本发明提供了一种风电有功/频率耦合电力系统频率特性计算方法。根据单台风电机组的一次调频响应传递函数模型、单台汽轮机‑调速器模型传递函数、单台水轮机‑调速器的传递函数，利用加权等值聚合方法，分别求得风电场一次调频响应传递函数模型、多台汽轮机‑调速器模型传递函数、多台水轮机‑调速器的传递函数。并考虑基于桨距控制一次调频控制策略，计算求解了不同风电渗透率下电力系统等效惯性时间常数。通过融合以上模型和参数，建立了改进型SFR频率响应模型，据此计算求解以功率缺额扰动为输入，并以系统频率偏差为输出的闭环系统传递函数，从而可计算负荷突增阶跃响应下的系统频率偏差频域/时域解析解。最后通过仿真算例系统验证了计算方法的有效性和精确性。
1.一种基于风电桨距一次调频控制的电网频率特性计算方法，其特征在于包括以下步骤：步骤1：引入加权的动态等值参数聚合方法，分别对后续n台火电机组群、水电机组群和风电机组群进行参数等值计算,并求其等值机组的参数KG；
步骤2：计算不同风电渗透率下的系统等效惯性时间常数H∑；
步骤3：基于浆距控制的一次调频辅助控制策略，根据单台风电机组的一次调频控制系统的动态响应模型传递函数hmwt(s)，采用加权动态等值参数聚合方法，计算求解风电场基于桨距一次调频控制系统的动态响应模型传递函数hmWF(s)；
单台风电机组的一次调频控制系统的动态响应模型传递函数hmwt(s)为：上式中，s为拉普拉斯频域算子，w0，w1，w2，k0为传递函数系数；
采用加权动态等值参数聚合方法，风电场基于桨距一次调频控制系统的动态响应模型传递函数hmWF(s)为：其中，k0G，w0G，w1G，w2G分别为传递函数hmWF(s)的各项等值参数；
步骤4：根据单台汽轮机-调速器模型传递函数hmT(s)和水轮机-调速器的传递函数hmH(s)，采用加权动态等值参数聚合方法，计算求解多台机组等值传递函数hmTΣ(s)和hmHΣ(s)；
步骤5：在前述步骤基础上，并计及负荷阻尼效应，建立含H∑、hmWF(s)，以及汽轮机-调速器聚合模型hmTΣ(s)，水轮机-调速器聚合模型hmHΣ(s)的电力系统改进SFR模型；
步骤6：以负荷功率缺额ΔPL(s)为模型输入，系统频率偏差Δωs(s)为模型输出，对频率响应模型进行简化，利用部分分式展开法求解系统频率偏差的时域解Δωs(t)。
2.根据权利要求1所述一种基于风电桨距一次调频控制的电网频率特性计算方法，其特征在于：所述步骤1中的等值机组的参数KG：其中，下标j，G分别为机群中第j台机组和等值机，Sj为第j台机组的额定容量。
3.根据权利要求1所述一种基于风电桨距一次调频控制的电网频率特性计算方法，其特征在于：采用浆距控制的一次调频辅助控制策略时，风机转速被钳制在额定转速，不进行虚拟惯性响应，所述步骤2中不同风电渗透率下的系统等效惯性时间常数H∑,表示为：其中，SWFi，SeqWFi，HCONi，SCONi分别为：含虚拟惯性控制的风电场的额定容量，不含虚拟惯性控制的风电场惯性的额定容量，常规电场惯性时间常数、额定容量。
4.根据权利要求1所述一种基于风电桨距一次调频控制的电网频率特性计算方法，其特征在于：所述步骤4中火/水电机组简化等值聚合模型，采用加权动态等值参数聚合方法，可计算得到多台机组等值传递函数hmTΣ(s)和hmHΣ(s)为：其中，RTG，RHG，TRHG，FHPG，TwG分别为汽轮机调差系数，水轮机调差系数，再热器时间常数，高压涡轮级功率占比，水锤效应系数的等值聚合参数。
5.权利要求4所述一种基于风电桨距一次调频控制的电网频率特性计算方法，其特征在于：所述步骤2，可计算模型的开环传递函数G(s)：其中D为负荷阻尼系数；
