pu，iT ; ( 16 ) 其中，Δ Pui、Δ Pdl分别为常规机组向上及向下的爬坡率。
【文档编号】H02J3/38GK105870962SQ201610195678
【公开日】2016年8月17日
【申请日】2016年3月31日
【发明人】陈建华, 郭子明, 张昊
【申请人】国家电网公司, 国网冀北电力有限公司