根据步骤3和步骤4，即可计算模型的反馈传递函数h(s)为：
上式中，b2m，b2m-1，…，b20，a2n，a2n-1，…，a20分别为闭环传递函数各次项系数。
6.权利要求5所述一种基于风电桨距一次调频控制的电网频率特性计算方法，其特征在于：所述Φ(s)在负荷突增阶跃响应ΔPL(s)/s下的频率偏差Δωs(s)和频率偏差的时域解△ωs(t)；
其中，r为部分分式展开的余数数组，p为部分分式展开的极点数组，k为常数项；n1是实数根个数，n2是共轭复数根的对数，ζl是共轭复数根反映的二阶系统阻尼系数，ωnl是共轭复数根反映的二阶系统振荡角频率，A0是Δωs(s)在s＝0处的留数，Aj是Δωs(s)在实数极点s＝-pj处的留数，Bl和Cl分别为Δωs(s)在共轭复数极点处s＝-(Bl±jCl)留数的实部和虚部，由此可得到频率偏差的时域解为：
一种基于风电桨距一次调频控制的电网频率特性计算方法
技术领域
[0001] 本发明涉及含风电的电力系统频率特性分析与计算技术领域，尤其是涉及一种基于风电桨距一次调频控制的电网频率特性计算方法。
背景技术
[0002] 在传统的电网频率特性研究中，通过建立包含水电机组、火电机组原动机/调速器模型，同时考虑常规机组的惯性响应作用和负荷调节效应来建立频率响应评估模型，通过设置预想频率事故来计算、分析电网频率响应特性，但并未考虑风电对系统频率响应的贡献。随着风电渗透率持续增加，为保障电网频率安全稳定，一次调频辅助控制技术成为研究热点，并在学术界、风机制造厂商和电网实际运行中逐步推广应用。与同步发电机组一样，需要通过建立风电场的有功/频率响应模型来定量表征一次调频响应作用，并纳入到传统频率响应评估模型中进行更新，才能真实、客观地反映含风电有功/频率响应作用的电网频率特性。因此，该专利基于浆距控制的一次调频辅助控制技术，讨论风电有功/频率耦合的电力系统频率特性分析与计算问题。
发明内容
[0003] 以大规模风电接入电力系统为对象，考虑风电一次调频响应作用时，本发明提供了一种基于风电桨距一次调频控制的电网频率特性计算方法，可以客观真实地反映功率缺额下含风电电力系统的频率响应特性。
[0004] 本发明采取的技术方案为：
[0005] 一种基于风电桨距一次调频控制的电网频率特性计算方法，包括以下步骤：
[0006] 步骤1：引入加权的动态等值参数聚合法，可分别对后续n台火电机组群、水电机组群和风电机组群进行参数等值计算,并求其等值机组的参数KG：
[0007]
[0008] 其中，下标j，G分别为机群中第j台机组和等值机，Sj为第j台机组的额定容量。
[0009] 步骤2：采用浆距控制的一次调频辅助控制策略时，风机转速被钳制在额定转速，不进行虚拟惯性响应。计算不同风电渗透率下系统等效惯性时间常数H∑可表示为：
[0010]
[0011] 其中SWFi，SeqWFi，HCONi，SCONi含虚拟惯性控制的风电场的额定容量，不含虚拟惯性控制的风电场惯性的额定容量，常规电场惯性时间常数、额定容量。
[0012] 步骤3：基于浆距控制的一次调频辅助控制策略，计算求解风电场的一次调频控制系统的动态响应模型传递函数hmWF(s)：
[0013] 根据发明专利(CN201610596309.0)，单台风电机组一次调频控制系统的动态响应模型传递函数hmwt(s)为：
[0014]
[0015] 上式中，s为拉普拉斯频域算子，w0，w1，w2，k0为传递函数系数。
[0016] 采用加权动态等值参数聚合法时，风电场基于桨距一次调频控制系统的动态响应模型传递函数hmWF(s)为：
[0017]
[0018] 其中k0G，w0G，w1G，w2G分别为传递函数hmWF(s)的各项等值参数。
[0019] 步骤4：根据单台汽轮机-调速器模型传递函数hmT(s)和水轮机-调速器的传递函数hmH(s)，采用加权动态等值参数聚合法，可计算得到多台机组等值传递函数hmTΣ(s)和hmHΣ(s)为：
[0020]
[0021]
[0022] 上式中，RTG，RHG，TRHG，FHPG，TwG分别为汽轮机调差系数，水轮机调差系数，再热器时间常数，高压涡轮级功率占比，水锤效应系数的等值聚合参数。
[0023] 步骤5：建立改进型SFR频率响应模型，如图2所示，当采用浆距一次调频辅助控制策略时，根据步骤2，可计算模型的开环传递函数G(s)：
[0024]
[0025] 其中，D为负荷阻尼系数,公式中其余物理量如前述所示。
[0026] 根据步骤3和步骤4，即可计算模型的反馈传递函数h(s)为：
[0027]
[0028] 对应的闭环传递函数为：
[0029]
[0030] 上式中，b2m，b2m-1，，，b20，a2n，a2n-1，，，a20分别为闭环传递函数各次项系数。
[0031] 步骤6：以负荷功率缺额ΔPL(s)为模型输入，系统频率偏差Δωs(s)为模型输出，对频率响应模型进行化简，利用部分分式展开法求解系统频率偏差的时域解Δωs(t)为：
[0032]
[0033] 其中，r为部分分式展开的余数数组，p为部分分式展开的极点数组，k为常数项；n1是实数根个数，n2是共轭复数根的对数，ζl是共轭复数根反映的二阶系统阻尼系数，ωnl是共轭复数根反映的二阶系统振荡角频率，A0是Δωs(s)在s＝0处的留数，Aj是Δωs(s)在实数极点s＝/pj处的留数，Bl和Cl分别为Δωs(s)在共轭复数极点处s＝/(Bl±jCl)留数的实部和虚部，，由此可得到频率偏差的时域解为：
[0034]
[0035] 上式中，公式中其余物理量如前述所示。
[0036] 本发明一种基于风电桨距一次调频控制的电网频率特性计算方法，优点在于：对含大规模风电接入的电力系统，针对大于额定风速运行条件，基于浆距控制一次调频辅助控制技术，通过建立系统传递函数模型来描述风电场一次调频响应作用，并将其纳入到传统频率响应模型中，建立改进型SFR模型，从而可以客观真实地反映功率缺额下含风电电力系统的频率响应特性，这尤其对于风电渗透率越高的系统具有重要意义。
附图说明
[0037] 图1为本发明的流程图。
[0038] 图2为改进型SFR频率响应模型。
[0039] 图3为基于风电场浆距控制一次调频响应的电力系统频率响应传递函数框图。
[0040] 图4为本发明实施例的仿真系统图。
[0041] 图5为突增负荷时风电渗透率为10％下系统频率响应曲线图。
[0042] 图6为突增负荷时风电渗透率为20％下系统频率响应曲线图。
[0043] 图7为突增负荷时风电渗透率为30％下系统频率响应曲线图。
[0044] 图8为突减负荷时风电渗透率为10％下系统频率响应曲线图。
[0045] 图9为突减负荷时风电渗透率为20％下系统频率响应曲线图。
[0046] 图10为突减负荷时风电渗透率为30％下系统频率响应曲线图。
具体实施方式
[0047] 为了便于本领域普通技术人员理解和实施本发明，下面结合附图及实施例对本发明作进一步的详细描述，应当理解，此处所描述的实施示例仅用于说明和解释本发明，并不用于限定本发明。本发明中基于风电场浆距控制一次调频响应的电力系统频率响应传递函数框图3所示，各部分控制模型均由该图给出。
[0048] 一种基于风电桨距一次调频控制的电网频率特性计算方法，包括以下步骤：
[0049] 步骤1：引入加权的动态等值参数聚合方法，可分别对后续n台火电机组群、水电机组群和风电机组群进行参数等值计算。则等值机组的参数为：
[0050]
[0051] 其中，下标j，G分别为机群中第j台机组和等值机，Sj为第j台机组的额定容量。
[0052] 步骤2：求解不同风电渗透率下电力系统等效惯性时间常数H∑；
[0053] 采用浆距一次调频辅助控制策略时，风机转速被钳制在额定转速，不进行虚拟惯性响应。不同风电渗透率下的系统等效惯性时间常数H∑可表示为:
[0054]
[0055] 其中SWFi，SeqWFi，HCONi，SCONi含虚拟惯性控制的风电场的额定容量，不含虚拟惯性控制的风电场惯性的额定容量，常规电场惯性时间常数、额定容量。
[0056] 步骤3：基于浆距控制的一次调频辅助控制策略，计算求解风电场一次调频控制系统的动态响应模型传递函数hmWF(s)：
[0057] 根据发明专利(CN201610596309.0)，单台风电机组的一次调频控制系统的动态响应模型传递函数hmwt(s)为：
[0058]
[0059] 采用加权动态等值参数聚合方法时，风电场基于桨距一次调频控制系统的等值聚合模型传递函数hmWF(s)为：
[0060]
[0061] 其中k0G，w0G，w1G，w2G分别为传递函数hmWF(s)的各项等值参数。
[0062] 步骤4：根据单台汽轮机-调速器模型传递函数hmT(s)和水轮机-调速器的传递函数hmH(s)，采用加权动态等值参数聚合方法，分别计算得到多台机组等值传递函数hmTΣ(s)和hmHΣ(s)为：
[0063]
[0064]
[0065] 其中RTG，RHG，TRHG，FHPG，TwG分别为汽轮机调差系数，水轮机调差系数，再热器时间常数，高压涡轮级功率占比，水锤效应系数的等值聚合参数。
[0066] 步骤5：建立改进型SFR频率响应模型，如图2所示，当采用浆距一次调频辅助控制策略时，根据步骤2，可得到模型的开环传递函数G(s)；
[0067]
[0068] 其中D为负荷阻尼系数，公式中其余物理量如前述所示。
[0069] 根据步骤3和步骤4，即可计算模型的反馈传递函数h(s)：
[0070]
[0071] 和对应的闭环传递函数为：
[0072]
[0073] 上式中，b2m，b2m-1，，，b20，a2n，a2n-1，，，a20分别为闭环传递函数各次项系数。
[0074] 步骤6：根据Φ(s)在负荷突增阶跃响应ΔPL(s)/s下，可求得频率偏差Δωs(s)和频率偏差的时域解△ωs(t)；
[0075]
[0076] 其中，r为部分分式展开的余数数组，p为部分分式展开的极点数组，k为常数项；n1是实数根个数，n2是共轭复数根的对数，ζl是共轭复数根反映的二阶系统阻尼系数，ωnl是共轭复数根反映的二阶系统振荡角频率，A0是Δωs(s)在s＝0处的留数，Aj是Δωs(s)在实数极点s＝/pj处的留数，Bl和Cl分别为Δωs(s)在共轭复数极点处s＝/(Bl±jCl)留数的实部和虚部，由此可得到频率偏差的时域解为：
[0077]
[0078] 步骤7：上述建立的基于浆距控制的风电有功/频率耦合电力系统频率模型通过仿真算例验证精确性。
[0079] 在Matlab/simulink环境下，建立了图4的仿真系统，系统中两个区域通过两条联络线联接，区域1包含一台水电机组G2和一个风电场，区域2包含两台火电机组G3和G4，负荷L1，L2，C1，C2分别在两个区域接口母线处接入，负荷L3作为扰动负荷，通过L3接入和切除来模拟该仿真系统功率缺额的频率事故。对图4中风电场的风电机组基于浆距一次调频辅助控制策略，验证步骤6中系统频率偏差解析模型计算结果的精确性，证明采用建立图2的改进SFR解析模型能客观描述含风电有功/频率控制的电力系统频率特性。具体通过比较无风电有功/频率控制的非线性全状态仿真模型(后称模型1)、计及风电有功频率控制的非线性全状态仿真模型(后称模型2)和改进SFR模型(后称模型3)来进行验证和说明。模型1不考虑风电一次调频作用，仅考虑同步发电机简化模型；模型2计及同步发电机惯性响应、一次调频完整的非线性模型，包括原动机动态过程和调速器动态过程，计及一次调频非线性模型；模型3则采用图2和图3解析模型。
[0080] 其中仿真参数如下：
[0081] 双馈风机参数：额定电压Vn＝575V，额定功率Pn＝1.5MW，定子电阻Rs＝0.023pu，定子电感Ls＝0.18pu，转子电阻Rr＝0.016pu，转子电感Lr＝0.16pu，励磁电感Lm＝2.9pu，固有惯性时间常数HDFIG＝5.29s，速度控制器积分系数Ki＝0.6。额定角速度ωnom＝157.08rad/s，额定风速VwN＝11.7m/s，变流器时间常数τ＝0.02s。
[0082] 发电机参数(G2、G3、G4)：Sn＝900MVA，Un＝20kV，Xd＝1.8，Xq＝1.7，Xa＝0.2，Xd′＝0.3，Xq′＝0.55，Xd″＝0.25，Xq″＝0.25，Ra＝0.0025，Td0′＝8.0，Tq0′＝0.4，Td0″＝0.03，Tq0″＝0.05，H＝6.5(G2)，H＝6.175(G3、G4)
[0083] 变压器参数(T1、T2、T3、T4)：Sn＝900MVA，Un1/Un2＝20Kv/230kV，Rt+jXt＝0+j0.15pu
[0084] 输电线路参数(100MVA，230kV为基准)：
[0085] RL＝0.0001pu/km，XL＝0.001pu/km，BC＝0.00175pu/km
[0086] 负荷数据：PL1＝800MW，QL＝100MVAR，QC1＝-187MVAR，QC2＝-200MVAR，PL2＝800MW，QL＝100MVAR，QC1＝-187MVAR，QC2＝-350MVAR附加负荷PL3＝160MW
[0087] 仿真项目包括：1)不同风电渗透率条件下，负荷突增时，基于浆距一次调频辅助控制的系统频率响应，该项目通过图5/图7验证；2)不同风电渗透率条件下，负荷突减时，基于浆距一次调频辅助控制的系统频率响应，该项目通过图8～图10验证；
[0088] 图5/图7，均设置风速Vw＝15m/s，系统突增10％有功负荷的频率事故，风电渗透率分别为10％，20％，30％。
[0089] 根据图5/图7仿真结果比较情况来看，在风电渗透率较低时，模型1和模型2在频率动态响应和稳态精度上较吻合，此时模型3在计算精度上并未表现出优越性；当风电渗透率越高、施加桨距一次调频辅助控制时，模型2比模型1表现出的抑制系统频率跌落和抑制频率上升的作用更明显，二者的频率响应吻合度较差，而采用模型3时，在系统频率跌落、上升最低点及稳态精度指标上以及动态响应上均与模型2更接近，优于模型1。
[0090] 图8/图10，均设置风速Vw＝15m/s，系统突减10％有功负荷的频率事故，风电渗透率分别为10％，20％，30％。
[0091] 根据图8～图10仿真结果比较情况来看，当系统风电渗透率较低时，采用模型3和模型2得到的系统频率响应曲线吻合度较差，此时不宜采用模型3进行解析求解；当系统风电渗透率较高时，采用模型1得到的系统频率响应特性曲线与实际曲线(模型2得到)差距较大，而此时采用模型3与模型2的系统频率响应曲线吻合度更好，通过模型3解析求解更能客观反映系统频率响应本质。
